Технико-экономическая оценка комбинированного и раздельного энергоснабжения района - ABCD42.RU

Технико-экономическая оценка комбинированного и раздельного энергоснабжения района

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

На относительную экономичность применения разных схем энергоснабжения влияет большое число факторов, основными из которых являются следующие:

1) условия топливоснабжения, определяемые особенностями топливно-энергетического баланса района и страны, на основе которого выбираются вид и стоимость расходуемого топлива для ТЭЦ, районных отопительных и промышленных котельных;

2) единичная мощность, параметры и технико-экономические показатели оборудования и сооружения ТЭЦ, котельных, тепловых сетей;

3) уровни, структура, темпы роста и плотность тепловых нагрузок;

4) режимы работы. ТЭЦ в объединенной электроэнергетической системе (годовые числа часов использования электрической й тепловой мощности ТЭЦ, доля выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному режиму, участие ТЭЦ в покрытии полупика и пика графика электрических нагрузок системы и др.);

5)местные условия (планировка города, климат и др.).

Многообразие перечисленных факторов может по-разному влиять на выбор схем энергоснабжения промышленного центра.

Задача заключается в том, чтобы определить для каждой из них оптимальную область применения и выявить их сравнительную эффективность при разных/ исходных условиях.

Выбор комбинированной или раздельной схем энергоснабжения промышленного центра производится путем их сравнения по суммарным приведенным затратам, вычисленным для каждой из них (см. гл. 4). При комбинированной схеме достигается экономия топлива и прежде всего газомазутного, что особенно важно в современных условиях, требующих замены этих видов топлива, используемого на цели электро- и теплоснабжения, на твердое топливо (уголь). Учитывая, что котельные, сооружаемые в городах, должны работать преимущественно на газе или малосернистом мазуте (во избежание загрязнения воздушного бассейна), такая замена реально возможна только при осуществлении комбинированной схемы, т. е. при применении теплофикации. Это существенное преимущество комбинированной схемы по сравнению с раздельной предопределяет необходимость тщательного обоснования оптимальных областей ее применения. В то же время развитие теплофикации сопряжено с повышенными капиталовложениями (по сравнению с раздельным способом производства: тепла и электроэнергии). Однако с увеличением тепловой нагрузки, присоединяемой к ТЭЦ, возрастает мощность основного оборудования и в целом электрическая мощность теплоэлектроцентрали, что приводит к снижению удельных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности и к повышению ее экономической эффективности. При этом ввиду увеличивающегося радиуса передачи тепла увеличиваются приведенные затраты в транзитные и магистральные тепловые сети.

Таким образом, важно установить ту минимально целесообразную тепловую нагрузку, начиная с которой комбинированная схема оказывается эффективнее раздельной схемы энергоснабжения.

В обобщенных расчетах, целью которых является выявление влияния отдельных или совокупности учитываемых факторов на сравнительную эффективность применения комбинированной или раздельной схем энергоснабжения, необходимо проанализировать разные исходные условия. Это может быть достигнуто проведением серии расчетов при вариантных значениях исходных данных.

С учетом отмеченного в расчетах варьировались следующие показатели: уровни и структура тепловых нагрузок, замыкающие затраты на топливо и электроэнергию, климатические условия, единичная производительность отопительных и промышленно-отопительных котельных, капиталовложения в источники тепла и тепловые сети. На рис. 10-8 приведены результаты расчетов по оценке влияния уровней и структуры тепловых нагрузок на сравнительную эффективность применения комбинированной и раздельной схем энергоснабжения. Эти расчеты выполнены применительно к условиям Центра европейской части СССР для случая установки на ТЭЦ сочетаний турбин типа Т + Р. На рис. 10-9 показаны зависимости изменения приведенных затрат в рассматриваемые схемы энергоснабжения 3 от величины чисто отопительно-бытовой тепловой нагрузки Qop для разных климатических условий СССР. В расчетах, выполненных для Западной и Восточной Сибири, рассматривались ТЭЦ на канско-ачинском угле, а районные котельные — на газе в Западной Сибири и на рядовом угле в Восточной Сибири (предполагалось, что по своему техническому совершенству с точки зрения очистки дымовых газов районные котельные не уступают ТЭЦ) [18].


Такое исходное положение является в значительной мере условным, поскольку для районных котельных на канско-ачинском угле в настоящее время еще не решен ряд технических вопросов, связанных с их строительством и эксплуатацией. Однако при рассмотрении дальней перспективы можно предполагать, что эти вопросы будут решены, и тогда окажется допустимым выбор таких котельных в качестве источников централизованного теплоснабжения в Сибири. Их рассмотрение и сравнение с другими источниками тепла позволят более полно учесть исходные условия и обоснованно определить области применения централизованного теплоснабжения и теплофикации в Сибири.

В настоящее время в СССР не выпускаются водогрейные котлы на угле и, по-видимому, до 1980 г. не будет освоен их серийный выпуск. Поэтому для районных котельных на угле принимались котлы БКЗ-75. Следует предполагать, что в период 1980—1990 гг. будут освоены водогрейные котлы разной единичной теплолроизводительности, работающие на угле. Их применение, очевидно, приведет к некоторому изменению оптимальных областей развития теплофикации в Сибири и в то же время позволит обеспечить более высокие уровни централизации теплоснабжения от районных котельных.

В расчетах рассматривались районные котельные производительностью 1300 ГДж/ч • (300 Гкал/ч) с котлами ПТВМ-100 (на газе для Западной Сибири и на мазуте для Восточной Сибири) и БКЗ-75 (на рядовом угле). Капиталовложения на них определялись по данным ВНИПИэнергопрома: 2,9—3,3 тыс. руб на 1 ГДж/ч на газе и 11,5—12 тыс. руб. на 1 ГДж/ч на угле (12— 14 тыс. руб на 1 Гкал/ч на газе и 48—50 тыс. руб. на 1 Гкал/ч на угле). Следует отметить, что выбор котельных такой производительности для существующего состояния по источникам теплоснабжения городов Сибири— идеальный случай. Как правило, единичная производительность районных котельных значительно меньше указанного значения. Однако на перспективу 1980— 1990 гг. такой случай приближается к реальным условиям проектирования источников теплоснабжения в Сибири, и поэтому в выполненных расчетах за основу принимались котельные указанной теплопроизводительности.

В результате проведенных расчетов установлено, что при раздельной схеме энергоснабжения для городов Западной Сибири применение крупных котельных на газе эффективнее, чем котельных (той же производительности) на угле — экономия приведенных затрат составляет около 9%, а для городов Восточной Сибири экономически целесообразно сооружение таких котельных не на мазуте, а на угле — экономия приведенных затрат достигает около 25%. Полученные данные использовались при сравнении комбинированной и раздельной схем энергоснабжения города.

В построениях рис. 10-9 пересечение линий, характеризующих зависимость 3—f(Q0.р), определяет минимальную тепловую нагрузку для ТЭЦ. Ее значение (ввиду погрешности исходных данных) показано заштрихованными площадками. Как видно из этих построений, при принятых исходных условиях минимально допустимая тепловая нагрузка для теплофикации в европейских районах СССР составляет около 2900— 3400 ГДж/ч (700—800 Гкал/ч), а для Западной и Восточной Сибири — соответственно 2500—2900 ГДж/ч (600—700 Гкал/ч) и 1700—2100 ГДж/ч (400— 500 Гкал/ч). Более низкие значения минимальной тепловой нагрузки для ТЭЦ в Восточной Сибири по сравнению с Западной Сибирью и Центром европейской части СССР объясняются высокими значениями удельных капиталовложений на сооружение котельных на угле. Для реальных проектов, выполненных ВНИПИэнергопромом по отдельным городам Сибири, их значение достигает около 12—14,3 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (50—60 тыс. руб. на 1 Гкал/ч). Переход на новый тип котлов (водогрейных), работающих на твердом топливе, по-видимому, приведет к снижению. Однако это снижение вряд ли окажется значительным. В то же время расчеты показали, что эффективность теплофикации в Сибири сохраняется при найденных минимальных тепловых нагрузках в случае, если предельное значение Якот будет не менее 8,4 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (35 тыс. руб. на 1 Гкал/ч), т. е. примерно на 30% меньше по сравнению с принятым в расчетах ее значением. Достигнуть такого существенного снижения удельных капиталовложений в котельные при создании нового типа водогрейных котлов, работающих на угле, представляется невозможным.

Читайте также  Природно-ресурсный потенциал Беларуси, его экономическая оценка

Данные по минимально допустимой тепловой нагрузке ТЭЦ (рис. 10-9) получены при удельных капиталовложениях в магистральные тепловые сети, равных 2,4—2,9 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (10—12 тыс. руб. на 1 Гкал/ч). Как показывают проектные проработки, значение Для отдельных городов и промышленных центров может отличаться от ее усредненного значения. Для оценки влияния этого фактора на оптимальные области применения ТЭЦ в условиях Сибири были проведены дополнительные расчеты, в которых значение варьировалось в широких пределах. Результаты этих расчетов представлены на рис. 10-10. Из этих построений видно, что величина оказывает существенное влияние на минимально допустимую тепловую нагрузку ТЭЦ.

Таким образом, на оптимальные области применения теплофикации влияют разные факторы, численное значение каждого из которых не может быть принято однозначным. Поэтому возникает необходимость в постановке и решении задачи по сравнению комбинированной и раздельной схем энергоснабжения в условиях частичной неопределенности. Рассмотрим особенности ее решения на следующем примере.

Пример. Для условий Западной и Восточной Сибири требуется определить минимально допустимую тепловую нагрузку, при которой комбинированная схема оказывается экономичнее раздельной схемы энергоснабжения. В расчетах варьировались значения исходных показателей (уровни отопительно-бытовой тепловой нагрузки, капиталовложения в источники тепла и тепловые сети, замыкающие затраты на топливо и электроэнергию и др.), находились возможные их сочетания и для каждого сочетания и принятой величины тепловой и электрической нагрузки города приведенные затраты в комбинированную и раздельную схемы энергоснабжения. Возможный интервал изменения отдельных показателей принят по фактическим данным.

В результате выполненных расчетов установлено, что минимально допустимая тепловая нагрузка ТЭЦ может изменяться (в зависимости от исходных условий) от 1700 (400) до 3100 (750) ГДж/ч (Гкал/ч) для Западной Сибири и от 1300 (300) до 2300 (550) ГДж/ч (Гкал/ч) для Восточной Сибири. Для анализа полученной области использовался критерий минимума средних приведенных затрат. Результаты анализа, выполненного по этому критерию, представлены на рис. 10-11. Как следует из приведенных построений, теплофикация оказывается экономически эффективной при отопительно-бытовой тепловой нагрузке около 2100—2300 ГДж/ч (500—550 Гкал/ч) для Западной Сибири и 1700—1900 ГДж/ч (400—450 Гкал/ч) для Восточной Сибири.

Технико-экономические расчеты в энергетике

Курс повышения квалификации

  • Дата проведения: 27 — 29 марта 2020г.
  • Место проведения: Россия, Санкт-Петербург ,Васильевский остров, Средний пр-т, д. 36/40, Учебный комплекс ЦНТИ Прогресс
  • Официальный сайт выставки: http://www.cntiprogress.ru/seminarsforcolumn/26930.aspx
  • Информационный спонсор мероприятия: портал RusCable.Ru

Рассмотрим инструменты оценки экономической эффективности и обоснования технических решений при строительстве, эксплуатации, модернизации энергетических систем, а также подготовку и финансирование инвестиционных проектов, источники финансирования.

  1. Цели и задачи применения технико-экономических расчетов в энергетике: выбор оптимальных вариантов развития и совершенствования энергетических систем и комплексов предприятий.
  2. Ключевые показатели, используемые в технико-экономических расчетах. Состав учитываемых затрат при экономическом сравнении технических вариантов.
    • Капитальные вложения (затраты) в энергетические объекты.
    • Текущие (эксплуатационные) затраты/издержки: калькуляционные составляющие себестоимости тепловой и электрической энергии и промышленной продукции; сырье, основные и вспомогательные материалы; работы и услуги производственного характера; топливо на технологические цели; затраты на покупную энергию; затраты на оплату труда; отчисления на социальные нужды; амортизационные отчисления; зависимость составляющих себестоимости от объемов производства и производственной деятельности; материалоемкость и энергоемкость продукции и производственной деятельности.
  3. Технические аспекты выбора вариантов реконструкции и модернизации энергетических объектов.
  4. Определение затрат на обеспечение функционирования энергообъектов.
    • Расчет затрат на реализацию мероприятий по продлению ресурса объектов. Примеры расчета экономической эффективности мероприятий.
    • Расчет затрат на строительство, модернизацию, реконструкцию объектов.
  5. Основы технико-экономических расчетов при выборе вариантов развития и совершенствования энергетических предприятий и систем.
    • Условия сопоставимости вариантов.
    • Методы расчета показателей финансово-экономической эффективности решений/проектов в энергетике (PBP, DPBP, NPV, IRR).
  6. Обеспечение реализации выбранного технического решения финансовыми средствами. Подготовка документов в рамках инвестиционного проекта: инвестиционное предложение, бизнес-план, обоснование инвестиций (ТЭО), заявка на финансирование и проч.; их структура и состав.
  7. Механизмы и формы финансирования инвестиционных проектов и программ в энергетике:
    • инвестиционная надбавка к тарифу. Тарифы как источник финансирования;
    • энергосервисный и концессионный механизм;
    • долговое (кредитное) финансирование (российские и зарубежные финансовые институты);
    • особенности использования лизинговых схем при финансировании проектов в энергетике;
    • особенности долевого финансирования проектов в энергетике;
    • плата за технологическое подключение;
    • концессионные соглашения: инвестиционные возможности и ограничения соглашений.
  8. Разбор практических кейсов по технико-экономическим расчетам.
    • Технико-экономическое сравнение вариантов модернизации, реконструкции, ликвидации объекта.
    • Технико-экономическое обоснование строительства энергетического объекта.
    • Технико-экономическое обоснование варианта энергоснабжения объекта.
    • Технико-экономическое сравнение комбинированного и раздельного производства тепловой и электрической энергии.
    • Расчет эффективности использования вторичных энергоресурсов на предприятиях.
    • Технико-экономическое обоснование выбора вида топлива энергообъекта, обоснование целесообразности перехода с одного вида топлива на другой.

Курс актуален для энергетиков и экономистов промышленных предприятий, энергоснабжающих организаций и центров энергосбережения.

Нашли ошибку? Выделите и нажмите Ctrl + Enter

Рубрики

  • Свежий номер
  • Все выпуски
  • Герои Insider
  • Отправить инсайд
  • Редакция журнала

О разделе

В разделе «Мероприятия» Вы найдёте максимальное количество информации об электротехнических и смежных выставках, семинарах и прочих мероприятиях, проводимых как в России, так и за рубежом.

Схеме энергоснабжения

Общие капитальные вложения при раздельной схеме (∑Кp) определяются следующим образом:

Капитальные вложения в КЭС рассчитываются по следующей формуле:

где: К1бл – капитальные вложения в первый блок, руб.;

Kбл – капитальные вложения в последующие блоки, руб.;

nбл – число блоков на КЭС.

Исходные данные для расчета Ккэс указаны в табл. 5.

Ккэс = (280+150(6-1)) *10 6 = 1030*10 6 руб

Капитальные вложения в районную и промышленную котельные рассчитываются по следующим формулам:

где: k – удельные капитальные вложения в районную котельную, руб/ГДж/час;

kпр.к – удельные капитальные вложения в промышленную котельную, руб/тонна пара/час, указаны в табл.6.

kт.с пр = 50,0 × 10 3 руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Qч от *4,19= 290*4,19 = 1215,1 ГДж/ч

Из табл 6 выбираем максимальную нагрузку, то kрк = 14 тыс.руб/ГДж/ч

Крк = 14*1215,1 =17,0114 *10 6 руб

Qч пр *1,55= 340*1,55=527 т.пара/час

Из таблицы 6 выбираем максимальную нагрузку 500 т.пара/час, то kпр.к = 50,5*10 3 руб. т.пара/час

Кпр.к = 50,5*527=26,614*10 6 руб

Капитальные вложения в тепловые сети определяются по следующей формуле:

где: kт.с. от = 57,5 × 10 3 руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт.с пр = 50,0 × 10 3 руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Кт.с. = (57,5*290 + 50*340)*10 3 = 33,675 *10 6 руб

Капитальные вложения в линии электропередач определяются аналогично тому, как они определялись в комбинированной схеме.

КЛЕП = (36*196,8 + 87,5*20)*10 3 = 8,619 *10 6 руб

Общие капитальные вложения в раздельной схеме

Кp = Ккэс+ Kрк + Kпр.к+ Kтс+ Клэп = =(1030+17,011+26,614+33,675+8,619)*10 6 = 1115,918 *10 6 руб.

Расчет ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

Расчет издержек производства при комбинированной схеме

Энергоснабжения

Издержки производства при комбинированной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на ТЭЦ (SТЭЦ), затраты в пиковую котельную (SПК), затраты на транспорт тепла (SТС), затраты на транспорт электрической энергии (SЛЭП) и могут быть определены по следующему выражению:

Читайте также  Отчет по практике в ООО Тетра-Логистик

Расчет издержек производства на ТЭЦ

При укрупненных расчетах издержки производствана ТЭЦ определяются по формуле:

где, Sт– затраты на топливо, млн руб./год

S – амортизационные отчисления, млн руб./год

Sтр – затраты на текущий ремонт, млн руб./год

Sзп – затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, млн руб./год

Sпp – прочие расходы, млн руб./год

Расчет отдельных составляющих издержек производства по соответствующим формуламприведен ниже.

ГЛАВА 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ИСТОЧНИКА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Как следует из предыдущих глав книги, на рынке товаропроизводителей в широком ассортименте представлено теплоэнегетическое оборудование. Представленное оборудование одинаковой мощности может существенно отличаться по цене и иметь различные эксплуатационные характеристики. Как правило, более дорогое оборудование — это и более эффективное оборудование с повышенным ресурсом надежности и сроком эксплуатации. Однако следует помнить, что дорогое оборудование не всегда отвечает критерию «цена – качество». Поэтому, с целью создания наиболее эффективного и конкурентноспособного источника энергоснабжения, целесообразно на предпроектной стадии рассмотреть несколько альтернативных вариантов на базе различного теплоэнергетического оборудования.

Следует иметь в виду, что во всех рассматриваемых вариантах тепловые и электрические нагрузки должны быть одинаковыми.

Особенность источника энергоснабжения как предприятия, производящего товарную продукцию в виде тепловой и электрической энергии, в том, что названную продукцию нельзя производить больше, чем требуется, то есть нельзя наращивать объемы производства с целью получения большей прибыли. Кроме этого, при производстве тепловой и электрической энергии требования к их качественным показателям строго определены соответствующими нормативными документами, поэтому стремиться к экономическому эффекту от повышения качества такой продукции также не приходится (в отличие от других видов товарной продукции).

Все инновационные проекты автономных источников энергоснабжения можно разделить на 2 группы:

1. Проекты вновь создаваемых автономных источников энергоснабжения, на новых площадях, в рамках вновь создаваемого юридического лица;

2. Проекты модернизации или расширения уже существующих источников энергоснабжения.

Проекты как первой, так и второй группы должны иметь альтернативные варианты.

Технико-экономическое обоснование вновь создаваемого автономного источника энергоснабжения должно выполняться в следующей последовательности с применением соответствующих методик оценки эффективности инвестиционных проектов:

1. Формулируются цели проекта с перечислением общих исходных данных и анализом плана или графика производства тепловой и электрической энергии.

2. Осуществляется оценка потребности в тепловой и электрической энергии на начальной стадии и на перспективу.

3. Разрабатывается несколько вариантов тепловых схем источника энергоснабжения с выбором основного и вспомогательного оборудования и по каждому варианту рассчитываются термодинамические показатели эффективности. На этой стадии могут быть отвергнуты варианты, не отвечающие необходимым критериям.

4. Производится расчет объема инвестиций в каждый вариант, т.е. определяются капитальные затраты на строительную часть, оборудование и его монтаж.

5. Рассчитываются материальные затраты на производство тепловой и электрической энергии (эксплуатационные затраты на топливо, воду, электрическую энергию и т.д.).

6. Формируется организационная структура управления источником энергоснабжения, численность персонала и затраты на оплату труда.

7. Производится расчет экономической эффективности.

8. По полученным результатам производится окончательный выбор варианта строительства источника энергоснабжения.

Технико-экономическое обоснование по установленным критериям позволяет выбрать оптимальный вариант источника энергоснабжения и минимизировать риски его реализации. Таким экономическим критерием эффективности вновь создаваемого источника энергоснабжения может быть величина прибыли и срока окупаемости, а в некоторых случаях величина приведенных затрат по каждому рассматриваемому варианту.

Если проект направлен на модернизацию или расширение существующего источника энергоснабжения, с целью внедрения новых прогрессивных технологий или замены морально и фактически изношенного оборудования на новое современное оборудование, то для оценки экономической эффективности проекта рекомендуется использовать методику сравнения базового и проектируемого вариантов – приростный метод.

В этом случае все выполняемые в проекте экономические расчеты производятся на основе сравнительной характеристики модернизируемого и базового вариантов. За базовый вариант принимается действующий источник энергоснабжения.

Экономический эффект, то есть получение дополнительной прибыли от реализации проекта, направленного на внедрение научно-технических мероприятий – это результат, выраженный в денежном выражении:

· от снижения затрат на производство вырабатываемых видов энергии в источнике энергоснабжения;

· прироста производимых видов энергии (в случае расширения источника энергоснабжения),

· увеличения цены на отпускаемые виды энергии,

· снижения экологической нагрузки объекта.

Дополнительная прибыль, полученная в результате внедрения нового оборудования и технологий, по сравнению с базовым вариантом, служит источником покрытия (возврата) капитальных затрат на осуществление мероприятий проекта.

Экономическая эффективность — это соотношение экономического эффекта и затрат, направленных на его получение.

Исходя из сути экономической эффективности, для ее расчета необходимо определить (рассчитать):

· во-первых, объем инвестиций (капитальных затрат), требуемый для осуществления поставленной цели;

· во-вторых, величину экономического эффекта, который будет получен на практике от внедрения мероприятий.

Экономический эффект любого проекта заключается в получении прибыли во вновь создаваемом источнике энергоснабжения или дополнительной прибыли в действующем источнике энергоснабжения.

Приложение 37. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Приложение 37. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ В РЕЖИМЕ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Приложение N 37
к Методическим указаниям
по разработке схем теплоснабжения

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
СТРОИТЕЛЬСТВА ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ
В РЕЖИМЕ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

П37.1 Технико-экономическое обоснование строительства источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, для обеспечения перспективных тепловых нагрузок на вновь осваиваемых территориях поселений, городских округов, городов федерального значения должно выполняться в случае отсутствия возможности обеспечения теплоснабжения потребителей от существующих источников тепловой энергии.

П37.2 Технико-экономическое обоснование строительства источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, должно выполняться в случае отсутствия объекта строительства в утвержденной схеме и программе развития Единой энергетической системы России, а для источников тепловой энергии, сооружаемых в технологически изолированной территориальной энергетической системе, в соответствии с утвержденной схемой и программой развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации.

П37.3 В случае наличия объекта строительства в утвержденной схеме и программе развития Единой энергетической системы России в схеме теплоснабжения должны учитываться только тарифные последствия функционирования источника тепловой энергии, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (далее — ТЭЦ), в части тарифных последствий на отпуск тепловой энергии с коллекторов проектируемого источника тепловой энергии.

П37.4 Технико-экономическое обоснование должно выполняться для определения оптимального варианта развития системы теплоснабжения выделенного городского района (узла) путем сопоставления ряда возможных вариантов обеспечения теплоснабжения потребителей, путем сопоставления экономичности комбинированной (обеспечение потребителей тепловой и электрической энергии от ТЭЦ) и раздельной (получение такого же количества тепловой энергии от котельных и соответственного количества электрической энергии из энергосистемы) схем энергоснабжения узла.

П37.5 Показатель экономичности при выборе схемы энергоснабжения вновь застраиваемого узла должен определяться по формуле:

НВВ = НВВразд — НВВкомб, тыс. руб., (П37.1)

НВВ — экономия необходимой валовой выручки при сравнении вариантов схем энергоснабжения узла, тыс. руб.;

НВВразд — валовая выручка, необходимая организации для осуществления выработки тепловой энергии и покупки электрической энергии из энергосистемы при раздельной схеме энергоснабжения вновь проектируемого узла, тыс. руб.;

Читайте также  Социально-экономические воззрения Ибн Хальдуна

НВВкомб — валовая выручка, необходимая организации для осуществления выработки тепловой энергии и выработки электроэнергии на ТЭЦ при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии, тыс. руб.

П37.6 Необходимая валовая выручка для раздельного способа энергоснабжения узла должна определяться по формуле:

НВВразд = ЦткQпо.к + Цэ.систЭзам, ч, (П37.2)

Цтк — цена на тепловую энергию от котельной, руб./Гкал;

Qпо.к — объем полезного отпуска тепловой энергии для обеспечения потребителей проектируемого узла теплоснабжения, тыс. Гкал;

Цэ.сист — средневзвешенная цена электрической энергии, поставляемой из энергосистемы, вместо электрической энергии, которая могла быть отпущена с шин проектируемой ТЭЦ, руб./МВт-ч;

Эзам — количество электрической энергии, поставляемой из энергосистемы, которая замещает электрическую энергию, отпущенную с шин проектируемой ТЭЦ, тыс. МВт-ч.

П37.7 Необходимая валовая выручка для комбинированного способа производства тепловой и электрической энергии узла должна определяться по формуле:

НВВкомб = Цт.тэцQпо + Цэ.тэцЭтэц, ч, (П37.3)

Цт.тэц — предельная цена на тепловую энергию от ТЭЦ, руб./Гкал;

Qпо.тэц — объем полезного отпуска тепловой энергии для обеспечения потребителей проектируемого узла теплоснабжения, тыс. Гкал;

Цэ.тэц — средневзвешенная цена электрической энергии, отпускаемой с шин ТЭЦ, руб./МВт-ч;

Этац — количество электрической энергии, отпущенной с шин проектируемой ТЭЦ, тыс. МВт-ч.

П37.8 С учетом приведения сравниваемых вариантов энергоснабжения узла к энергетической сопоставимости, заключающейся в равенстве Этэц = Эзам и = Qпо.к = Qпо.тэц экономия НВВ, должна определяться по формуле:

НВВ = (Цт.к — цт.тэц) x Qпо.к +
+ (Цэ.сист — Цэ.тэц) x этац, тыс. руб. (П37.4)

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: