1.5 Проведение технико-экономического обоснования выбора типа силового агрегата применительно к выбранному гидротехническому объекту, в том числе определение срока окупаемости проекта. 1.5.1 Расчёт гидроэнергетического потенциала речного стока Расчёт гидроэнергетического потенциала (далее - ГЭП) речного стока выполняется на основе результатов гидрологических изысканий.
По результатам изысканий определяются возможные варианты нормального подпорного уровня (далее - НПУ) гидроузла для обеспечения расчётного напора на ГЭС, обеспечивающего экономическую целесообразность строительства гидроэлектростанции. Выбор отметки НПУ обусловлен соображениями незатопления значительного количества земель и охраны окружающей среды.
Расчёты выполняются для маловодных лет – с 75% обеспеченности водными ресурсами (Обеспеченность гидрологической характеристики – это вероятность того, что рассматриваемое значение гидрологической характеристики может быть превышено среди совокупности всех возможных ее значений). При проведении расчётов исходят из возможности вести регулирование стока в зависимости от полезного объёма водохранилища. При малой полезной ёмкости водохранилища может быть осуществлено лишь суточное регулирование. В этом случае ГЭС рассчитывается для работы в режиме водотока.
При определении ГЭП, обосновании компоновки и размеров конструкций сооружений необходимо иметь в виду, что при работе в будущем, в составе каскада ГЭС (если выше по течению будет размещаться водохранилище с достаточно большим объёмом, ёмкость которого позволит производить долговременное регулирование), расчётные расходы через данный гидроузел могут возрасти. Компоновка гидроузла должна позволить в дальнейшем произвести реконструкцию ГЭС с целью увеличения её мощности.
Проводятся исследования гидроэнергетического потенциала водотока как при уменьшенных, так и при повышенных уровнях (по сравнению с принятыми уровнями) воды в верхнем бьефе.
Значение годового гидроэнергетического потенциала для лет различной обеспеченности определяется как сумма произведений количества часов в месяце на ежемесячные значения теоретической мощности NГЭС гидроэлектростанции.
Значение NГЭС определяется по формуле:
(1.6)
где Q – среднемесячное значение расхода, м3/с;
H – величина напора, определяемая как разность отметки НПУ водохранилища и отметки в нижнем бьефе ГЭС, м;
KГ – коэффициент полезного действия гидроэнергетического оборудования.
При расчётах необходимо учитывать, работает ли данная ГЭС в каскаде ГЭС. При работе вне каскада среднемесячные значения отметок нижнего бьефа зависят от топографических характеристик, расходов воды в нижнем бьефе и сезонных особенностей водного режима. Данные отметки определяются на основании изысканий. При работе ГЭС в каскаде значения отметок нижнего бьефа определяются условиями эксплуатации нижерасположенной ГЭС.
Представленный порядок расчёта приведён для случая, когда в верхнем бьефе плотины поддерживается постоянный уровень воды.
Методика определения установленной мощности для объектов малой энергетики значительно упрощается по той причине, что удельный вес малых гидроэлектростанций в отечественных энергосистемах составляет менее 2%. Изменение их мощности практически не сказывается на экономичности работы энергосистемы.
В общем случае установленная мощность ГЭС состоит из трёх слагаемых:
(1.7)
где Nгар , Nсез и Nрез, - соответственно гарантированная, сезонная и резервная мощности.
Гарантированная – это мощность, с которой ГЭС участвует в покрытии графика нагрузки энергосистемы.
Сезонная – это дополнительная по отношению к гарантированной мощность, позволяющая увеличить выработку электроэнергии малой ГЭС и тем самым сэкономить потребляемое тепловыми электростанциями топливо в периоды, когда ресурс водотока превосходит гарантированную мощность.
Резервная – это мощность, которая может быть предусмотрена на малой ГЭС и значение которой устанавливается, исходя из потребности в резерве энергосистемы в целом.
При наличии ограничений полезной ёмкости водохранилища для проведения суточного регулирования, при назначении установленной мощности малой ГЭС, ее можно принимать, равной сумме гарантированной и сезонной мощностей ГЭС, равной при этом мощности по водотоку, обеспеченной на 10÷15%, то есть:
Что касается резервной мощности, то при значительной сезонной мощности (свыше 10% от гарантированной мощности), специально резервная мощность может не проектироваться и установленная мощность в таком случае определяется по последней формуле.
После определения установленной мощности ГЭС уточняется возможная выработка электроэнергии (ЭГЭС), кВт·ч, т.е. учитывается ограничение по времени опорожнения водохранилища для установленной мощности по формуле:
(1.8)
где NГЭС – мощность ГЭС, кВт, обеспеченная расходом и напором, но не превышающая значения установленной мощности, т.е.:
(1.9)
∆t – интервал времени, в течение которого ГЭС работает с мощностью NГЭС, ч.
Далее производится деление расходов реки, возможных к использованию (Q), при работе ГЭС в режиме водотока на расходы ГЭС и сбросные расходы. При этом расходы ГЭС в периоды, когда будут не выше пропускной способности турбины ГЭС (расчётного расхода ГЭС) QГЭС, м3/с, определяемой по формуле:
(1.10)
где Нр – расчётный напор ГЭС, м, значение которого рекомендуется принимать равным средневзвешенному напору (Нср.взв).
Сбросной расход реки Qсбр, м3/с, определяется по формуле:
(1.11)
Средневзвешенный напор ГЭС Нср.взв, м, необходимый для установления расчётного напора (Нр) и выбора параметров энергетического оборудования, определяется по формуле:
(1.12)
или
(1.13)
где – выработка электроэнергии, кВт·ч;
– мощность ГЭС по водотоку, кВт;
Н – полезный напор, м;
∆t – продолжительность расчётного интервала времени, ч. Определяется условное число часов использования установленной мощности ГЭС:
(1.14) 1.5. Расчёт срока окупаемости за счёт производства электроэнергии малой ГЭС
1.5.1 Расчёт собственных затрат.
Капитальные затраты включают в себя стоимость оборудования, затраты на проектирование и строительство зданий малой ГЭС, стоимость монтажа и пуско-наладочных работ отнесённых на один год, в зависимости от срока эксплуатации оборудования:
(1.15)
где – капитальные затраты, связанные с введением в эксплуатацию малой ГЭС, руб.;
– стоимость оборудования малой ГЭС, руб.;
- затраты на проектирование малой ГЭС, руб.;
– затраты на строительство малой ГЭС, руб.;
– затраты, связанные с монтажными и пуско-наладочными работами, руб.
Амортизационные отчисления от стоимости оборудования равны:
(1.16)
где - амортизационные отчисления за год, руб.;
- стоимость оборудования, руб.;
- коэффициент амортизации.
Затраты на эксплуатацию (годовые издержки) включают в себя оплату труда обслуживающего персонала, начисления на социальные нужды, амортизационные отчисления и прочие прямые затраты:
, (1.17)
где - затраты на эксплуатацию оборудования за год, руб;
– фонд оплаты труда, руб.;
– начисления на оплату труда, руб.;
– прочие затраты, связанные с обслуживанием оборудования малой ГЭС, руб.;
n – количество месяцев в году (n=12).
Прочие затраты (стоимость расходных материалов, текущий ремонт и техническое обслуживание) определяются как доля от фонда заработной платы и амортизационных отчислений:
, (1.18)
где прочие затраты, руб.;
- фонд заработной платы, руб.;
- доля прочих затрат. 1.5.2 Общее количество вырабатываемой электроэнергии малой ГЭС в год.
Годовая выработка электроэнергии:
(1.19)
где электрическая энергия, вырабатываемая малой ГЭС в течение срока работы за год, кВт∙ч;
Д – количество суток работы гидроагрегата в течение года, сут.;
ч – количество часов в сутки работы гидроагрегата, ч.
1.5.3 Себестоимость 1 кВт·ч вырабатываемой электроэнергии , руб./кВт∙ч рассчитывается по формуле:
(1.20)
1.5.4 Окупаемость
Годовая экономия , руб. от производства собственной электроэнергии при помощи малой ГЭС - разность между затратами на приобретение электроэнергии по существующим тарифам , руб., и затратами на эксплуатацию малой ГЭС , руб., составила:
(1.21)
Срок окупаемости Срок, год определяется как частное от деления затрат , руб., связанных с приобретением оборудования, строительно-монтажными работами, обслуживанием оборудования, и на годовую экономию , руб./год.
Срок окупаемости:
(1.22)
|