Понятие о топливно-энергетическом комплексе страны

max∑(Д-С)(1+Е) ^-t-К0+Кл(1+Е) ^-T – когда известны только начальные КВ.    NPV=∑(Д-С-К)(1+Е) ^-t+Кл(1+Е) ^-T, вторым слагаемым можно пренебречь, т.к.малая величина в сумме затрат:  NPV=∑(Д-С-К)(1+Е) ^-t(*) –дисконтирование прибыли.

Наряду с общей эффективностью сущ. понятие финансовой эффективности, под кот. понимается учет различного рода выплат: напр, налог на прибыль. Тогда выр-е (*) запишется в след. виде: max∑(Д-С-К-Сам-Свыпл)(1-Н)(1+Е). Сам включили в ф-лу, т.к. при вычислении прибыли, из к-рой берется налог, надо учитывать амортизацию. Экономич. смысл:  прибыль суммируем с учетом дисконтирования и включаем КВ. если ∑→КВ>0, то самым выгодным считается тот вариант, когда эта величина наибольшая. Однако, эту ф-лу м/исп-ть для оценки эфф-сти инвестиций не для ↑ пр-ва пред-я, а для технич.совершенствования ее, к-рое приводит к ↓ себестоимости пр-ва. В этом случае в качестве D м/представлять величину годового эк.эффекта, получаемого в рез-те реализации этого мероприятия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

25. Методика расчета и интерпретация  ВНД.

Внутренняя норма рентабельности – ставка дисконтирования, использование к-рой обеспечивает равенство приведенных к начальному моменту времени затрат и результатов ∑Кt(1+Е)^-t =∑(Д-С-К)(1+Е) ^-t. Определяется с помощью ЧДД. NPV=∑(Д-С-К)(1+Е) ^-t-К0+Кл(1+Е) ^-T =0  , считая Е искомой переменной, и решаем задачу относительно Е. если значение внутренней нормы рентабельности выше ставки дисконта, то NPV>0, а период окупаемости < срока службы, и, наоборот.

 

Зная  динамику  освоения  капиталовложений  и  поступления прибыли  и  подставляя  в  диаграмму  NPV  различные значения  процентной  банковской  ставки  r  построим  график  изменения NPV;  NPV = f(Е).

 

Е = IRR -  внутренняя  норма  доходности  проекта.

Из  нескольких  вариантов  выбирается  тот,  у  которого  получили  наибольшие  значения    IRR .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

26. Условия экономической и технической  сопоставимости сравниваемых вариантов.

Очень важно при сопоставлении  вариантов учитывать их экономич. и технич. сопоставимость. Условия энергетич.(технической) и экон. сопоставимости вариантов, при оценки сравнительной эффективности: энергетич. сопоставимость – равноценность вариантов по энергетич. эффекту (по объему и качестве производимой продукции Е) . Экон. сопоставимость складывается из ряда требований: 1) для каждого из вариантов должно быть принято оптимальное решение; 2) учет не только прямых или непосредственных затрат но и сопряженных; 3) применение в экон. расчетах сопоставимых цен + необходимо учитывать инфляцию (путем применения сопоставимых цен или цены ч/з твердую валюту); 4) учет в составе единовременных затрат, необходимого объема оборотных средств (фондов). 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

27. Экономическая эффективность концентрации  и централизации энергоснабжения.

 Концентрация – сосредоточение производства ЭЭ на крупных ЭС. Два направления концентрации: 1)увеличение количества агрегатов на ЭС: К= Кпост + ά*Nу; Куд = Кпост/Nу +ά; Сээ = Ст + ψ*Куд, где ψ – коэф-т, учитывающий все остальные затраты. Чем больше установленная мощность, тем меньше себест-ть ЭЭ. Переменные затраты зависят от количества агрегатов. Чем больше агрегатов, тем ниже удельная стоимость станции (долл/кВт). Но сущ. экон. предел. 2) увеличение единичной мощности агрегата . Мировой опыт развития энергетики свидетельствует о том, что данное направление явл. преобладающим. В процессе укрупнения ед. мощностей был осуществлен переход от докритических параметров пара (130атм=13МПа, т-ра=565С) к сверхкритическим (P=240атм,). Централизация – электроснабжение от энергосистемы. Экономич. эффективность централизации энергосистемы  вытекает из эффективности концентрации. Эффективность необходимо сопоставить с децентрализованной схемой. До начал 60-х была централизованная схема. В наст. время ↑ экон. эффективность децентрализ-ой схемой энергоснабжения. Источники центрлизованного теплоснабжения – ТЭЦ и районная котельная. Повышение экономич. эффект-ти децентрализации происходит за счет:1)установки  турбогенераторов в действующих котельных; 2)установки ГТУ с утилизацией горячих газов в котлах-утилизаторах; 3)установки ПГУ; 4)установки моторгенераторов, газомоторных станций, кот. работают в комбинированном режиме (выработка ЭЭ и ТЭ). Такие небольшие энергоустановки наз-ся установками распределенной генерации энергии (УРГЭ).  Вода, охлаждающая двигатель, нагревается и подается в систему теплоснабжения. Дополнительно она подогревается также выхлопными горячими газами и отпускается ТЭ и ЭЭ. Общий КПД получается высоким.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

28. Экономическая эффективность комбинированного  производства энергии.

Комбинированное энергоснабжение  – на базе ТЭЦ, кот. отпускает ЭЭ и ТЭ в виде пара и в виде горячей воды для внешнего потребления. Эффективность ее оценивается путем сравнения с раздельной схемой. Рассмотрим сравнение по условиям минимума приведенных затрат. Постановка задачи: задана потребность в ЭЭ и ТЭ. Требуется выбрать оптимальный вариант энергоснабжения на основе экономического сравнения раздельной и комбинированной схем энергоснабжения. Раздельная схема – ТЭ от котельной, ЭЭ от электрических источников энергосистемы.

  Зкомб = Е*Кк + Ск                              Зразд = Е*Кр + Ср                             

        Кк = Ктэц + К^ктс + К^кэс                       Кр = Ккэс + Ккот + К^ртс + К^рэс

        Ск = Стэц + С^ктс + С^кэс                       Ср = Скэс + С^ркот + С^ртс +С^рэс

        Ктэц > Ккэс + Ккот, но К^кэс < К^рэс,  К^ктс > К^ртс; Стэц < Скэс + Скот.    

При комбинированной  схеме уд. расход топлива меньше, чем при раздельной. Он явл. определяющим. Комбинир.: bээ=150 г/кВтч; bтэ=160 кг/Гкал

                 Раздельн.:   bээ=320 г/кВтч; bтэ=170 кг/Гкал.

Для чистой дисконтированной стоимости:

NPVк = ∑(Тээ*Эотп + Ттэ*Qотп – Ск^+Ам )*(1+Е)^-Т – Кк + Кликв *(1+Е)^-Т

NPVр = ∑(Тээ*Эотп + Ттэ*Qотп – Ср^+Ам )*(1+Е)^-Т – Кр + Кликв *(1+Е)^-Т

Тот вариант, который  дает mах значение NPV, является экономически более предпочтительным. Экономичность комбинированной схемы по сравнению с раздельной обуславливается экономией топлива. Величину экономии топлива при этом методе можно записать следующим образом: ∆B = (bкэс – bт)*Эт – (bтэц к – bкэс)*Эк + (bкот тэ – bтэц тэ)*Qотп,

Bкэс- удельный расход топлива на отпуск ЭЭ на КЭС; bт-уд. расход топлива по теплофикационному циклу на ТЭЦ; Эт–размер теплофикационной выработки ЭЭ; b_тэц ^к-уд. расход на выработку ЭЭ на ТЭЦ по конденсационному циклу; Эк- выработка ЭЭ по конденсационному циклу; b^ТЭкот, b^ТЭтэц-уд. расход на отпуск ТЭ от котельной и ТЭЦ.

29. Энергоэкономические хар-ки КЭС  и ТЭЦ.

К энергоэкономическим  характеристикам КЭС относятся: 1)КЭС менее жестко связана с размещением (главные факторы, определяющие размещение: источник водоснабжения, топливная база, потребитель электроэнергии); 2)постоянство производственной мощности; 3)рабочий диапазон нагрузок колеблется от 30-70% в зависимости от вида топлива (газ –70%, твердое – 30%). На газообразном топливе минимальная нагрузка котла м/б уменьшена от 20 до 25% от номинальной; на жидком – тоже самое; на твердом – 50-70% от номинальной; 4)скорость напора нагрузки определяется начальными параметрами рабочего тела,  единичной мощностью блока; 5)возможна работа КЭС с высоким КПД на низкосортном топливе. Относительно высокий КПД станции: 38-42%; 6)удельный расход топлива – 318-330 грамм/кВтч. Капвложения в КЭС определяются: К_кэс = k_удN_у(1+Σγ_i/100), N_у – установленная мощность КЭС; γ_i – поправочный коэффициент для учета местных условий (вид топлива, водоснабжение, экология).

Расчет  технико-экономических показателей  КЭС.

• удельный расход топлива на производство электроэнергии  b_ээ = B_год / Э_i (1- ΔЭ_сн / 100)
• КПД КЭС по отпуску электроэнергии  η_ээ = 0,123 / b_ээ
• топливная составляющая себестоимости электроэнергии на КЭС  S_ээ^т = b_ээ Ц_тут
• себестоимость 1 кВтч на шинах КЭС   S_ээ = S_ээ^т + И_пст^кэс / Э_кэс
• уд. приведенные затраты в КЭС на производство эл-гии З_ээ = (Е_н К_кэс + И_пст^кэс + И_пр^кэс) / Э_кэс
• показатель фондоотдачи КЭС  В_фо = (Ц_ээ Э_кэс) / К_кэс
• показатель фондовооруженности КЭС  К_фв = К_кэс / (N_кэс К_шт)

К энергоэкономическим  характеристикам ТЭЦ относятся: 1)возможность размещения ТЭЦ ограничена радиусом теплопередачи. В зависимости от схемы энергоносителя (первичное топливо) он колеблется от 20 до 50 км. 2)Мощность ТЭЦ ограничена тепловыми потребителями. 3)ТЭЦ экологична; 4)структура мощности ТЭЦ: N_тэц = N_т + N_к ,  Э_т / Э = 0,7…0,8; 5)ТЭЦ строится для имеющихся нагрузок; 6)b_ээ^к = 0,38 – 0,40 кг/кВтч b_ээ^т = 0,16 – 0,19; 7)диапазон изменения нагрузки ТЭЦ определяется тепловыми нагрузками. Минимальная нагрузка м.б. снижена до 30% и ниже. На ТЭЦ можно: снижать температуру, отключать тепловых потребителей;

на ТЭЦ можно получать значительную пиковую мощность за счет отключения тепловых потребителей;

на ТЭЦ высокий коэффициент  топливоиспользования. Теплофикационная мощность ТЭЦ является вынужденной. Она диктуется тепловыми потребителями и обычно располагается в базовой части графика нагрузки. Конденсационная мощность – свободная мощность, которой можно манипулировать;

капвложения в ТЭЦ  определяются:

К_тэц = [К_к^гол + (n_к-1)К_к^посл +К_т^гол +ΣК_{т i}^посл +К_пвк^гол +(n_пвк-1)К_пвк^посл] (1+Σγ_i/100)

К_к^гол, К_к^посл, К_т^гол, К_{т i}^посл, К_пвк^гол, К_пвк^посл – капвложения в головной и последующий котлы, турбины, пиковые водогрейные котлы.

Расчет  технико-экономических показателей  ТЭЦ.

• удельный расход топлива на производство электроэнергии  b_ээ = B_ээ / Э_тэц
• удельный расход топлива на производство теплоэнергии  b_тэ = B_тэ / (Q_тх + Q_тф)
• КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии  η_ээ = 0,123 / b_ээ
• КПД ТЭЦ по отпуску теплоэнергии  η_тэ = 34,16 / b_тэ

- постоянные издержки U_пост^тэ = U_пост × (В_тэ / В_тэц) U_пост^ээ = U_пост × (В_ээ / В_тэц)

- издержки на эл. эн. U_ээ = В_ээ × Ц_тут + U_пост^ээ

- издержки на теплоту U_тэ = В_тэ × Ц_тут + U_пост^тэ ;U_пост = U_прямые + U_{косвенные}

U_прям^ээ = U_прям × (B_ээ / В_тэц); U_{косвен.}^ээ = (U_прям^ээ / U_пр) / U_{косвен.}

• себестоимость 1 кВтч на шинах ТЭЦ: S_ээ = (S_пост^ээ + B_ээ × Ц_тут)/ Э_тэц
• себестоимость 1 гДж тепла, отпущенного от коллекторов ТЭЦ: S_тэ = (S_пост^тэ + B_тэ × Ц_тут)/ Q_отп

S_пост – условно-постоянные годовые издержки:  S_пост^{тэ, ээ} = S_пост^тэц × В^{ээ, тэ} / В_тэц

• удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск теплоты:  З_тэ = (З_тэц В_тэ) / (В_тэц Q_отп)
• удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск электроэнергии:  З_ээ = (З_тэц В_ээ) / (В_тэц Э_тэц)
• показатель фондоотдачи ТЭЦ:   К_ф = (Ц_ээ Э_тэц + Ц_тэ Q_отп) / К_тэц
• показатель фондовооруженности ТЭЦ:    К_фв = К_тэц / (N_тэц К_шт)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

30. Экономика резервов мощности  в энергосистеме.

Различают следующие виды резервов по назначению: 1) аварийный резерв – предназначен для резервирования агрегата, оказавшегося в аварийном простое;  2) нагрузочный(частотный) – предназначен для покрытия непредвиденного роста эл. нагрузки потребителей по сравнению с плановой; 3)ремонтный резерв – применяется для управления ремонтными работами; 4) эксплуатационный режим- для компенсации временного снижения мощности станции. Виды  резервов  по степени мобильности:

1)горячий резерв (вращающийся)- недогруженные агрегаты; 2)холодный резерв – агрегаты, находящиеся в простое. Исключение гидроагрегаты, которые могут рассматриваться как горячие, даже если отключены, т.к. время его пуска - 2-3 мин. Горячий резерв исп. для обеспечения нагрузочного и аварийного резерва, а холодный резерв – для обеспечения ремонтного и эксплуатационного резерва.        Определение оптимальной величины каждого вид резерва.

1)) нагрузочный

2)) ремонтный- должен  быть достаточен для вывода  в течение года оборудования  в ремонт. Для обеспечения ремонтного резерва исп. летний провал годового графика эл. нагрузки.

Нагрузка каждого месяца соответствует пиковой нагрузке рабочих суток данного месяца.

3)) аваийный резерв  – оптимальная величина определяется  путем сопоставления дополнительных затрат на ввод и содержание аварийного резерва с ущербом у потребителей от аварийного недоотпуска  энергии.

Экономический ущерб  от аварийного выхода может быть определен следующим образом 1-Р=V, Р –вероятность аварийного простоя. У=Энедоотп*Vn ^m*У₀, n –количество агрегатов, m – кол-во агрегатов аварийного простоя.