Файл: Снижение затрат на энергоресурсы собственных нужд котельных.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 213

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава I. Теоретические основы снижения затрат на энергоресурсы тепловая энергия себестоимость 1.1 Снижение потерь теплоты с уходящими газамиОсновными потерями в котельных установках являются потери с теплотой отходящих газов [17]. Потери теплоты с уходящими газами (q2) в котлах без хвостовых поверхностей, работающих с опт, могут достигать 25 %. Мероприятия, способствующие уменьшению потерь q2, следующие.1. Установка водяного питательного поверхностного экономайзера (экономайзера и воздухоподогревателя) – экономия газа 4-7 %, теплофикационного – 6-9 %, контактного – 10-15 % в зависимости от температуры уходящих газов. Запишем выражение для потерь теплоты с уходящими газами в упрощенном виде (без учета теплоты вносимой холодным воздухом) (172)и рассчитаем изменение потерь при увеличении (уменьшении) температуры уходящих газов на ∆tух . (173)Для природного газа V0 ≈ 9,7 м3/м3; м3/м3; МДж/м3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м3 и коэффициенте избытка воздуха  = 1,2 отношение . Таким образом увеличение (уменьшение) температуры уходящих газов на 20 ºС приводит к изменению КПД на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов более существенно.2. Работа котлоагрегата с оптимальным коэффициентом избытка воздуха  = опт. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального приводит к снижению температуры в топке и уменьшению температурного напора, кроме того, увеличивается расход электроэнергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (172) следует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆ потери теплоты с уходящими газами меняются на . (174)При температуре уходящих газов в диапазоне 120-170 ºС увеличение ∆ на 0,1 приводит к увеличению q2 на 0,5-0,7 %.3. Увеличение плотности газоходов приводит к уменьшению присосов воздуха по тракту котла. Увеличение присосов воздуха по газовому тракту котел – дымосос на 10 % приводит к перерасходу газа на 0,5 %, повышению расхода электроэнергии на привод дымососа на 4-5 %.Рассмотрим эффективность установки воздухоподогревателей. Котлы марки КВГМ, как правило, не укомплектованы воздухоподогревателями, что обусловливает в некоторых случаях повышенное значение температуры уходящих газов. Расчетное значение температуры уходящих газов у котла КВГМ-180 составляет 175 °С. Простой срок окупаемости проекта при установке за котлом воздухоподогревателя рассчитывается следующим образом. При известных значениях расхода топлива В1, температуры уходящих газов tух, коэффициенте избытка воздуха ух и КПД котлоагрегата  рассчитывают значения потерь теплоты с уходящими газами . (175)При установке воздухоподогревателя за котлом температура газов снизится до значения . При этом уменьшатся потери теплоты с уходящими газами до значения (176)и возрастет КПД котельного агрегата . (177)Это приводит к снижению расхода топлива: (178)что позволяет рассчитать годовую экономию топлива как , (179)где h – число часов работы котлоагрегата в течении года; Цт – стоимость природного газа.Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, определятся выражением . (180)Площадь поверхности теплообмена определится из выражения , (181)где температурный напор рассчитывается как , (182)а коэффициент теплопередачи  по критериальным формулам при предварительно заданной скорости движения газа и воздуха в диапазоне 7 -15 м/с. После определения площади поверхности теплообмена уточняются конструктивные характеристики воздухоподогревателя, а именно: число труб, длина, шаги между трубами  и уточняется значение коэффициента теплопередачи. Обычно воздухоподогреватель изготавливают из труб 40×1,5, шаги между трубами при шахматном их расположении составляют 40-45 мм и 45-60 мм. Для котлов малой мощности используют трубы меньшего диаметра. После уточнения конструктивных характеристик: общего числа труб n, поперечного и продольных шагов, свободного сечения для прохода газа и воздуха  уточняют значения скоростей газа и воздуха. Затем определяют уточненное значение площади поверхности воздухоподогревателя F и его длину . При известной массе металла и стоимости одного килограмма Цм ориентировочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя составят Звп≈2МЦм. На рис. 73 представлены расчеты годовой экономии топлива и затраты на монтаж (в ценах 2006 г.) воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 при различной температуре уходящих газов. Уменьшение температуры продуктов сгорания вплоть до 110 °С окупается практически за один год Звп ≈ Эт. При охлаждении продуктов сгорания до более низких температур возникают дополнительные затраты, связанные с обеспечением надежной работы дымовой трубы. Рис. 73. Годовая экономия топлива и затраты на монтаж воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 1.2 Потери теплоты с химической неполнотой сгоранияОни должны быть сведены к нулю за счет правильного выбора горелок, качества изготовления и монтажа, проведения наладки работы горелок и топочных туннелей. 1.3 Потери теплоты в окружающую средуДля снижения расхода газа из-за потерь теплоты в окружающую среду следует тщательно выполнять и поддерживать в исправном состоянии ограждения котла, изоляции оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т.д.; при этом температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха 25 С. 1.4 Работа котельной установки в режиме пониженного давленияРабота котельной установки в режиме пониженного давления характеризуется следующим:а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к снижению степени сухости пара, особенно существенно при рк  0,5рн. Кроме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравлическим ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к браку продукции;б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому охлаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла. 1.5 Температура питательной воды tвОна оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см2 увеличение температуры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 С дает экономию газа на 1,7-2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на выработку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса котлоагрегата , (183)где D – паропроизводительность котельной; i и iпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды.При температуре питательной воды 105-110 ºС, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит м3/т. Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, производительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого баланса котла (183) . (184)Увеличение температуры питательной воды на 10 ºС приводит к уменьшению удельного расхода газа на м3/т, или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %.Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер является последней по ходу газов поверхностью, что приводит к снижению КПД. Потому положительный эффект от повышения температуры питательной воды может быть достигнут только при одновременном проведении мероприятий по снижению температуры уходящих газов. Так, например увеличение температуры питательной воды и установка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммарный положительный эффект. 1.6 Возврат конденсата в котельнуюВ практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недостаточное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котельную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерасход газа (В, м3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рассчитан по формуле , (185)где D – паропроизводительность котельной, т/ч;   доля возврата конденсата, доли единицы; D(1- ) – количество конденсата, невозвращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; iк и iс.в – действительная энтальпия конденсата в котельной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невозврате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит , (186)что составляет 10/70·100 ≈ 15 % от расхода топлива на выработку пара. 1.7 Использование тепловой энергии непрерывной продувки котловПри избыточном давлении пара =1,6-1,3 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на , (187)что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара.При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использования тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут превысить 3,5 % общего расхода топлива. Рис. 74. Схема установки сепаратора и охладителя непрерывной продувки:1 – барабан котла; 2 – сепаратор непрерывной продувки;3 – теплообменник-охладитель сепарированной воды; 4 – деаэраторДля использования тепловой энергии непрерывной продувки устанавливают сепаратор и теплообменник (рис. 73). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: , (188)где Р – процент продувки;  удельная энтальпия сепарированного пара, кДж/кг;  удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг;  доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению , (189)где i  энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарированного пара составляет 0,17-0,2.Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования . При установке сепаратора и теплообменника  определяется по формуле . (190)Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают т.е. второй член в числителе равен нулю. 1.8 Режимы работы котельного оборудованияБольшие, легкодоступные, практически не требующие затрат резервы экономии газа и электроэнергии заключены в оптимальном распределении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя.С уменьшением нагрузки ниже номинальной (рис. 75) уменьшается температура уходящих газов, а значит, падают потери теплоты с уходящими газами. При малых нагрузках уменьшаются скорости истечения газа и воздуха, ухудшается их смешение и могут возникнуть потери с химической неполнотой сгорания. Абсолютные потери теплоты через обмуровку остаются практически неизменными, а относительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно возрастают. Это приводит к тому, что при пониженных нагрузках имеется максимальное значение КПД (рис. 76). Значение нагрузки котла, при которой КПД достигает максимума, зависит от множества факторов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность.На основании режимных карт для каждого котлоагрегата может быть построена расходная характеристика, представляющая собой графическую зависимость расхода топлива от количества выработанного пара или тепловой энергии. Характеристика должна быть определена экспериментально при работе котлоагрегата при исправном состоянии оборудования. Расходные характеристики котлоагрегатов, приведенные на рис. 77, можно выразить в виде функциональных зависимостей: и , где ,  часовой расход топлива соответственно котлами №1 и №2; ,  паро- или теплопроизводительность этих котлов. Рис. 75. Изменение потерь с уменьшением нагрузки котла:1 – потери теплоты с уходящими газами; 2 – потери теплоты с химической неполнотой сгорания; 3 – потери теплоты через огражденияСуммарная выработка пара (тепловой энергии) в единицу времени двумя котлами составляет . Если котел №1 загружен до значения , то загрузка котла №2 составит . Следовательно, и .Суммарный расход топлива на два котла составит: . (191) Рис. 76. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котлаДля того чтобы расход топлива был наименьшим (оптимальным), необходимо, чтобы первая производная суммы в правой части уравнения, взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая производная была положительной. Таким образом, условие минимума суммарного расхода топлива можно получить в результате дифференцирования вышеприведенного выражения, например, по , т.е. . (192) Рис. 77. Расходные характеристики котлоагрегатовПроизводная может быть определена из условия , следовательно, . Разделив последнее выражение на , получим или . Подставляя в правую часть выражения , получаем . (193)Это выражение показывает, что для получения минимального суммарного расхода топлива каждый из котлов должен нести такую нагрузку, при которой наклон касательной к характеристике одного агрегата равен наклону касательной к характеристике другого агрегата, или .Заменив производные в выражении отношениями и , получим условие минимального суммарного расхода топлива в котельной в виде . (194)Величину, характеризующую удельный прирост расхода топлива и , отнесенный к дополнительной производительности котлов и , принято называть относительным приростом расхода топлива.Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая характеристика , т.е. для выработки одного и того же количества пара (тепловой энергии) каждым котлом потребуется одинаковый расход топлива . Следовательно, между одинаковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна распределяться поровну. 1.9 Перевод паровых котлов на водогрейный режимПеревод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недостатки, так и преимущества.При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный режим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосферного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепловой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается подогреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры.При переводе котла на водогрейный режим уменьшается температура воды на вводе в котел со 105 до 70 ºС, а также увеличивается температурный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (194 ºС) до средней температуры воды в водогрейном котле (

Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ

2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат

2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Заключение

Список использованной литературы

2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии



По итогам вышеприведённых расчётов составим сводную таблицу:
Таблица 15.

№п/п
Наименование статьи затрат
План(руб.)
Факт(руб.)
План-факт(руб.)

1
2
3
4
5

1
Прямые затраты, отнесенные на выработку тепловой энергии

1.1
Затраты на топливо
5 165 095,89
5 271 165,00
-106 069,11

1.2
Затраты на воду
243 193,59
250 000,00
-6 806,41

1.3
Затраты по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе
162 001,16
94 051,00
67 950,16

1.3.1
Отчисления на амортизацию производственного оборудования
108 107,08
94 051,00
14 056,08

1.3.2
Отчисления в ремонтный фонд
0,00
0,00
0,00

1.3.3
Отчисления на текущее содержание оборудования
53 894,08
0,00
53 894,08

1.4
Затраты на содержание зданий, в том числе
102 260,00
102 260,00
0,00

1.4.1
Отчисления на амортизацию зданий
102 260,00
102 260,00
0,00

1.4.2
Отчисления на текущее содержание зданий
0,00
0,00
0,00

1.5
Затраты на электроэнергию
138 000,00
138 000,00
0,00

1.6
Затраты на охрану труда
7 200,00
7 200,00
0,00

1.7
Затраты на технику безопасности
9 000,00
9 000,00
0,00

1.8
Затраты на пожарную охрану
2 000,00
2 000,00
0,00

1.9
Затраты на химподготовку воды
26 337,80
25 420,00
917,80

1.10
Затраты на оплату труда, в том числе отчисления на социальныенужды
1 271 842,56
1 271 842,56
0,00

1.11






0,00

1.12






0,00



Итого по п. 1
7 126 931,00
7 170 938,56
-44 007,56

2
Прочие затраты

2.1
Экологические затраты
73 565,94
14 340,33
59 225,61

2.2
Затраты на содержание АУП
0,00
0,00
0,00

2.3
Расходы на командировки
0,00
0,00
0,00

2.4
Затраты на подготовку и переподготовку кадров
0,00
0,00
0,00

2.5
Оплата услуг связи
0,00
0,00
0,00

2.6
Плата за аренду
0,00
0,00
0,00

2.7
Транспортные расходы
1 000,00
980,00
20,00

2.8






0,00

2.9






0,00



Итого по п. 2
74 565,94
15 320,33
59 245,61

3
Прочие отчисления и налоги

3.1
Земельный налог
0,00
0,00
0,00

3.2
Отчисления в страховые фонды
0,00
0,00
0,00

3.3






0,00

3.4






0,00

3.5






0,00



Итого по п. 3
0,00
0,00
0,00

4
Общехозяйственные расходы
792 164,66
790 488,48
1 676,19



Всего затрат п. 1 + п. 2 + п. 3 + п. 4
7 993 661,60
7 976 747,37
16 914,24



Себестоимость отпущенной тепловой энергии (руб./Гкал)
441,16
440,23
0,93

5
Норматив рентабельности, %
15
15
0



Стоимость отпущенной потребителям тепловой энергии (руб./Гкал)
507,34
506,26
1,07

6
НДС, %
20
20
0



Отпускная цена тепловой энергии cучетом НДС (руб./Гкал)
608,81
607,52
1,29


Возможными путями комплексного решения задач по снижению затрат является следующее:

  • внедрение в схему резервного топлива специальных смесительных устройств (эмульсаторов), которые устраняют макронеоднородность резервного жидкого топлива;

  • внедрение новых, более эффективных горелочных устройств (акустических форсунок, малых горелочных устройств);

  • создание водотопливных эмульсий в самих форсунках.

Разработанные принципы комплексного рационального природопользования позволяют найти механизм решения одновременно вопросов энергосбережения, повышения экологической безопасности и надёжности работы оборудования.

Предлагаемые технические решения позволили бы экономически выгодно осуществит комплексный подход к решению вышеуказанных задач при сжигании газообразного и жидкого видов топлива в котлах.

При применении принципа комплексного подхода при сжигании газообразного топлива одновременно со снижением выхода окислов азота до 70%, было повышено КПД котлов на 1,7 %.

Применение принципа комплексного подхода при сжигании мазута позволило за счет нового типа горелочного устройства повысить КПД котла на 2,3%, снижение же выхода окислов азота достигнуто 30%.

Применение же водотопливных эмульсий позволило:

  • повысить КПД котла на 2-3 %;

  • снизить выход сажистых частиц на 90 %;

  • снизить выход окислов азота на 50 %;

Глава III. Определение резервов снижения затрат тепловой энергии
В заявленном максимальном среднесуточном расходе тепловой энергии – 435 Гкал/ч, доля часовой нагрузки на ГВС составляет 11,85% или 51,558 Гкал/ч.

Для каждого интервала температуры наружного воздуха получаем удельные отопительные значения.

При построении графика необходимо определить три зоны, исходя из технических условий:

1. Базовая нагрузка – это нагрузка горячего водоснабжения (ГВС). Она практически не меняется и по году ее продолжительность 8´760 часов.

2. Полубазовая нагрузка – это нагрузка отопления. Она ограничена двумя фундаментальными условиями – а) начало отопительного периода – начинается при похолодании окружающего воздуха ниже +8ºС, б) температурой сетевой воды и температура окружающего воздуха, свыше которой ужесточаются требования (техники безопасности, ПТЭ, Госгортехнадзора) к энергетическому хозяйству – котлам, насосам, хим.подготовке, квалификации персонала и другое, что влечет за собой гораздо большие расходы на содержание и эксплуатацию мощностей. Продолжительность периода – 5´280 часов.


3. Пиковая нагрузка – при температуре сетевой воды выше 110ºС и наружного воздуха ниже – 15ºС. Продолжительность периода – 2´100 часов.
Время использования максимума нагрузки по факту:


где – фактический отпуск тепловой энергии ТЭЦ-6 за 2004 год, Гкал; – средняя по году располагаемая (доступная) тепловая мощность на котельной, Гкал/ч.




(2.4)
Время использования максимума нагрузки ЗБМО по графику Россандра (определяется как произведение доли заполненной площади графика и продолжительности работы), час:




(2.5)
где – отношение интегрального значения площади отпуска теплоэнергии к общей площади построения графика; – число часов в году, час.
(2.6)
При соблюдении температурного графика расчетный отпуск тепловой энергии мог составить:




(2.7)
где – максимальный среднечасовой расход теплоэнергии, Гкал/ч




(2.8)

Недоиспользованный резерв по отпуску тепла, тыс.Гкал в год:




(2.9)

(2.10)
Коэффициент недоиспользования тепловой нагрузки составляет:




(2.11)




(2.12)
Таким образом, в связи с нарушениями условий температурного графика, гидравлических характеристик потребителем и сложившейся температуру окружающего воздуха по году объем отпуска теплоэнергии занижен на 23,8%.

Расчеты себестоимости тепловой энергии, учитывая предельные издержки производства, будут производиться на примере отчетных данных по результатам работы ЗБМО за 2004 год:


Отпуск тепловой энергии – 1´246,246 тыс. Гкал в год;

Среднегодовая доступная мощность (учитывает вывод оборудования в ремонт) составляет 532,57 Гкал/ч;

Максимальный среднечасовой расход тепловой энергии (по заданию теплосети) – 435,0 Гкал/час;

Температурный график – 160/70 со срезкой 150;

Расходы на топливо – 157´452 тыс. рублей;

Расходы на воду – 4´701,4 тыс. рублей;

Расходы на заработную плату – 15´769,0 тыс. рублей;

Расходы на ремонт – 27´883,0 тыс. рублей;

Амортизационные отчисления – 11´560,0 тыс. рублей;

Себестоимость тепловой энергии – 201,08 руб/Гкал.

Условно–переменные расходы, компенсирующие энергию, состоят из расходов на топливо и воду, общей суммой 162´153,1 тысяч рублей.

Условно–постоянные расходы, компенсирующие мощность, состоят из расходов на зарплату персонала, ремонт, амортизационных отчислений и прочих, общей суммой 88´444,9 тысяч рублей.

Сравнение расчетного тарифа на теплоэнергию в отдельности по ТЭЦ-6, и сравнение его с установленным в 2004 году тарифа– 301,84 руб/Гкал, некорректно. В общем тарифе учитываются неотъемлемые расходы энергосистемы, оказываемые другими подразделениями предприятия и сторонними организациями (АУП, охрана, сбыт, передача энергии, отчисления в разные фонды).

В связи с этим анализ проводится по себестоимости выработки тепловой энергии.

В себестоимость тепловой энергии не вошли расходы на электрическую энергию, потребляемую в технологическом процессе теплоснабжения. Данный фактор обусловлен отнесением статьи расходов электрической энергии на ЗБМО к производственным нуждам энергосистемы, и учтены в других статьях расходов энергосистемы.

Согласно полученных результатов по графику отопительной нагрузки:

1. Использование мощности для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка – 11%;

b) Полубазовая нагрузка – 55%;

c) Пиковая нагрузка – 34%.

Это означает, что установленная на предприятии единица теплогенерирующей мощности, удовлетворяющая спрос, в течении года используется согласно этих пропорций.

2. Использование энергии для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка – 27%;

b) Полубазовая нагрузка – 64,5%;

c) Пиковая нагрузка – 8,5%.

Это означает, что произведенная на предприятии единица тепловой энергии, удовлетворяющая спрос, в течении года распределяется согласно этих пропорций.
Наименование
Время,час
Энергия
Мощность

А
Базовая нагрузка
8 760
27%
11%

В
Полубазовая нагрузка
5 280
64,5%
55%

С
Пиковая нагрузка
2 100
8,5%
34%










100%
100%


Рассмотрим два варианта условий формирования себестоимости выработки тепловой энергии на ЗБМО:

1. Вариант Х – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту, затраты на содержание оставшейся запасной мощности (Nзапас = 585 – 435 – 65 = 85 Гкал/ч), которая не имеет спроса у потребителя, равномерно распределяются на всех подключенных потребителей.

Маргинальная цена на энергию может отражаться в виде одноставочного, сезонного тарифа за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легче понимается, но по нему сложнее производить практические взаимные расчеты. В Приложении №10 наглядно видно, что при среднегодовой себестоимости 201,08 руб/Гкал круглогодичный потребитель тепловой энергии (база "А" где маргинальная себестоимость 159,03 руб/Гкал) должен платить в 2,6 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 413,99 руб/Гкал)

Двухставочный тариф в виде платы за заявленную мощность и за отпущенную энергию имеет более глубокий технологический смысл и в большей степени отвечает технологии производства энергии. Он предусматривает фиксированную себестоимость 203´321,5 руб/год за право получать в любое время года заявленную тепловую мощность 1 Гкал/час, и так же отдельно оплачивает себестоимость потребленной энергии от котельной по цене 130,11 рубля/Гкал.

2. Вариант Y – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч, резерв мощности, отдельно оплачиваемым потребителем – 85 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту запасной мощности нет.

Потребитель тепловой энергии, относящийся к базовой нагрузке (база "А", где маргинальная себестоимость 154,03 руб/Гкал) платит в 2,39 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 367,59 руб/Гкал)

Маргинальная себестоимость единицы мощности составит 170´086,3 руб/год – за право получения заявленной тепловой мощности 1 Гкал/час в любое время года, а себестоимость потребленной энергии будет 130,11 рубля/Гкал от котельной.

Смотрите также файлы