книги из ГПНТБ / Экономика газовой промышленности
..pdfоптимальных |
|
решений. |
Замыкающие |
затраты |
на топливо |
||||
определяются |
как * |
|
|
|
|
|
|||
т |
I ^3 |
ІИ |
ти + |
(33 + |
з у |
= АЗТ |
+ |
^ГФ 3. (6 -1 ) |
|
фг = (-Ü-3 |
3 |
— 3 |
|
|
|
||||
где |
фг — замыкающие |
затраты |
на природный |
газ, руб/т |
усл.т.\ 3£и, З3и — удельные приведенные затраты на топли-
воиспользование при работе замыкающих потребителей на природном газе (вариант с индексом г) и замыкающем топ ливе (вариант с индексом з), руб/т уел. т; т]г, г|3 — к. п. д. топливоиспользования у замыкающей категории потреби телей при использовании природного газа и замыкающего
топлива; ф3 = З 3 + З 3р — удельные приведенные |
затраты |
на добычу и транспортирование замыкающего |
топлива, |
руб/т уел. т.
Замыкающие затраты на природный газ и на все осталь ные виды топлива формируются на основе затрат на добычу и транспортирование замыкающего топлива ф3 и разности затрат на топливоиспользование АЗТИ у замыкающего по требителя. Для УССР замыкающие затраты на природный газ (мазут, каменный, бурый уголь и др.) определяют в за висимости от приведенных затрат на добычу и транспортиро вание донецкого угля, а также экономического эффекта в области топливоиспользования, получаемого за счет сжи гания природного газа вместо твердого топлива в котлах мощных тепловых электростанций республики (или в котель ных).
Замыкающие затраты на электроэнергию представляют собой сумму трех составляющих. Первая определяет топлив ную составляющую затрат и вычисляется как произведение удельного расхода топлива для производства электроэнергии на величину замыкающих затрат используемого на электро станции топлива. Вторая составляющая характеризует за траты на сооружение и эксплуатацию замыкающих электро станций в энергосистеме. Третья составляющая зависит от режима использования электроэнергии данной /-й катего рией потребителей, так как затраты на производство электро энергии существенно зависят от режима ее потребления.
* Руководящие указания по использованию замыкающих затрат. Научный совет по комплексным проблемам энергетики ОФТПЭ АН
СССР, М., 1972.
171
Замыкающие затраты на электроэнергию в основном фор мируются по технико-экономическим показателям собствен ных замыкающих электростанций каждой энергосистемы
фэ= ССс.нССп а0 (ЕКІ + СІ) |
+ К г |
£ * д + С д |
(6- 2) |
где фэ — замыкающие затраты на электроэнергию, руб/ Мет. ч; а с.н, а п, а р —коэффициенты соответственно собствен ных нужд, потерь в сетях, величины резерва; К%, С® —
капитальные вложения и эксплуатационные расходы на за мыкающей электростанции, руб/Мвт\ Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; h — годовое использование мощности электростанции, ч; Ь'г —
удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, т уел. т./Мвт-ч\ фт — замыкающие затраты на топливо, сжигаемое на электростанции, руб/т уел. т.\ Кя, Сд — дополнительные капитальные вложения и эксплуатацион ные расходы на внутрисистемное распределение электро энергии, руб/Мвт.
Замыкающие затраты на электроэнергию в объединен ных системах определяются по результатам оптимизации их развития, в итоге которой выясняются замыкающие эле ктростанции в базисной, полупиковой и пиковой зонах гра фика нагрузки и используемые ими виды топлива.
Замыкающие затраты на топливо и электроэнергию опре деляются для районов страны дифференцированно для раз ных видов топлива, участвующих в топливно-энергетиче ском балансе, в зависимости от режимных показателей рабо ты электрических станций в энергосистемах, а также для отдельных периодов года (последнее связано с установлени ем различных оценок на природный газ для отопительного и неотопительного сезонов). При проведении перспективных расчетов для определения сравнительной эффективности использования взаимозаменяемых видов топлива (энергии) в процессах промышленности замыкающие затраты рассма триваются как исходная информация, которая должна опре деляться в результате оптимизации перспективного топлив но-энергетического баланса республики (страны).
Эффективность использования энергоносителей в энерго технологических процессах производства продукции долж на определяться с использованием математических моделей промышленных предприятий и узлов при всестороннем учете
172
режимных показателей работы оборудования, местных усло вий энергоснабжения, возможностей использования вто ричных энергетических ресурсов и т. д. В то же время при менение замыкающих затрат на топливо и электроэнергию дает возможность оценить сравнительную эффективность отдельных вариантов энергоснабжения процессов промыш ленного производства при проведении укрупненных пер спективных расчетов.
Для выяснения эффективности использования газа при производстве любого вида промышленной продукции необ ходимо сопоставить показатели полных удельных приведен ных затрат, характерных для данного варианта топливоснаб жения с аналогичными показателями для всех остальных видов топлива (электроэнергии), которые наряду с природ ным газом могут быть использованы в данном процессе. Если обозначить затраты в варианте использования в м процессе природного газа как 3), а затраты в варианте ис
пользования любого другого энергоносителя как 3), то
сравнительная экономичность вариантов топливоснабжения определяется из соотношения Зг. ^ Зт для /' = ], 2 , ..., п.
Более эффективный вариант будет характеризоваться мень шим показателем полных затрат и эффект от использова ния газа у потребителя определится как
Д3/ = 3} — 3)\ / = 1, 2 п. (6-3)
При сравнении затрат для различных вариантов топливо снабжения необходимо, чтобы каждый из вариантов был приведен к сопоставимым условиям. Это означает, что: а) каждый из сравниваемых вариантов должен рассматри ваться в оптимальных для него условиях; б) при любом ва рианте топливоснабжения процессов промышленного про изводства народное хозяйство должно получить необходимое количество продукции заданного ассортимента и качества.
1. При сопоставлении технико-экономических показате лей под оптимальными условиями понимают такие, когда для каждого варианта учитывают прогрессивную техноло гию производства промышленной продукции, новые реше ния в области конструкции энерготехнологического обору дования, возможность автоматизации процессов и др.
2. Вторым условием является необходимость приведения вариантов к одинаковому выпуску (отпуску) промышленной
173
продукции и к одинаковым ее качественным характеристи кам.
3. Третьим условием является необходимость соблюде ния принципа надежности схем топливоснабжения (энер госнабжения), а также принципа обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий для работы обслуживаю щего персонала.
Полные удельные затраты для варианта применения в энерготехнологическом процессе природного газа определя ются по формуле
Зг = (фг ± АЗгыт+ Згх + Згрт) К • |
+ Згт рубled. прод., |
|
(6-4) |
где фг — замыкающие затраты на газ для данного конкрет ного района республики, руб/m уел. т.\ Л3^т — поправка
на магистральный транспорт природного газа, рубіт усл.т.\ Згх — затраты на хранение газа в подземных хранилищах, рубіт уел. т.; Згрт — приведенные затраты на распредели
тельный транспорт природного газа, рубіт уел. т.; Ьг —• удельный расход природного газа на единицу промышленной продукции, т уел. т./ед. прод.-, К — коэффициент, учиты вающий потери газа при транспортировании и хранении;
3 £и — приведенные затраты |
на топливоиспользование при |
производстве промышленной |
продукции, руб/ед. прод. |
В выражении (6-4) в общем виде определены основные |
элементы затрат, которые необходимо учитывать в каждом варианте топливоснабжения. Первое слагаемое выражения (энергетические затраты) сформировано на основе замыкаю щих затрат на природный газ и удельного расхода газа на единицу промышленной продукции, вырабатываемой в энер готехнологическом агрегате.
Поскольку замыкающие затраты при оптимизации топ ливно-энергетического баланса рассчитываются до опреде ленных центров потребления крупных территориальных районов, при определении энергетической составляющей затрат необходимо вводить поправку на магистральный транспорт топлива до конкретного промышленного пред приятия (для энерготехнологийеских процессов которого оп ределяется сравнительная эффективность использования различных энергоносителей). Кроме того, в энергетической составляющей учитываются затраты, связанные с распреде лительным транспортом топлива: для природного газа за
174
траты на его транспортирование по системе распределитель ных газопроводов до потребителя; для твердого и жидкого топлива — затраты на транспортирование его по железно дорожным веткам, затраты на автомобильный транспорт и т. д.
Необходимым элементом формирования энергетических затрат на промышленную продукцию является также удель ный расход энергоносителя. На методах определения удель ных расходов и . неэнергетических затрат мы остановимся более подробно далее.
При использовании в энерготехнологическом процессе любого другого вида топлива (твердого или жидкого) выра жение для определения полных затрат записывается следую
щим образом: |
|
|
Зт = (срт ± АЗТМТ+ Зтрт) Ьт+ 3;и руб/ед. прод., |
(6-5) |
|
а при использовании электроенергии — |
|
|
Зэ = (фэ + 3»рт)Ь3 |
+ 3*-и рубled. tipod. |
(6 -6) |
Структурно выражения (6-4), (6-5), (6-6) не отличаются одно от другого. В каждом из них учитываются замыкаю щие затраты на используемый энергоноситель срг, <рт, срэ; затраты на распределительный транспорт природного газа 3£т, твердого или жидкого топлива 3 £ т и электроэнергии
ЗрТ; удельные расходы энергоносителей на производство промышленной продукции Ьг, Ьт, Ь3; затраты на топливоиспользование 3^н,3^и, 3®и; коэффициенты, учитывающие поте
ри газа и электроэнергии при транспортировании Яг и Яэ. Отличие этих выражений заключается лишь в том, что в каждом варианте топливоснабжения или энергоснабжения
меняются абсолютные значения отдельных элементов затрат и удельных расходов топлива или электроэнергии в зави симости от вида используемого энергоносителя. Для оценки сравнительной эффективности использования природного газа в промышленности в перспективном периоде необхо димо количественно выразить изменения удельных расходов топлива или электроэнергии, а также затрат на топливоиспользование в зависимости от вида применяемого энергоно сителя.
Остановимся на методах количественного анализа изме нения удельных расходов энергоносителей и затрат на топ
175
ливоиспользование для некоторых энергоемких процессов промышленного производства.
В перспективных укрупненных расчетах определение изменений удельных расходов топлива (электроэнергии) для энергоемких промышленных процессов в зависимости от вида применяемого энергоносителя должно основываться на использовании аналитических моделей энергетических и технологических агрегатов *. Построение аналитических моделей и их расчет должны выполняться с учетом прогрес сивных изменений, которые могут произойти в процессе про изводства промышленной продукции, с учетом изменений в технологии производства, конструкции энергетического оборудования, в основных параметрах процесса, режимных показателях и т. д. Другими словами, при построении ана литических моделей для определения изменений удельных расходов энергоносителей в зависимости от вида приме няемого топлива или электроэнергии необходимо учитывать технический прогресс в отраслях промышленного производ ства.
Построение аналитических моделей базируется на суще ствующих методах расчета энергетических балансов энергети ческих и технологических агрегатов. Для энергетических установок (котельных агрегатов) тепловых электростанций и котельных энергетические балансы рассчитывают для оп ределения коэффициента полезного действия котлоагрегата,
изменяющегося в зависимости от вида сжигаемого топлива
п т
К = ЮО — (qa+ % + <74 + % + <7е шл + <7™п + q3mn), (6-7)
где т|» — коэффициент полезного действия котельного агре
гата (нетто); <72 — потеря тепла |
с уходящими газами; |
<73 — потеря тепла от химического |
недожога; qt — потеря |
* Построение и использование для этих целей стохастических ре грессионных моделей, по мнению авторов, имеет весьма ограниченный характер, так как базой для построения этих моделей является пассив ный эксперимент, т. е. массив опытно-статистической информации. В то же время возможности проведения пассивного эксперимента для одного и того же агрегата в условиях использования им различных видов энергоносителей весьма ограничены. Строить же модель наоснове исполь зования информации о работе различных (хотя и однотипных) агрега тов или для одного и того же агрегата, работающего в прошлом на од ном виде топлива, затем переведенного на другой, нерационально из-за несопоставимых показателей исходной информации.
176
тепла от механического недожога; qh — потеря тепла в ок ружающую среду; (/бшл — потеря тепла со шлаком; —
расход тепла на собственные нужды котлоагрегата, выра женный в процентах от расхода тепла топлива; q3on — расход
тепла на выработку электроэнергии, затрачиваемой на соб ственные нужды котлоагрегата, выраженный в процентах от расхода тепла топлива.
Анализ обратных балансов котельных установок пока зал, что при переводе котлоагрегата с твердого топлива на газообразное потери qs, g4, ^вшл практически равны нулю. За счет чистоты поверхностей нагрева котельной установки и, как следствие, улучшения условий теплообмена, а также за счет уменьшения коэффициента избытка воздуха а сни жается потеря тепла с уходящими газами qv Значительно снижается потеря q3 за счет остановки оборудования цехов
топливоподачи и пылеприготовлеиия, а также потеря <7™,
так как отпадает необходимость в обдувке паром поверх ностей нагрева котельной установки. Все это способствует снижению удельного расхода топлива, сжигаемого в котель ном агрегате (при его переводе с твердого топлива на при родный газ) и увеличению коэффициента полезного действия установки.
Удельный расход условного топлива на получение теп ла, отпущенного котельными агрегатами, определяется по формуле
bн = ю5 |
(6-8) |
Ѵ£- |
|
т. е. величина удельного расхода топлива Ь* обратно про порциональна к. п. д. котлоагрегата т]Ц.
Так как при перспективных расчетах определяют удель ные расходы энергоносителей на конечную товарную про дукцию промышленного производства (такой продукцией для электростанций является отпускаемая электроэнергия и теплоэнергия), то удельный расход топлива на отпускае мую электроэнергию и теплоэнергию зависит не только от теплового совершенства котельных установок, но и от тех нических характеристик всего тепло- и электрогенери рующего оборудования электростанции.
При конденсационном режиме работы электрической станции удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию определяется по формуле
12 4-1021 |
177 |
К = - i r ^ ■10_I- |
(6-9) |
Чт.п |
|
где q* —- удельный расход тепла на турбоагрегат |
(нетто), |
ккал/кет- ч\ Ь" — удельный расход условного топлива на
получение тепла, отпущенного котельными агрегатами, кг/Гкал; — к. п. теплового потока станции.
Удельный расход тепла на турбоагрегат зависит от ти па и среднегодовой загрузки турбины, соответствующей числу часов использования установленной мощности. На пример, для блока мощностью 200 Мет часовой расход теп ла на турбоагрегат Q3 определяется по следующей формуле:
Qa = 29,58 + 1,825У“ + 0,157 (У« — 172,25) Гкал/ч, (6-10 )
где N*— мощность турбоагрегата (нетто), Мет.
Вид используемого топлива не влияет на величину расхо да тепла на турбоагрегат, т. е. при расчете аналитической модели конденсационной станции с определенным составом оборудования для различных видов топлива Qs « const.
При теплофикационном режиме работы энергетического оборудования электростанции наряду с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии с шин определяется так же расход топлива на отпуск теплоэнергии из отборов тур бин, зависящий от их тепловой нагрузки, удельного расхо да топлива на котельный агрегат и к. п. д. теплового пото ка станции.
Для определения затрат на топливоиспользование для КЭС, ТЭЦ и котельных при проведении перспективных рас четов необходимо выяснить, как влияет вид сжигаемого топлива на капитальные вложения в энергетическое обору дование и эксплуатационные расходы, связанные с процес сом производства электроэнергии и тепла.
Удельные капиталовложения в топливоиспользование, рассчитанные на отпущенную электроэнергию для КЭС и ТЭЦ при снабжении этих объектов одним видом топлива можно определить по следующей формуле:
|
т |
|
[К\ + (щ - Щ і + |
s « л + |
ФтФр |
К УД=--------------ЛД |
іГ Ь ц -------------- руб!кет ■ч, (6-1 1 ) |
где К\ — капиталовложения, связанные с установкой на станции первого агрегата типоразмера А, тыс. руб.; пг —
178
количество устанавливаемых на станции агрегатов типораз мера А, шт.; К{ — капиталовложения, связанные с установ
кой на станции последующих агрегатов типоразмера А,
тыс. руб.; щ — количество устанавливаемых |
на станции |
||
агрегатов і-го типоразмера, шт.; |
Kt — капиталовложения, |
||
связанные с установкой на станции агрегатов |
і-го типораз |
||
мера, тыс. руб.; |
К э— капиталовложения, |
зависящие от |
|
общей мощности |
станции, тыс. |
руб.; срт — коэффициент, |
учитывающий влияние вида топлива на капиталовложения в электрическую станцию; срр — коэффициент, учитывающий изменение затрат на станцию в зависимости от территориаль ного района размещения; Nуст — установленная мощность станции, Мет; h3— число часов использования установлен
ной мощности; X — расход электроэнергии |
на собственные |
|||
нужды станции, доли единицы. |
|
природно |
||
При использовании на электрической станции |
||||
го газа |
в качестве буферного топлива формула |
(6-1 1 ) не |
||
сколько видоизменяется и |
приобретает следующий вид: |
|||
|
т |
п(К[ + ^эіФтФр |
|
|
CT _ |
ік 1+ (пі — іЖі + 2 |
ру'б/квт-ч,( 6-1 2 ) |
||
___________________________________ ‘ " 2 |
____________________________ |
|||
уд |
ІѴустЛтэ(1 - Г ) + ^ ус^ ( 1 - ^ |
|
|
|
где hi, |
hr — время использования установленной мощности |
|||
соответственно при работе |
станции на твердом |
(жидком) |
||
и газообразном топливе, ч; |
ХТ, Лг — расход электроэнергии |
на собственные нужды станции при работе на твердом (жид ком) и газообразном топливе.
Себестоимость электроэнергии (без топливной составля ющей) для КЭС и ТЭЦ при использовании одного вида топ лива определяется по формуле
{<Ра + |
Дг.рЖст + r'm'Nycr + а ' [(Ра + РТ Р)К„ + |
r'm'NycT] } |
“ n s t ~ |
N y c A ( 1 — Я ) |
|
|
коп/кет-ч, |
(6-13) |
где /Сет — капиталовложения в электрическую станцию (для ТЭЦ — капитальные вложения, относимые на производство
электроэнергии), |
тыс. руб.; Ра— отчисления на аморти |
||||
зацию в долях |
стоимости электростанции; |
Рхр — то же, |
|||
на текущий ремонт; г' |
— среднегодовая |
заработная плата |
|||
с начислениями |
одного |
работника, |
руб.; |
т!—штатный ко |
|
эффициент по эксплуатационному |
персоналу |
на 1000 кет, |
12* |
179 |
чел.; а ' — коэффициент, учитывающий общие расходы по станции.
При использовании природного газа в качестве буферно го топлива формула (6-13) видоизменяется аналогично фор муле (6-1 2 ).
Для котельных (в том числе и замещающих тепловые мощности ТЭЦ) технико-экономические показатели опреде ляются по приведенным ниже формулам.
Удельные капиталовложения
т
\К[ + ( щ - Щ і + 2 « Л + ^общі Фр
1=2
руб!Гкал, (6-14)
Ѵ ч Ѵ 1 - *>
где К\ — капиталовложения, связанные с установкой в ко тельной головного котлоагрегата типоразмера А, тыс. руб.; л х — количество устанавливаемых в котельной котлоагре гатов типоразмера А, шт.; Кі — капиталовложения, свя занные с установкой в котельной последующих котлоагрега тов типоразмера А, тыс. руб.; — количество устанавлива емых в котельной котлоагрегатов і-го типоразмера, шт.; Кі — капиталовложения, связанные с установкой в котель ной котлоагрегатов і-го типоразмера, тыс. руб.; фр — коэф фициент, учитывающий изменение затрат на котельную в за висимости от территориального района ее размещения; Кобщ — общие капиталовложения в котельную, тыс. руб.; Орасч — расчетная производительность котельной, Гкал/ч; hQ— годовое число часов использования расчетной произво дительности котельной; К— расход теплоэнергии на соб ственные нужды котельной.
Себестоимость отпущенной теплоэнергии (без топливной составляющей)
(6-15)
где Ро.м — доля амортизационных отчислений от стоимости оборудования с монтажом; К0.м — стоимость оборудования
180