Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ системы планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в рыночных условиях 11
1.1 Анализ особенностей режимов работы ТЭЦ 11
1.2 Анализ особенностей и современного состояния оптового рынка электроэнергии и мощности 18
1.3 Анализ особенностей и современного состояния рынка тепловой энергии .27
1.4 Основные понятия и подходы к организации планирования производственно-хозяйственной деятельности генерирующего предприятия .34
1.5 Анализ подходов к распределению затрат при формировании себестоимости теплвой и электрической энергии на ТЭЦ 39
Выводы по главе 1 51
ГЛАВА 2. Разработка механизма планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ 54
2.1 Факторный анализ эффективности деятельности ТЭЦ в условиях конкурентных рынков энергии 54
2.2 Разработка методического подхода к планированию работы ТЭЦ в условиях конкурентного энергорынка, позволяющего максимизировать прибыль за счет консервации недозагруженного оборудования .60
2.3 Разработка алгоритма максимизации прибыли за счет гибкого распределения затрат между тепловой и электрической энергией 77
2.4 Формирование механизма планирования работы ТЭЦ 86
Выводы по главе 2 92
ГЛАВА 3. Апробация разработанного механизма планирования производственно-хозяйственной деятельности на примере Московского региона .95
3.1 Анализ основных производителей энергии на рынках Московского региона 95
3.2 Методика повышения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ 101
3.3 Анализ эффективности предложенного механизма на примере ТЭЦ Мосэнерго .108
Выводы по главе 3 .116
Заключение .118
Список литературы .120
- Анализ особенностей и современного состояния рынка тепловой энергии
- Анализ подходов к распределению затрат при формировании себестоимости теплвой и электрической энергии на ТЭЦ
- Разработка методического подхода к планированию работы ТЭЦ в условиях конкурентного энергорынка, позволяющего максимизировать прибыль за счет консервации недозагруженного оборудования
- Анализ эффективности предложенного механизма на примере ТЭЦ Мосэнерго
Введение к работе
Актуальность исследования. На сегодняшний день на территории
Российской Федерации значительная доля электрической и тепловой энергии
производится на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Процесс перехода сектора
комбинированного производства электрической и тепловой энергии на
рыночные отношения сподвиг к определенным структурным изменениям в
энергетике России. В последние годы теплоэлектроцентрали стали терять
конкурентоспособное положение. Удорожание тепловой энергии,
произведенной на ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась
тенденция сооружения индивидуальных промышленных и коммунальных
котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ. Однако совместное производство тепловой и электрической энергии на базе централизованного теплоснабжения обладает рядом очевидных преимуществ.
Необходимость определения рационального состава и режимов работы
генерирующего оборудования всегда остается важным вопросом в энергетике.
Вместе с тем, разработанные ранее методики направлены на решение
проблемы повышения эффективности теплофикационной электростанции без учета изменений правил поведения рынков энергии.
Повышение эффективности режимов работы генерирующего
оборудования связано с неравномерностью графиков тепловых и электрических нагрузок, диктуемых потребителями. Кроме того, наращивание энергетических мощностей в XX веке осуществлялось преимущественно на базе ввода высокоэкономичного, но маломаневренного оборудования. Таким образом, малое количество пиковых и полупиковых станций в некоторых регионах привели к необходимости участия базовых и маневренных электростанций к покрытию пика нагрузки, особенно в энергосистемах с малой долей ГЭС (гидроэлектростанций). Кроме того наращивание мощностей привело к их избытку, поэтому часть агрегатов простаивает в течение года.
Вс это приводит к усложнению процесса выбора наиболее рационального состава генерирующего оборудования, а, вместе с тем, и эффективного распределения электрической и тепловой нагрузки между энергооборудованием теплоэлектроцентралей.
Значимость исследований в направлении повышения эффективности планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ повысилась в последнее время из-за изменений условий функционирования рынка тепловой энергии. В ближайшем будущем в Российской Федерации будут введены новые правила функционирования конкурентного рынка тепловой энергии. Специфика управления предприятием в условиях конкурентных отношений выдвигает новые требования к планированию деятельности ТЭЦ при функционировании в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности и локального рынка тепла.
В условиях работы на конкурентных рынках основной целью станции является обеспечить максимальную эффективность основного оборудования
ТЭЦ с позиции максимизации прибыли и одновременно требуется обеспечить надежность работы оборудования.
Степень разработанности проблемы. Вопросы планирования
производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ разрабатывались учеными и ранее. Значительный вклад в этой области внесли такие ученые, как Завадский И.М., Златопольский А.Н., Зубкова А.Г., Любимова Н.Г., Макаров А.А., Мелентьев Л.А., Прузнер С.Л., Фрей Д.А., Хрилев Л.С., Штейгауз Е.О.
Проблемы перераспределения затрат между тепловой и электрической энергией на теплоэлектроцентрали стала объектом исследования для большой группы исследователей, среди которых можно особенно выделить Бродянского В.М., Горшкова А.С., Гладунова А.И., Денисова В.Е., Денисова В.И., Кацнельсона Г.Г., Коростелеву Т.С., Петрова И.М., Попырина Л.С., Пустовалова Ю.В., Сафонова Л.П., Светлова К.С., Смолкина Ю.В., Соколова Е.Я., Шицмана С.Е., Szargut J., Wagner J.
Исследованию развития рынков тепловой и электрической энергии посвящены труды следующих ученых: Амелина А.Ю., Богданов А.Б., Гашо Е.Г., Гительман Л.Д., Лозенко В.К., Петровский Е.С., Семенов В.Г., Соколов Е.Я.
Занимались вышеперечисленными вопросами и в ведущих научно-исследовательских и проектных институтах, таких как: ВНИПИ Энергопром, ОРГРЭС, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского.
Однако реформирование рынка тепловой энергии в России выдвигает
новые требования к планированию производственно-хозяйственной
деятельности ТЭЦ. Эти аспекты пока недостаточно раскрыты в научной и методической литературе, поскольку правила функционирования нового рынка тепловой энергии еще только формируются.
Из всего вышесказанного следует, что на данный момент комплексное решение проблемы планирования работы тепловой электростанции с учетом новой конъюнктуры рынка является одной из главных задач повышения эффективности ТЭЦ.
Целью работы является разработка нового механизма планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в условиях конкурентных рынков.
Для достижения указанной цели поставлены и решены следующие задачи:
-
Проанализировать деятельность ТЭЦ в современных рыночных условиях и выявить условия ее функционирования.
-
Исследовать существующие подходы к планированию в энергетике и разработать новый подход для планирования работы ТЭЦ в условиях конкурентных рынков энергии, позволяющий повысить эффективность ее деятельности.
-
Проанализировать особенности существующих методов распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ и
разработать новый метод, учитывающий специфику распределения затрат в энергетическом производстве, позволяющий увеличить прибыль ТЭЦ.
4. Разработать механизм планирования производственно-
хозяйственной деятельности ТЭЦ в конкурентных условиях и оценить эффективность от его применения на примере Московского региона.
Объектом диссертационного исследования являются теплофикационные электрические станции, функционирующие на конкурентных рынках электроэнергии и тепла.
Предметом исследования являются методы и механизмы планирования
производственно-хозяйственной деятельности теплоэлектроцентралей в
условиях развития конкурентных отношений на энергорынках.
Научную новизну диссертационного исследования представляют следующие научные результаты, полученные лично автором:
-
Сформирована совокупность факторов, определяющих условия функционирования ТЭЦ на формирующемся конкурентном рынке тепла, учет которых позволит повысить эффективность деятельности ТЭЦ не только за счет управления своими операционными затратами, но и за счет разработки рыночной стратегии с позиции максимизации прибыли.
-
Разработан методический подход к планированию производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, включающий процедуру выбора вида технологического воздействия на оборудование, отличающийся тем, что в условиях конкурентных рынков принятие решения о консервации оборудования осуществляют по критерию максимума прибыли ТЭЦ.
-
Разработан метод принятия операционного решения по подаче ценовой заявки на рынке «на сутки вперед», включающий алгоритм выбора коэффициента распределения затрат, отличающийся гибким распределением издержек между тепловой и электрической энергией по результатам анализа рыночной конъюнктуры (цен и объемов продаж), применение которого позволит повысить экономический эффект.
-
Предложены алгоритмы и методика повышения эффективности деятельности ТЭЦ в долгосрочной перспективе при работе на конкурентных рынках тепловой и электрической энергии, отличающиеся тем, что для долгосрочного планирования используют изменение состава оборудования за счет консервации, а для оперативного планирования – перераспределение операционных затрат на энергетическую продукцию для конкурентных рынков.
Теоретической и методологической базой исследования послужили
зарубежная и российская специальная и фундаментальная литература в
области экономики энергетики, материалы периодической печати, монографии, нормативные и законодательные акты, методы планирования хозяйственной деятельности генерирующих предприятий, существующие подходы к распределению затрат при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии.
Информационной базой исследования послужили данные
Министерства энергетики Российской Федерации, материалы
инфраструктурных организаций (АО «Администратор торговой системы», АО «Системный оператор Единой энергетической системы», НП «Совет рынка» и пр.), публикации и отчеты по научно-исследовательской работе отечественных исследователей, а также данные о результатах деятельности генерирующих компаний, в частности ПАО «Мосэнерго».
Теоретическая значимость работы заключается в дополнении существующей методологии планирования производственно-хозяйственной деятельности теплофикационной электростанции механизмом, учитывающим конкурентные отношения на рынках электрической, и, особенно, тепловой энергии, что позволяет повысить эффективность их деятельности.Результаты работы могут быть использованы в таких учебных дисциплинах как «Основы топливно-энергетического комплекса», «Планирование на предприятии», «Основы энергетического бизнеса».
Практическая значимость исследования. Разработана система
рекомендаций по планированию производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, позволяющая энергопредприятию повысить прибыль. Предложены рекомендации по принятию решения о консервации генерирующего оборудования по экономическому критерию. Разработан метод принятия операционного решения по подаче ценовой заявки, применение которого позволяет повысить эффективност ТЭЦ за счет анализа цен на энерорынках.
Область исследования. Научные положения, представленные в
диссертации, соответствуют области исследования паспорта специальности
08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством: экономика,
организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами
(промышленность):
Пункту 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».
Пункту 1.1.4. «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, отраслях и комплексах».
Достоверность полученных автором результатов обеспечивается
применением общепринятых методов планирования производственно-
хозяйственной деятельности, классических положений экономической теории, материалов нормативно-правового характера по вопросам регулирования развития энергетики и повышения энергоэффективности в Российской Федерации.
Выводы и предложения диссертации не противоречат общеизвестным практическим и теоретическим результатам, содержащимся в трудах известных российских и зарубежных ученых по вопросам решения проблем в области экономики, организации и управления промышленными предприятиями и комплексами, в том числе в энергетической отрасли.
Апробация и внедрение результатов исследования осуществлялась
путем научных публикаций, выступлений на научно-практических
конференциях.
Основные положения диссертации докладывались на международных конференциях, проводимых в г. Казань «Тинчуринские чтения» в 2014 г., в г. Смоленск «Энергетика, информатика, инновации» в 2014 и 2013 гг., и на всероссийской конференции в г. Санкт-Петербург «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» в 2013 г.
В ходе проведения исследования выполнена научно-исследовательская работа «Разработка методики формирования оптимальной структуры мощности современной теплофикационной электростанции, работающей в условиях конкурентного энергорынка».
Разработанный механизм планирования апробирован на примере ТЭЦ ПАО «Мосэнерго», а также использовался для повышения эффективности деятельности ТЭЦ МЭИ, что подтверждается актами об использовании.
Материалы диссертации, кроме того, могут быть также использованы при подготовке рабочих учебных программ, методических материалов, лекционных курсов и учебных пособий по дисциплине «Основы экономики топливно-энергетического комплекса», что подтверждается актом о внедрении.
Публикации. По теме диссертации всего опубликовано в печати 21 работа, общим объемом 9,875 п.л. (8,28 п.л. принадлежат лично автору), в том числе 8 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, общим объемом 7,175 п.л. (6,08 п.л. принадлежат лично автору).
Структура диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка используемой литературы и приложений. Работа содержит 141 страницу машинописного текста, 6 приложений, 8 таблиц, 31 рисунок. Список литературы содержит 113 наименований.
Анализ особенностей и современного состояния рынка тепловой энергии
Кроме того, применение централизованной системы теплоснабжения позволяет уменьшить трудозатраты на обслуживание теплового хозяйства городов, облегчает использование низкосортного топлива, сбросной теплоты промышленности, а также способствует благоустройству теплоснабжаемых районов.
При централизованном теплоснабжении от котельных с учетом выработки электроэнергии на конденсационный станции, общий расход топлива на покрытие тепловой и электрической нагрузки получается выше, чем при теплофикации. Теплофикация в комплексе с централизованным теплоснабжением является наиболее эффективным методом использования природных ресурсов страны для тепло- и электроснабжения.
Ориентация советской, а впоследствии и российской энергетики, на комбинированное производство электрической и тепловой энергии на крупных тепловых электростанций была еще предусмотрена в плане ГОЭЛРО – «государственном плане электрификации России». Этот подход, полностью оправдавший себя опытом развития советской теплофикации, достаточно широко используется в городах и промышленных районах нашей страны и по сей день.
Российская теплофикация основана на крупных коммунально-бытовых и промышленных ТЭЦ, от которых тепловая энергия реализуется как промышленным потребителям, так и населению, расположенным поблизости городов и населенных пунктов. Эффективность ТЭЦ увеличивается при рациональных режимах работы, повышении числа часов использования тепловой мощности отборов турбин, ограничении доли конденсационной выработки электроэнергии на теплоэлектроцентрали. Теплофикационные системы большинства отечественных городов характеризуются сегодня следующим[102]: - В 90-е годы XX века произошел отказ множества крупных промышленных потребителей от тепловой энергии теплофикационных электростанций, часть потребителей резко сократили свое тепловое потребление[39]. - Следствием снижения тепловой нагрузки, а соответственно и существенного сокращения КИУМ (коэффициент использования установленной мощности), явилось тяжелое экономическое состояние части станций. Некоторые ТЭЦ на сегодняшний день являются убыточными. - На сегодняшний день наблюдается высокий процент износа оборудований электростанций и сетей. - Подавляющая часть теплоэлектроцентралей работают в неэффективном для себя режиме: одна часть ТЭЦ является просто крупными котельными с небольшой, а иногда и нулевой долей электрической генерации, вторая часть, наоборот, функционирует в нерациональном для себя конденсационном режиме и, по сути, является КЭС. - Следствием предыдущего пункта явилось то, что электрическая энергия, вырабатываемая на ТЭЦ в конденсационном режиме, получается дорогой, и поэтому может быть продана только в период максимумов. - Работа ТЭЦ в периоды максимума электрической нагрузки сама по себе достаточно сложна из-за плохого маневрирования крупных паротурбинных агрегатов, особенно для станций с недостаточным количеством пиковых водогрейных котлов. - Вследствие несбалансированности экономических интересов локальные котельные перестали работать совместно с теплоэлектроцентралями и не покрывают пиковые нагрузки. - Различие в моделях функционирования рынков тепловой и электрической энергии способствует возникновению «перекрестного субсидирования» [41]. Тепловые потребители задают генерирующему предприятию параметры теплоносителя и его вид, а также график изменения тепловых нагрузок. По изменению по времени тепловую нагрузку можно разделить на сезонную и круглогодичную. В сезонную нагрузку входят вентиляция, отопление, кондиционирование воздуха. Величины параметров и характер изменения сезонной нагрузки подвержены ряду климатических факторов: направлению и скорости ветра, температуренаружного воздуха, влажности воздуха и солнечного излучения. Круглогодичная нагрузка состоит из технологической нагрузки и горячего водоснабжения (ГВС).
Нагрузка ГВС зависит от степени благоустройства населенного пункта, численности его населения, распорядка его рабочего дня и режима работы коммунальных предприятий, таких как бани, прачечные и пр. Суммарная электрическая нагрузка потребителей, а значит, и электростанций в энергосистеме, существенно меняется в течение суток, недели, а также она зависит от времени года. В связи с этим различают суточную, недельную, сезонную и годовую неравномерности нагрузки. Максимальные уровни потребления наблюдаются зимой. В течение летнего периода можно заметить существенный спад нагрузки электроэнергии (на 30—33 %). Это связано с увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха [89].
Помимо этого, данные графики показывают резкое уменьшение и сглаживание потребления в выходные дни, что объясняется перераспределением бытовой нагрузки в течение выходного дня и уменьшением потребляемой мощности промышленными предприятиями.
Суточный график электрической нагрузки энергосистемы в обычный рабочий день, как правило, имеет один или два пика — утренний и (или) вечерний и, соответственно, один или два провала — дневной и ночной. На рисунке 1.2 представлен типичный график нагрузки в течение рабочего дня. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой называют базовой зоной. В базовой зоне работают агрегаты, несущие постоянную нагрузку, сюда относятся АЭС (атомная электростанция) и ТЭЦ, работающие по тепловому графику.
Анализ подходов к распределению затрат при формировании себестоимости теплвой и электрической энергии на ТЭЦ
По каждому, из перечисленному выше, цеху расходы делятся между теплом и электрической энергией, а далее складываются по каждому виду.
Физический метод применялся до 1 февраля 1996г. на теплоэлектроцентралях России. Использование этого метода при расчете себестоимости, а соответственно, тарифов и цен на тепловую и электрическую энергию, привело к абсурдной ситуации: теплофикационные электростанции стали терять свое конкурентное положение на рынке тепловой энергии, так как промышленные предприятия в огромном количестве отказались от покупки тепла на ТЭЦ и стали сооружать собственные котельные.
Метод электрических эквивалентов. Данный метод заключается в том, что определяется удельный вес каждого вида энергии (тепловой и электрической) в общем объеме выпуска [77]. Для этого все виды мощности и энергии необходимо выразить в единицах электрической энергии (в кВт или кВтч). Применяются в этом случае условно-постоянных и коэффициенты распределения для условно-переменных издержек. Коэффициент для условно-постоянных издержек рассчитывается в соответствии с составом генерирующего оборудования электростанции, его суммарной установленной мощностью. Принято некоторое допущение: здесь все виды расходов распределяются, не учитывая их зависимость от режимов работы агрегатов. Коэффициент для условно-переменных издержек, к которым относятся расходы на топливо, определяется соответственно количеству произведенной за год тепловой и электрической энергии.
Метод отключения. Суть данного метода состоит в том, что из общих расходов при комбинированной генерации вычитают издержки на второстепенные товары, которые условно принимаются по возможной цене их реализации. В энергетике этот подход больше известен как треугольник Гинтера[31]. Для того, чтобы построить этот треугольник, на одной стороне необходимо отложить себестоимость 1 кВтч электроэнергии, а на другой, соответственно, себестоимость 1 ГДж тепла. Предельное значение себестоимости 1 кВтч будет при полном отсутствии тепла, т.е. когда все издержки на производство относят на электрическую энергию. Соответственно, возможна обратная ситуация, когда нет отпуска электрической энергии, и себестоимость тепловой энергии достигает своего максимума. В соответствии с этими точками и построен треугольник. В соответствии с таким методом один вид энергии принято считать главным продуктом производства, а другой – второстепенным. К недостаткам метода можно отнести следующее: 1. метод неприменим для ТЭЦ, т.к. нельзя выделить побочный и основной продукт, оба вида энергии являются главными; 2. такая выгода от комбинированного производства отражается только лишь в себестоимости главного вида энергии. Метод коэффициентов. Следующий метод основывается на применении средних коэффициентов, рассчитанных с помощью различных показателей (стоимостных, натуральных, технических и технологических), характеризующихся спецификой комбинированного производства или особенностями получаемой в нем продукции [88]. Распределение общих затрат по такому методу происходит по коэффициентам удешевления, которые принимаются чаще всего пропорционально себестоимостям энергии при раздельном производстве или действующим оптовым ценам. Этот метод применялся при исчислении себестоимости энергии на ТЭЦ до 1937 года [88]. В соответствии с ним экономия от комплексного производства тепловой и электрической энергии на станции распределяется равномерно между обоими видами по сравнению с их раздельным производством. К достоинству этого подхода можно отнести, что оба вида продукции являются главными, в связи с этим, полученный выигрыш от комбинированного производства в равной степени распределяется как на тепло, так и на электричество.
У данного способа есть и недостатки: 1) трудно определить коэффициент удешевления и величину экономии вследствие высокой динамичности экономических показателей производства и транспортировки обоих видов энергии, отпускаемых с ТЭЦ на разных этапах ее эксплуатации; 2) отсутствует учет экономии или перерасхода капиталовложений в станцию по сравнению с раздельным производством тепловой и электрической энергии; 3) величина коэффициента удешевления условна, т.к. размер экономии топлива на теплофикационной станции зависит от технического уровня и мощности, которая сравнивается с КЭС; 4) сложно провести расчеты при составлении нескольких раздельных калькуляций: себестоимости пара, тепловой и электрической энергии.
Метод эквивалентной КЭС. Метод, впервые предложенный Вагнером [96], основан на анализе влияния совместной выработки тепловой и электроэнергии не только на расход топлива, затраты станции, но и в целом на энергетику страны. Как известно, место сооружения теплофикационной электростанции и ее мощность зависят от потребителей тепловой энергии, соответственно, основным видом энергии, как утверждает Вагнер, необходимо считать тепловую энергию: «использование теплофикационной электростанции дает возможность отказаться от сооружения конденсационной электростанции, которая была бы нужна для генерации соответствующего количества электрической энергии». В связи с этим, себестоимость электрической энергии, производимой на теплоэлектроцентрали, нужно определять по конденсационной электростанции. Достоинства данного метода: 1. простота использования; 2. эффект комбинированного производства распределяется между производителями и потребителями тепловой и электрической энергии. К минусам можно отнести трудности с созданием статистической отчетности по альтернативному сценарию энергоснабжения. Эксергетический метод. Как замена «физического» метода несколько исследователей, таких как В.Н. Бродянский, А. И. Гладунцов, Ю.В. Пуставалов, В.Е. Денисов, В.Б. Ипатов, Г.Г. Кацнельсон и др., предложили использовать эксергетический метод. Этот метод основан на втором законе термодинамики, который характеризует качество разных типов энергии. Отличие такого способа от «физического» метода состоит в том, что при составлении балансов генерирующего оборудования учитываются помимо количественных характеристик потоков энергии, но и «потери ценности» данной энергии во время ее перехода из одного вида в другой [48].
Сущность данного метода сводится к пропорциональному разнесению затрат относительно доли эксергии отпущенной энергии, что позволяет: - выявить универсальный количественный способ по различным типам потоков энергии; - дифференцировать поток топлива для генерации тепловой энергии, независящий от параметров и технологии его получения; - сравнивать и анализировать различные тепловые станций, и, кроме того, множество вариантов эксплуатации теплофикационного генерирующего оборудования электростанций.
Но, несмотря на все достоинства, данный подход имеет много негативных отзывов. С критикой этого метода выступили И.М. Петров, Е. Я. Соколов, В.И. Денисов, С.Е. Шицман, Л.С. Попырин, А.С. Горшков, К.С. Светлов, и др.
К примеру, Е.Я. Соколов [56] утверждает, что недостаток такого метода заключается в повышении удельного расхода топлива на производство электроэнергии. Таким образом, при использовании данного подхода будет занижена себестоимость тепловой энергии, и, наоборот, завышена на электрическую. А значит, и тариф на тепло снизится, а на электричество возрастет. Нормативный метод. Такой метод поддерживают К.С., Светлов, Л.С. Попырин, В.И. Денисов. [68]. В соответствии с ним, распределение издержек при комбинированном производстве происходит пропорционально соответствующим издержкам при раздельном генерации тепловой и электрической энергии.
Разработка методического подхода к планированию работы ТЭЦ в условиях конкурентного энергорынка, позволяющего максимизировать прибыль за счет консервации недозагруженного оборудования
Следующим этапом проверяется экономическая эффективность консервации. Составляются варианты распределения планируемой нагрузки между теплофикационными агрегатами, на основе принятого режима работы теплофикационной установки (определенного исходя из технических условий, например, требуемая температура прямой сетевой воды и др.) При нехватке тепловых отборов остаток тепла осуществляется от ПВК (пиковый водогрейный котел). Далее рассчитываются значения прибыли от реализации тепловой и электрической энергии, которые получаются путем изменения факторов, входящих в модель.
Так проверяется возможность консервации каждого блока. После этого полученный набор вариантов проверяется на выполнение ограничений. При условии, что какое-либо ограничение не выполняется, пусть даже и одно, данные варианты следует отбросить. После этого из множества полученных результатов прибыли отбирается то, которое соответствуют максимуму.
Под вводом исходных данных понимается ввод заданного состава энергогенерирующего оборудования, графики электрической и тепловой нагрузок, ограничений и режимов работы оборудования (регулировочный диапазон нагрузок, вид сжигаемого топлива и т. д.), энергетические и топливные характеристики, цены на энергоресурсы [92].
В результате получаются наиболее эффективные параметры электрической и тепловой нагрузок каждого генерирующего агрегата теплофикационной станции для рассматриваемого периода планирования.
До создания конкуренции на рынках энергии эффективность работы теплоэлектроцентрали оценивали с помощью показателей удельного расхода топлива на выработку тепловой и электрической энергии. В период плановой экономики и энергетики задачу планирования производственно-хозяйственной деятельности станции решали с позиции минимизации общих затрат, минимизации затрат на топливо или минимума расхода топлива [36].
Затраты -+ min Поэтому, основной задачей повышения эффективности работы ТЭЦ было распределение нагрузки по генерирующим агрегатам так, чтобы расход топлива, а значит и издержки на топливо, или общие затраты на производство были минимальными.
Для планирования работы ТЭЦ в такой постановке используется метод относительных приростов расхода условного топлива. Характеристики относительных приростов рассчитываются для каждого генерирующего агрегата станции. Наиболее эффективным является режим, когда вначале загружаются агрегаты с минимальными величинами относительных приростов условного топлива. Достоинством данного метода является его простота исчисления. В связи с этим, он довольно часто применялся до настоящего времени [83].
На сегодняшний день необходимо принимать в учет условия функционирования конкурентных рынков: ОРЭМ и вводимого сейчас нового рынка тепловой энергии. Современная постановка задачи планирования работы ТЭЦ на конкурентных рынках не проста в вычислении благодаря сложному виду целевой функции; довольно большое число варьируемых параметров для агрегатов станции; огромное число ограничений, накладываемых на значения управляемых параметров. Одним из критериев для планирования работы ТЭЦ на конкурентных рынках является прибыль, которую необходимо увеличить до максимума на некотором интервале времени, называемом периодом планирования [94]. Современная задача планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ ставится следующим образом: Прибыль = (Выручка - Затраты) - max В зависимости от продолжительности временного периода, для которого требуется максимизировать прибыль, а соответственно, и повысить эффективность деятельности станции, выделяется четыре типа задач планирования: 1) Долгосрочная - продолжительностью от одного года до нескольких лет, используется при планировании консервации существующих мощностей и времени ввода в эксплуатацию новых агрегатов. 2) Среднесрочная – сроком от месяца до одного года, используется для планирования ремонтных работ генерирующего оборудования, а также для формирования заявок на конкурентный отбор мощности (КОМ). 3) Краткосрочная – длительностью от суток до месяца, применяется для подготовки заявок для процедуры ВСВГО, ценовых заявок для РСВ, а также оперативных заявок на балансирующий рынок. 4) Оперативная - для одного или нескольких часов, требуется для уменьшения издержек на топливо при выполнении известных графиков нагрузок, диктуемых потребителями тепловой и электрической энергии. Задача повышения эффективности решается для t = 1,2, 3…,T - дискретных равноотстоящих моментов времени, где T – период планирования. Разность двух соседних моментов является константой и равна t. Так как расчеты на ОРЭМ осуществляются на каждый час суток, то задачу повышения эффективности работы ТЭЦ в условиях обоих конкурентных рынков решается с шагом в 1 час (t= 1 час). Отметки времени t будут соответствовать началу часа. Критерием эффективности деятельности теплоэлектроцентрали на конкурентных рынках является функция общей прибыли от продажи тепловой и электрической энергии, которую требуется максимизировать на периоде планирования T.
Управляемыми параметрами деятельности теплоэлектроцентрали являются параметры режима работы генерирующих агрегатов: нагрузка основных и вспомогательных агрегатов электростанции; общая электрическая и тепловая нагрузки электростанции, расходы топлива по каждому виду.
Ограничения, накладываемые на величины варьируемых параметров, состоят из: ограничений, определяемыми применяемыми энергетическими моделями генерирующих агрегатов ТЭЦ, ограничений, зависящих от диапазона регулирования этих агрегатов, а также прочих ограничений. Помимо этого, необходимо соблюдать топливные, тепловые и электрические балансы. В качестве критерия эффективной работы ТЭЦ за период планирования выбран максимум прибыли, в связи с этим, целевой функцией данной задачи планирования будет являться прибыль, получаемая теплоэлектроцентралью от продажи тепловой и электрической энергии [90]. Модель планирования работы ТЭЦ схематично представлена на рисунке 2.5.
Анализ эффективности предложенного механизма на примере ТЭЦ Мосэнерго
Рассмотрим историю ТЭЦ-23. Как и для любой ТЭЦ города Москвы, ее происхождение и развитие тесно связано с развитием в целом столичной энергетики. Во второй половине 1950-х годов наблюдалось бурное строительство жилых домов, а также высокие темпы промышленного развития. Все это требовало от энергетиков дополнительной выработки тепловой и электрической энергии. Исполком Моссовета решил начать строительство Измайловской ТЭЦ. Первый блок был введен 17 декабря 1966 года, оборудованием блока были турбина Т-100-130, котел ТГМ-96, генератор ТВФ-100-2, электрической мощностью 100 МВт и тепловой мощностью 160 Гкал/ч. Строительство второго блока было завершено в 1967 году, введена турбина и котел такой же мощности и параметров. Затем, уже в 1968 году, введеныеще две: третья и четвертая турбоустановки и третий и четвертый паровые энергетические котлоагрегаты. Позднее в 1975 — 1982 годах вводятся в эксплуатацию еще четыре гарнирующих блока с более мощными турбинами Т-250/300-240 на сверхкритических параметрах и с энергетическими котлами ТГМП-314Ц. ТЭЦ-23 располагается довольно близко к жилому комплексу, что накладывает на нее большую ответственность за соблюдение норм экологического законодательства в области охраны воздушного, водного бассейна, а кроме того, защиты от шумового воздействия. Поэтому на ТЭЦ-23 действует высокотехнологичное современное оборудование, которое позволяет свести к минимуму выбросы, загрязняющие атмосферу, и уменьшить уровень шума.
Кроме того, ТЭЦ-23 — одна из первых станций ПАО «Мосэнерго», которая имеет систему постоянного контроля и учета вредных выбросов. В течении нескольких последних лет не было зафиксировано ни одного превышения по установленным нормам ни по какому из загрязняющих веществ.
Вторая рассмотренная электростанция – это ТЭЦ-25. Она является одной из самых мощных ТЭЦ не только на территории Московского региона, но и по всей России. Станция располагается в Западном Административном округе столицы и обеспечивает энергией потребителей микрорайонов Беляево-Богородское, Давыдково, Лужники, Мневники, Очаково, Тропарево, Фили[107].
История ТЭЦ-25 также, как и других станций города, неразрывно связана с развитием столицы. Сооружение ТЭЦ было связано с потребностью Москвы в электрической и тепловой энергиях за счет строительства на юго-западе Москвы жилищного и промышленного комплекса. Поэтому 10 января 1975 года станция была введена в эксплуатацию.
На ТЭЦ-25 непрерывно проводятся работы по модернизации и автоматизации установленного оборудования. Идет процесс оснащения энергоблоков полномасштабными системами автоматического управления (АСУ). Внедрен автоматический учет и контроль электрической и тепловой энергии, учет сжигаемого газа.
Опять же, станция располагается вблизи жилого комплекса, обуславливает проведение дополнительных мероприятий по уменьшению вредного воздействия на природную среду. К таким мероприятиям относятся сокращение вредных выбросов в воздушную среду за счет монтажа дымососов рециркуляции газов, внедрение системы ступенчатого сжигания топлива на паровых энергетических котлах. Для снижения шумового воздействия сооружены шумоглушители на выхлопах эжекторов воздушного расхолаживания турбоагрегатов, на предохранительных клапанах и за дымососами котлов, акустические экраны у градирен. Среди охранных мероприятий водной среды следует выделить мероприятия по ремонту и модернизации очистных сооружений, что увеличило показатель очистки сбрасываемых вод. Кроме того, проведена реконструкция системы нейтрализации сточных вод химводоочистки и внедрены современные автоматизированный технологии. Реализация всех этих мероприятий позволила за последние десятилетия уменьшить выбросы ТЭЦ-25 почти в 2,5 раза, существенно снизить шумовое воздействие на прилегающие жилые районы.
Нагрузка каждого турбоагрегата будет определяться, исходя из заданного объема потребления и его числа часов использования установленной мощности. Будем считать, что однотипные агрегаты загружены одинаково. Анализ данных в Приложении Г позволяет принять нам данное допущение. Нагрузка пиковой котельной составляет для московского региона половину годовой нагрузки ТЭЦ. Предполагаем, что однотипные котельные агрегаты загружены так же на одну и ту же величину.
Себестоимость производства электроэнергии определим на основе топливных и энергетических характеристик турбоагрегрегатов, представленных в Приложении Д. Сначала определим эффект от консервации недозагруженного оборудования. Результаты расчета представлены в таблице 3.3.
По результатам расчета можно заметить, что для ТЭЦ-25 консервация двух турбин: Т-250 и ПТ-60 увеличивает издержки и уменьшает прибыль ТЭЦ. Это возникает вследствие того, что нагрузка, связанная с промышленными потребителем пара производственных параметров, полностью ложиться на вторую турбину ПТ и приводит к значительному увеличению топливных затрат. Кроме того, при ситуации с одной турбиной ПТ возникает проблема вывода ее в ремонт, так как покрыть нагрузку будет невозможно без введения в работу законсервированного оборудования. А так же перегруз турбоагрегата повышает износ оборудования, что впоследствии скажется на затратах на ремонт.