Задачи перспективных схем теплоснабжения. Расширение зоны действия теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

Задачи перспективных схем теплоснабжения. Расширение зоны действия ТЭЦ

К.т.н. В.Н. Папушкин, Советник генерального директора ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром», г. Москва

Общие сведения

В некотором смысле эта статья является продолжением статьи «Радиус теплоснабжения. Хорошо забытое старое» (см. журнал НТ, № 9, 2010 г), но одновременно входит в серию статей, посвященных задачам, которые часто возникают при разработке перспективных схем теплоснабжения. В данной статье будет обсуждаться решение задачи о расширении зоны действия доминирующего источника (пусть доминирующим источником в нашем случае является ТЭЦ), и т.к. расширение зоны действия практически всегда совпадает с задачей увеличения «радиуса теплоснабжения», статья является продолжением предыдущей.

В самом начале оговоримся, что решение задач будет выполнено в электронной модели схемы теплоснабжения и это значит, что к моменту потребности в решении данной задачи электронная модель уже создана и выполнена процедура ее тестирования, позволяющая иметь уверенность в том, что все результаты расчетов адекватны реальным процессам.

Потребность в решении задачи о расширении зоны действия ТЭЦ возникает всегда в том случае, когда имеются существенные резервы располагаемой тепловой мощности в регулируемых отборах турбоагрегатов ТЭЦ, а все перспективные приросты тепловой нагрузки в существующей зоне действия оставляют этот резерв существенным. В данном конкретном случае будем рассматривать ситуацию, когда в зоне предполагаемого расширения действуют локальные системы теплоснабжения, образованные на базе отопительных котельных. При этом ситуацию, когда локальная зона действия на базе котельной включена в существующую зону действия ТЭЦ (как вложенное множество) будем считать нонсенсом развития теплоснабжения поселения.

Предположим также, что предварительный анализ показал, что себестоимость отпуска тепла потребителям из локальных систем теплоснабжения выше (в процессе решения задачи мы покажем, что это условие не обязательное - прим. авт.), чем аналогичная себестоимость отпуска тепла из систем теплоснабжения, образованных на базе ТЭЦ. При этом в составе себестоимости учитывалась себестоимость отпуска тепла с коллекторов ТЭЦ (котельной) и себестоимость передачи тепла по тепловым сетям каждой из систем. Себестоимость услуг сбытовой организации рассматриваться не будет и можно даже предположить, что одна сбытовая организация обслуживает все рассматриваемые системы.

В результате решения задачи расширения зоны действия ТЭЦ мы предполагаем, что:

· ¦выработка электроэнергии на ТЭЦ остается неизменной, так же как остается неизменной загрузка турбоагрегатов ТЭЦ по электрической нагрузке;

· ¦за счет дополнительной загрузки отборов турбоагрегатов ТЭЦ количество электроэнергии, выработанной на базе теплофикационного цикла, будет увеличиваться, и средневзвешенный удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ будет сокращаться;

· ¦все эффекты от дополнительной загрузки регулируемых отборов турбоагрегатов относятся на затраты топлива на выработку электроэнергии;

· ¦сокращение санитарно-защитных зон в городской черте будет учитываться в общей модели рассеивания выбросов от источников города и будет оцениваться только в том случае, если осуществляется ликвидация котельной. Оценка необходимых финансовых потребностей в реализацию проекта Финансовые потребности, необходимые для реализации проекта расширения зоны действия будут складываться из следующих составляющих:

· ¦затраты в строительство тепловых сетей от конечной камеры магистральных тепловых сетей ТЭЦ до зоны действия локальной системы теплоснабжения на базе котельной;

· ¦затраты в строительство ЦТП;

· ¦затраты в ликвидацию котельной;

· ¦затраты в реконструкцию (увеличение диаметра) участков тепловой сети, входящих в «путь» транспорта теплоты от источника до конечной камеры, к которой присоединяется дополнительная нагрузка от ликвидируемых котельных (если потребуется).

Необходимые финансовые потребности для реализации проектов рассчитывались в четыре этапа.

Этап 1. В электронной модели системы теплоснабжения разрабатывались технические решения, обеспечивающие присоединение тепловой нагрузки потребителей от ликвидируемых котельных к магистральным тепловым сетям ТЭЦ. На этом этапе определялась трассировка проектируемых и реконструируемых тепловых сетей и длина проектируемой трассы. Трассировка принимается по существующим и проектируемым коридорам.

Этап 2. В электронной модели системы теплоснабжения разрабатывались гидравлические режимы, обеспечивающие нормативную (в соответствии со СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети») циркуляцию теплоносителя с определением допустимых диаметров участков тепловых сетей и необходимых перепадов давления в точках присоединения потребителей (абонентов). Этап 3. В электронной модели системы теплоснабжения разрабатывались поверочные расчеты гидравлических режимов, обеспечивающих нормативную (в соответствии со СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети») циркуляцию теплоносителя в различные климатические периоды (летний и переходный климатический периоды) и различные условия (аварийный и статический режимы) эксплуатации. В случае необходимости диаметры и трассы корректировались и принимались в качестве обоснованных для расчета капитальных вложений в строительство. Этап 4. Оценка стоимости капитальных вложений осуществлялась по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ, установленных в соответствии с Методическими рекомендациями по формированию укрупненных показателей базовой стоимости на виды работ и порядку их применения для составления инвесторских смет и предложений подрядчика (УПБС ВР) и другим материалам. В качестве иллюстрации расчетов подобного рода (этап 1) приведем пример реализации трассировки тепловых сетей для расширения зоны ТЭЦ, выполненного при разработке одной из перспективных схем теплоснабжения. В процессе расширения зоны действия к тепловым сетям ТЭЦ требовалось присоединить четыре котельных с общей тепловой нагрузкой 9 Гкал/ч.

Структура трассировки состоит из проектируемых под новое строительство общих и индивидуальных участков тепловых сетей. Общим для всей группы присоединяемых к ТЭЦ котельных (рис. 1а) является участок вновь проектируемых тепловых сетей от магистральной тепловой камеры УТС-3* до тепловой камеры КП-т.В (камера перспективная, точка В). Индивидуальный вновь проектируемый участок - участок от тепловой камеры КП-т.В до ЦТП «Ленинградская». Общий участок тепловой сети трассируется по левой стороне вдоль ул. Ленинградская с переходом через нее до И.П.00632.

Общим для котельных № 7 «Энергопоезд», № 34 «Электрокотельная» и № 21 «Геологи» является участок вновь проектируемой тепловой сети (рис. 1б) от тепловой камеры КП-т.В до КП-т.Д. Трасса выполнена вдоль левой стороны ул. Ленинградская с переходом на правую сторону в тепловую камеру КП-т.Д.

Общим для котельных является участок вновь проектируемой тепловой сети (рис. 1в) от тепловой камеры КП-т.Д до КП-4. Конечной точкой этой трассы является ЦТП «Геологи». Общая длина трассы без индивидуальных участков-ответвлений от точки тепловой камеры УТС-3* до ЦТП «Геологи» составляет 3335 м.

На этапе 2 выполняется определение диаметров общих и индивидуальных участков тепловой сети. Для этого на каждом шаге расширения зоны рассчитываются пьезометрические графики и определяются диаметры тепловых сетей, предлагаемых к новому строительству и реконструируемых (если требуется) на существующих участках (рис. 2).

Все характеристики трассы, диаметры и длины участков вновь проектируемых тепловых сетей сохраняются в отдельных «клонах» перспективного состояния системы теплоснабжения города в электронной модели и являются ее неотъемлемой составляющей, а результатом расчетов является таблица, содержащая сведения о новом строительстве и реконструкции тепловых сетей (табл. 1).

Таблица 1. Общая характеристика вновь проектируемых и реконструируемых участков тепловых сетей.

Выполненные на этапе 3 расчеты показывают необходимость дополнительного строительства или реконструкции участков тепловых сетей (если таковые будут обоснованы расчетами) для обеспечения надежности теплоснабжения.

На четвертом этапе формируется смета проекта расширения зоны действия ТЭЦ. Как правило, она состоит из набора данных, приведенных в табл. 2.

Оценка эффективности инвестиций в реализацию проектов расширения зоны действия ТЭЦ

теплоснабжение потребитель инвестиция локальный

Оценка эффективности инвестиций (ОЭИ) осуществляется, как правило, в специализированных моделях. Основу этих моделей составляет анализ «приростных» затрат и эффектов для каждого участника и стороны проекта. Вероятно, для подробного описания этих моделей потребуется специальная статья, однако и без этого описания ясно, что в процессе оценки рассчитываются:

¦прогноз прироста тепловой нагрузки на ТЭЦ за счет ее переключения от котельных на ТЭЦ;

¦прогноз прироста полезного отпуска тепла от ТЭЦ;

¦прогноз приростов выручки от реализации дополнительного количества тепла;

¦прогноз приростов в постоянной и переменной составляющих издержек, возникающих при выработке дополнительного количества тепла и обслуживании дополнительного количества вновь построенных тепловых сетей;

¦прогноз приростов балансовой и чистой прибыли.

При этом прирост расхода топлива складывается из сокращения расхода топлива на отпуск электроэнергии за счет дополнительной выработки электроэнергии на увеличивающемся тепловом потреблении (для расчета сокращения удельных расходов топлива нужно рассматривать модель всей тепловой схемы станции, включая диаграммы режимов существующих турбоагрегатов; только в этом случае результаты оценки эффектов могут быть признаны удовлетворительными - прим. авт.) и прироста расхода топлива на отпуск тепла. Все расчеты приводятся как в ценах базового года, так и в ценах соответствующих лет.

В результате расчетов формируются таблицы сальдо денежных потоков (рис. 3), как это и требуется нормативными документами при выполнении стадии обоснования инвестиций.

Эффективность инвестиций для проекта расширения зоны действия ТЭЦ для условий приведенного примера характеризуется следующими ключевыми индикаторами:

¦дисконтированный срок окупаемости проекта - 7 лет;

¦внутренняя норма рентабельности проекта (IRR) - 15% в 2017 г.;

¦чистый дисконтированный доход (NPV) - 329 млн руб. к 2025 г.

Такие и аналогичные приемы прямых расчетов эффективности инвестиций хоть и полезны, но, к сожалению, еще не достаточны для принятия решения о расширении зоны ТЭЦ.

Во-первых, для условий примера существует «некоторая» экспоненциальная зависимость материальной характеристики вновь построенных и реконструированных тепловых сетей и, например, дисконтированного срока окупаемости инвестиций в зависимости от тепловой нагрузки, которая присоединяется к ТЭЦ (рис. 4). А самое главное, дисконтированного срока окупаемости проекта от увеличения зоны действия ТЭЦ (рис. 5). Результаты этих расчетов показывают, что для ТЭЦ расширение зоны действия на величину больше 2 км существенно снижает эффективность инвестиций, т.к. приобретаемые эффекты от этого действия снижаются.

Во-вторых, в рассмотрении не участвует второй субъект теплоснабжения, от которого собственно эта тепловая нагрузка и переходит к ТЭЦ, и который может нести ущербы от снижения дохода.

Поэтому еще одним необходимым шагом в принятии решения является полнота учета всех эффектов, ущербов и затрат от реализации проекта.

Размещено на Allbest.ru