Определение границ технико-экономической эффективности применения резервного и автономного электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение границ технико-экономической эффективности применения резервного и автономного электроснабжения

Панасюк В.Н.,

Парахин Ю.Н.,

Сухарь Г.А.

Электроснабжение любых объектов народного хозяйства, которые имеет малую (ограниченную) мощность, в современных условиях, становится невозможным при выходе из строя источников энергии и систем её передачи. При этом автономные источники электроснабжения (АИЭ), занимают важнейшее место как источники электроснабжения для жилых пунктов, к которым относятся небольшие городки, многочисленные производственные и ремонтные предприятия, школы, медицинские учреждения и т.п.

В настоящее время в восточных и северных районах России из-за значительного отставания в развитии электрических сетей большая часть населённых пунктов продолжает получать электроэнергию от рабочих (базовых) АИЭ.

Одним из технических направлений реконструкции существующих, но уже физически изношенных элементов систем электроснабжения с АИЭ является рассмотрение вариантов строительства ВЛ напряжением 35…110 кВ (с глубоким вводом), то есть электроснабжение от государственных энергосистем.

Этот вариант требует значительных материальных затрат. Темпы перевода многочисленных объектов на централизованное электроснабжение от госэнергосистем или обновление собственных АИЭ сдерживаются ограниченностью или отсутствием средств финансирования (инвестирования).

Одним из основных принципов оценки экономической эффективности проектов является сопоставимость условий сравнения различных вариантов проектов. Такая оценка выполняется на первом этапе (оценка эффективности проекта в целом). Для того чтобы дать такую оценку необходимо знать где проходит граница экономической эффективности рассматриваемого варианта.

Для того, чтобы оценить эффективность применения АИЭ в качестве основного источника питания или в качестве резерва, необходимо иметь аппарат, позволяющий определять границы экономической эффективности централизованного и автономного электроснабжения потребителей в зависимости от мощности и удалённости объекта от государственной энергосистемы. экономический электроснабжение автономный

Известно, что при выборе вариантных схем электроснабжения для объектов малой мощности, в проектной практике сравнение вариантов производится по упрощённому способу сравнения приведённых затрат на уровне перспективного расчётного года.

В настоящей статье сравнение вариантов автономного и централизованного электроснабжения мы будем производить путём сравнения приведённых затрат в расчётном году.

При сравнении вариантов электроснабжения более экономичным является вариант с наименьшими приведёнными затратами. Поэтому применение автономной электростанции (АЭ) целесообразно при условии:

+Цт (1)

где: - нормативный коэффициент эффективности; - капиталовложения на цепь ЛЭП; - то же на трансформаторную подстанцию; - годовые эксплуатационные затраты на ЛЭП при централизованном электроснабжении; - то же на трансформаторную подстанцию; - капиталовложения на автономную электро-станцию; - годовые эксплуатационные затраты на автономную электростанцию; - стоимость приобретённой энергии от энергосистемы; - стоимость годовых дополнительных потерь электроэнергии при передаче; - стоимость электро-энергии, полученной от АЭ; Цт - затраты на топливо для АЭ.

Годовые эксплуатационные затраты на эксплуатацию линии электропередачи и распределительный пункт можно выразить через соответствующие коэффициенты от капитальных вложений:

; (2)

, (3)

где: - коэффициент годовых эксплуатационных затрат на ЛЭП (исключая потери электроэнергии в электропередачи); - то же трансформаторную подстанцию.

При сопоставлении варианта энергоснабжения от государственной энергосистемы затраты в электростанции системы (сопряжённые капиталовложения) не учитываются, а в состав эксплуатационных расходов включается стоимость приобретённой от системы электроэнергии, рассчитанной по действующим тарифам.

Расчётная стоимость электроэнергии обычно определяется по замыкающим баланс рассматриваемого района электрогенерирующим установкам, в качестве которых принимается наиболее прогрессивная электростанция, намечаемая к сооружению в данной энергосистеме. Число часов использования установленной мощности государственных электростанций приближённо принимается равным 7200 час в энергосистемах Сибири, 6300 час в энергосистемах Европейской части России.

Стоимость годовых дополнительных потерь электроэнергии при передаче составит:

, (4)

где: S - сечение провода цепей ЛЭП; l - протяжённость ЛЭП; - удельная проводимость материала провода ЛЭП; Рмакс - максимальная передаваемая мощность ЛЭП; Uн - номинальное напряжение электропередачи; - коэффициент мощности электропередачи; - время максимальных потерь; - средняя удельная стоимость 1 кВт·ч в энергосистеме.

Годовые эксплуатационные расходы на эксплуатацию собственной электростанции состоят из следующих составляющих:

- отчисления на амортизацию и капитальный ремонт оборудования, зданий и сооружений;

- стоимость израсходованного топлива;

- зарплата обслуживающего персонала и отчисления на соцстрах;

- текущий ремонт;

- вспомогательные материалы;

- общие станционные расходы.

Отчисления на амортизацию для дизельных электростанций можно принять: Иа=0,035…0,05 К 2. Первая цифра - норма отчисления на капитальный ремонт, вторая - на полное восстановление.

Затраты на израсходованное топливо можно определить по величине выработки электроэнергии станции и топливной составляющей в ней.

Стоимость выработанной АЭ электроэнергии по средней удельной стоимости 1 кВт·час СЭ составит:

, (5)

где: - средняя удельная стоимость 1 кВт·ч в энергосистеме; - максимальная нагрузка; - время использования максимальной мощности; - продолжитель-ность работы станции.

Затраты на топливо при сравнении вариантов энергоснабжения определяются по действующим ценам. При отсутствии достаточно обоснованных цен расчёт производится по удельным приведённым затратам (расчётной стоимости топлива).

Удельные приведённые затраты на топливо определяются по замыкающим топливный баланс рассматриваемого района топливодобывающим предприятиям.

При максимальной нагрузке , годовом времени использования и времени работы станции, затраты на топливо составят:

Ит = РмаксТв ·в, (6)

где: в - топливная составляющая стоимости 1 кВт·ч на станции.

Прочие годовые затраты на эксплуатацию автоматизированной электростанции (зарплата обслуживающего персонала, текущий ремонт, вспомогательные материалы, общие станционные расходы) составят сравнительно небольшую величину. Эти затраты можно принять постоянными, обозначив их через А.

Капитальные вложения на ЛЭП можно приближённо определить по удельным капиталовложениям на 1 км:

К 1 = Клуд l,

где: l - длина линии в км; Клуд - удельные капиталовложения в ЛЭП на 1 км.

Ввиду того, что на дизельных электростанциях 80…85% капитальных вложений составляет стоимость оборудования, капитальные затраты на неё можно приближённо принять прямо пропорциональными установленной мощности:

К 2 = Кстуд Рмакс,

где: Кстуд - удельные капитальные вложения на станции; Рмакс - установленная мощность станции.

Для определения границ целесообразности централизованного и местного обеспечения нагрузки Рмакс, расположенной на расстоянии l, при годовом числе использования максимума нагрузки Тмакс выразим неравенство (1) через удельные величины (учитывая (4…6)):

рн[Клудl + Ктр] + рлКлудl+ртрКтр+ РмаксТв · СЭ рнКстудРмакс-РмаксТв·СЭ+РмаксТв·в+А. (7)

Из неравенства (7) определяем длину ЛЭП, при которой расчётные затраты на местное и централизованное электроснабжение будут одинаковы (эту длину в дальнейшем для краткости будем называть критической - lкр).

lкр=. (8)

На рис. 1 показана зависимость критической длины ЛЭП-6 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками (II климатический район Сибири), от величины максимальной нагрузки потребителя при которой затраты на осуществление местного или электроснабжения от госэнергосистемы равны.

Ориентировочные значения мощности и расстояний, на которые целесообразно передавать электроэнергию от государственных электрических систем, приведены в табл. 1.

В случаях применения в качестве АЭ газопоршневого двигателя с утилизацией теплоты (когенератора), граница эффективности по расстоянию смещается примерно в 1,2…1,5 раза в сторону уменьшения расстояния к потребителю.

Рис. 1. Зависимость lкр от Рмакс для ЛЭП-6 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками

Таблица 1

Литература

1. Дубинин В.С. О сопоставлении систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения в современных условиях России. Промышленная энергетика, 2007 №1.

2. Сухарь Г.А. Решение задач по определению границы технико-экономической эффективности применения местного электроснабжения и резервирования. Сборник докладов научно-технической конференции "Оптимизация сложных радиотехнических систем" Пушкин. ФВКА, 2003 г. - с. 153.

3. Сухарь Г.А. Технико-экономические показатели в энергетике. Справочник военного инженера-энергетика. Раздел 1. Общие сведения. Глава 2. М.: МО РФ, 2001.

Размещено на Allbest.ru