Лекция 2. Лекция 2 Техникоэкономические критерии оценки энергетической эффективности

• Название: Лекция 2 Техникоэкономические критерии оценки энергетической эффективности
• Дата: 22.09.2020
• Размер: 152.6 Kb.
• Имя файла: Лекция 2.docx
• Тип: Лекция; #139091

Принципы эффективного управления технологическими процессами
в теплоэнергетике, теплотехнике и теплотехнологиях

Лекция 2

Технико-экономические критерии оценки энергетической эффективности
Определение эффективности формирования рациональных подсистем ЭК и ТС, в том числе на основе собственных генерирующих установок, базируется на общих принципах, сформулированных в Методических рекомендациях по оценке инвестиционных проектов¹.

Очевидно, что оценка системной эффективности мероприятий (проектов) по рационализации ЭК и ТС предприятий не может быть осуществлена корректно с помощью одного обобщенного критерия. Необходимо выделить несколько наиболее важных, анализ численных значений которых позволяет принимать оптимальные решения: интегральный эффект или чистый дисконтированный доход ( , ЧДД), индекс доходности (ИД), внутренняя норма доходности (ВНД), дисконтированный срок окупаемости инвестиций (Т_ОК).

Приведение к базисному моменту времени затрат, результатов и эффектов, имеющих место на t-м шаге расчета реализации проекта, производят путем их умножения на величину коэффициента дисконтирования , определяемого для постоянной нормы дисконта Е по известной зависимости

, (1)

где t = 0, 1, ... , Т; Т – горизонт расчета.

Чистый дисконтированный доход (интегральный эффект) определяется как сумма текущих эффектов за расчетный период, приведенных к начальному шагу

, (2)

где текущий эффект за период t

; (3)

результаты, достигаемые на t-м шаге расчета; затраты, осуществляемые на этом же шаге.

Если ЧДД инвестиционного проекта (технического решения, мероприятия) положителен, то проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше значение ЧДД, тем эффективнее проект.

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине приведенных капиталовложений

, (4)

где К – величина приведенных капитальных вложений; – затраты на t-м шаге (без капитальных затрат).

При проект эффективен, при – неэффективен.

Дисконтированные капитальные затраты

. (5)

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (Е_вн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям и является решением уравнения

. (6)

В случае капиталовложения в данный проект оправданы.

При расчете эффективности инвестиционного проекта определяется срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иначе – это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления. Срок окупаемости определяется с использованием дисконтирования при решении уравнения

. (7)

Интегральный системный эффект, определяемый по (7) с учетом (4), условно можно разделить на экономическую и социальную составляющие

(8)

где t – расчетный год деятельности предприятия; – количество продукции технологической и энергетической (электрической и тепловой энергии), отпущенной потребителям; – экономическая оценка социального эффекта; – инвестиционные издержки на осуществление проекта; И_t – эксплуатационные издержки, включая налоги, сборы, платежи; – остаточная стоимость основных фондов производственной инфраструктуры, исключаемых из эксплуатации в t-й год; – остаточная на момент времени Т стоимость основных фондов.

Использование формулы (8) для определения абсолютного экономического эффекта от внедрения энергосберегающих мероприятий и проектов (в том числе собственных источников обеспечения тепловой и электрической энергией) оказывается очень сложным ввиду трудности, а зачастую и невозможности оценки некоторых составляющих общего критерия. Это обстоятельство привело к необходимости трансформации критерия (8) в сравнительный интегральный экономический эффект, рассчитываемый как

, (8)

где – соответственно экономия затрат в ЭК и ТС при производстве и потреблении ЭР в t-й год эксплуатации; – стоимостная оценка сравнительного социального эффекта в t-й год в сравниваемых вариантах; – стоимостная оценка сравнительного системного эффекта вариантов, отличающихся уровнем надежности энергоснабжения потребителей в t-й год; – разность остаточной стоимости основных фондов на конец расчетного периода времени Т в сравниваемых вариантах.

При оценке эффективности варианта обеспечения тепловой и электрической энергией ПНГХП от ЭСН с использованием зависимостей (9) и (8) необходимо учитывать специфику объектов автономной отраслевой энергетики² - ЭСН ПНГХП относятся к их вспомогательному производству, предназначенному для обеспечения технологических процессов энергоносителями, и не реализуют продукцию сторонним потребителям. Поэтому в расчетах с использованием зависимости (8) составляющая приравнивается нулю.

Затраты в производственную инфраструктуру ЭК и ТС ( , ) формируются как функция капитальной составляющей с учетом способа и условий инвестирования и текущей составляющей, а также совокупных дополнительных системных затрат на обеспечение требуемой маневренности и надежности энергоснабжения. Содержание этих затрат определяется для каждого проекта (технического решения, мероприятия) индивидуально.

Социальная составляющая эффекта ( ) учитывается включением
в (1.37) расходов на осуществление природоохранных мероприятий ( ), стоимости использования трудовых ( ) и природных ресурсов

. (10)

Основой расчета затрат на использование трудовых ресурсов является расчетная численность персонала и норматив эффективности, отражающий связь с непроизводственной деятельностью. При этом разность затрат на привлечение трудовых ресурсов в сравниваемых вариантах записывается в виде

, (11)

где – коэффициент, учитывающий эффективность использования трудовых ресурсов, ( = 0,35); , – соответственно разность среднегодовой численности эксплуатационного персонала и фонда заработной платы в сравниваемых вариантах в t–м году.

Одним из обязательных условий внедрения проектов рационализации ЭК с ЭСН и увеличением потребления топлива является не превышение предельно-допустимых концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе, то есть выполнение условия

, (12)

где – соответственно, существующая фоновая концентрация
i-го ингредиента в приземном слое и дополнительная концентрация этого ингредиента, обусловленная выбросами источников ЭСН мг/м³; – предельно допустимая концентрация i-го вещества, мг/м³.

При внедрении в структуру ЭК ЭСН, базирующихся на газотурбинных установках (ГТУ) с камерами сгорания (КС), последние становятся дополнительными источниками выброса в атмосферу оксидов азота NO, NO₂ и N₂O. Для инженерных расчетов выхода NO_x в реальных камерах сгорания рекомендуется зависимость³

, (13)
где р₂  давление воздуха перед камерой сгорания; Т_ф  теоретическая температура газа в зоне горения при =1,1; Т_ф=273+(1920+0,42t₂);
t₂ – температура воздуха перед камерой сгорания, С;  время пребывания газов в зоне высоких температур (горения) – обычно принимается равным отношению объема жаровой трубы КС к общему объемному расходу воздуха ; – соответственно коэффициент избытка воздуха в промежуточной зоне и для всей КС (в реальных КС ); – индивидуальный для каждой КС коэффициент, учитывающий условия смешения во фронтовом устройстве.

Зависимость (1.41) соответствует условию максимального выхода NO_x при коэффициенте избытка воздуха в зоне горения =1,1. Следует отметить, что современные ГТУ характеризуются концентрацией NO_x до 25 ppm без очистки газов и катализаторов и до 15 ppm с системами очистки.

Экологическая составляющая экономических затрат, связанных с образованием и выбросами вредных веществ, определяется по формуле

, (14)

где – дополнительные удельные затраты (капитальные и текущие), связанные с осуществлением мероприятий, обеспечивающих снижение вредных выбросов по i-у ингредиенту на величину , руб./(год·мг); – предотвращенная величина выбросов i-го ингредиента, мг; – величина ущерба, причиняемого окружающей среде за счет выбросов вредных веществ в пределах ПДВ, руб./год, определяемая по (1.28).

Стоимостная оценка уровня надежности энергоснабжения
в расчетах сравнительного системного эффекта при рационализации ЭК с введением собственных источников тепловой и электрической энергии включает затраты на создание аварийного резерва электрической ( ) и тепловой ( ) мощности, топливо при пусках-остановах резервных установок, компенсацию ущерба, наносимого ухудшением качества электро- и теплоэнергии вследствие нарушения баланса мощностей при аварийном останове генерирующего оборудования, ремонт (замену) отказавшего оборудования.

Учет перечисленных затрат позволяет оценить сравнительный экономический эффект создания новых ЭК с ЭСН не по наносимому ущербу от ненадежности, а по дополнительным затратам для поддержания заданного (оптимального) уровня надежности теплоэнергоснабжения. Таким образом, варианты сравниваются корректно в сопоставимых условиях. При этом заданный (оптимальный) уровень надежности энергоснабжения потребителей определяется на более высоком иерархическом уровне.

Аварийный резерв электрической мощности определяется как доля мощности в энергосистеме, способная покрыть ее дефицит в случае аварийного останова или режимного отказа энергоустановки по методике⁴, основой которой является эквивалентирование разнородной энергосистемы с последующим расчетом числа резервных агрегатов для однородной системы энергоснабжения потребителей.

В дополнение методики расчета величины аварийного резерва мощности, учитывающей только полные отказы энергоагрегатов в системе, в настоящей работе предлагается учесть возможность частичных отказов. Расчетные выражения для определения характеристик эквивалентированной энергосистемы примут вид:

–число блоков эквивалентной мощностью N_э

; (15)

–коэффициент аварийности эквивалентного блока

; (16)

–мощность эквивалентного блока

. (17)

В (15), (16) – вероятность j-го состояния i-го элемента в реальной системе с уровнем электрической мощности ; n – число блоков в реальной системе; m – число возможных состояний энергоблока, характеризующихся уровнем мощности .

Величина аварийного резерва мощности в энергосистеме мощностью определяется по упомянутой методике¹

, (18)

где t – квантиль нормального распределения функции индекса погрешности электроснабжения; для величины математического ожидания  = 0,997…0,999 (вероятность ) t=3,05.

Суммарные капиталовложения в резервную мощность

, (19)

где , , – соответственно удельные капиталовложения в резервные агрегаты, коэффициент аварийного резерва мощности в системе и суммарная мощность энергосистемы в t-й год.

На практике при отключении генерирующей мощности снижается частота в сети и уменьшается нагрузка. При этом баланс мощности устанавливается на пониженной частоте, а ввод резерва восстанавливает частоту и нагрузку. Величина снижения частоты в системе при дефиците мощности (с учетом горячего резерва) составит⁵

, (20)

где – номинальная частота, Гц; – коэффициент, принимаемый равным 1,5…2,0 для энергетических систем относительно малой мощности.

Дополнительные системные затраты, связанные с ущербом от аварийного останова энергоустановки, составят

, (21)

где и – удельный расход топлива i-й установкой мощностью
в режиме работы на номинальной и на пониженной частоте соответственно; – время запаздывания ввода резервной установки; – плановое число работы внедряемой установки в году; – коэффициент аварийной установки; , – удельные расходы топлива резервной и внедряемой установки; – стоимость топлива резервной и внедряемой установки; – затраты топлива на пуск-останов резервного оборудования.

В отличие от электроэнергетической подсистемы ЭК, теплоэнергетическая является локальной.

Недоотпуск теплоты от внезапного прекращения или ограничения теплоснабжения вызывает ущерб в производствах ТС ПНГХП, определяемый не только экономическими потерями, но и рядом негативных факторов. Все это требует оценки необходимого резерва тепловой мощности в системе теплоснабжения.

Дополнительные затраты в системе теплоснабжения, обусловленные
необходимостью резерва производительности котельной, определяются суммой

, (22)

где n – число резервных котлов производительностью с удельными капиталовложениями ; – удельный расход топлива в котельной; – коэффициент, учитывающий условия финансирования строительства резервной мощности котельной и амортизационные отчисления; – число часов работы резервных котлов, зависящее от требуемой надежности теплоснабжения потребителя; – затраты топлива на пуск-останов резервных котлов и прочие расходы.

Общие затраты на обеспечение резерва составят

. (23)

Критерием выбора оптимальных технических решений является условие максимума (1.37) , при достижении показателя надежности по обеспечению ЭР не менее чем в действующих ЭК и ТС, и с учетом экологической приемлемости.

Здесь Y – вектор оптимизируемых переменных ЭК и ТС. Энергетическая сопоставимость вариантов ЭК с ЭСН обеспечивается одинаковым полезным отпуском энергии заданного качества, заданным графиком тепловых и электрических нагрузок потребителей и оптимальными характеристиками оборудования генерирующего источника.

Для технических решений по рационализации структуры и режимов эксплуатации ЭК и ТС, не связанных с внедрением автономных тепло- и электрогенерирующих установок, величина сравнительного интегрального экономического эффекта определяется по упрощенной зависимости

, (24)

где значения эксплуатационных ( ) и капитальных ( ) затрат в реализацию технических решений определяются для каждого проекта индивидуально.

После формирования системы показателей эффективности ТС и ЭК разрабатывается методическое и информационно-программное обеспечение для двух типов исследований – экспериментальных, проведенных на действующем объекте, и для теоретического анализа и численных экспериментов на основе математического моделирования.

1^ Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. – М.: Информэлектро, 1994. – 81 с. (в редакции, утвержденной Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 № ВК 477)

2^ Майзель, В.И. Экономическая эффективность объектов автономной энергетики / В.И. Майзель, Г.М. Бирюкова // Газовая промышленность. – 2002. – № 12. – С. 51-53.

3^ Ольховский, Г.Г. Снижение концентраций оксидов азота и выбросов ГТУ // Теплоэнергетика. -1990. -№3. -С.65-71.

4^ Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник в 4-х т. – Новосибирск: Наука, 2000. – Т.1. – 350 с.

5^ Гнеденко, Б.В. Математические методы в теории надежности / Б.В. Гнеденко, Ю.К. Беляев, А.Д. Соловьев. - М.: Наука, 1985. - 524с.