 |
АВТОНОМНОЕ ИЛИ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ?
ГРАНИЦЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Для того чтобы принять решение об использовании автономной электростанции в качестве основного или резервного источника питания потребителя, необходимо определить границы экономической эффективности централизованного и автономного электроснабжения потребителей в зависимости от мощности и удаленности объекта от энергосистемы.
В централизованной экономике оценка энергетических проектов регламентировалась типовой методикой определения экономической эффективности капитальных вложений. Рыночная экономика требует коренного пересмотра подходов к обоснованию проектов. Предлагаемая авторами из ВИТУ методика позволяет оценить технико-экономическую эффективность применения автономных источников электропитания в сравнении с электроснабжением объектов от централизованных энергосистем. Отметим, что, по нашей информации, подобных методик в России не существует.
Алексей Михайлов, д.т.н., профессор
Геннадий Сухарь, к.т.н.
Военный инженерно-техническийуниверситет (ВИТУ), г. Санкт-Петербург
Основной источник электроснабжения
При выборе основного источника электроснабжения (автономного или централизованного) совершенно очевидно, что, помимо приемлемой надежности энергообеспечения, наиболее выгодным является вариант с наименьшими приведенными затратами. Поэтому применение автономного источника электроэнергии (АИ) целесообразно при условии:
Eн(К1 + Ктр) + И1 + Итр + ЦЭ + ЦП EнК2 + И2, | (1) |
где Eн – нормативный коэффициент эффективности;
К1 – капиталовложения в ЛЭП;
Ктр – то же в трансформаторную подстанцию (ТП);
И1 – годовые эксплуатационные затраты на ЛЭП при централизованном электроснабжении;
Итр – то же на трансформаторную подстанцию;
ЦЭ – стоимость приобретенной энергии от энергосистемы;
ЦП – стоимость годовых потерь электроэнергии при передаче;
К2 – капиталовложения на автономную электростанцию;
И2 – годовые эксплуатационные затраты на автономную электростанцию.
Годовые затраты на эксплуатацию ЛЭП и ТП можно выразить через соответствующие коэффициенты от капитальных вложений:
где рл – коэффициент годовых эксплуатационных затрат на ЛЭП (исключая потери электроэнергии при передаче);
ртр – то же на трансформаторную подстанцию.
При подсчете затрат на энергоснабжение от энергосистемы затраты на ее электростанции (сопряженные капиталовложения) не учитываются, а в состав эксплуатационных расходов включается стоимость приобретенной от системы электроэнергии, рассчитанной по действующим тарифам.
Расчетная 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 электростанций приближенно принимается равным 7200 ч в энергосистемах Сибири и 6300 ч в энергосистемах европейской части России.
Стоимость годовых потерь электроэнергии при передаче составит:
 | (4) |
где S – сечение провода цепей ЛЭП;
L – протяженность ЛЭП;
r – удельная проводимость материала провода ЛЭП;
Рмакс – максимальная передаваемая мощность ЛЭП;
Uн – номинальное напряжение электропередачи;
cosj – коэффициент мощности нагрузки;
t – время максимальных потерь;
СЭ – средняя удельная стоимость 1 кВт·ч в энергосистеме.
Стоимость приобретенной электроэнергии составит:
 | (4) |
где Pмакс– максимальная нагрузка;
Тмакс– время использования максимальной мощности;
Тв– продолжительность работы станции;
СЭ – средняя удельная стоимость 1 кВт·ч в энергосистеме.
Годовые затраты на эксплуатацию АИ состоят из:
- отчислений на амортизацию и капитальный ремонт оборудования, зданий и сооружений Иа=ra*K2;
- стоимости израсходованного топлива ЦТ;
- зарплаты обслуживающего персонала и отчисления на соцстрах;
- затрат на текущий ремонт;
- затрат на вспомогательные материалы;
- общих станционных расходов.
Отчисления на амортизацию Иа для дизельных электростанций можно принять равными 0,035–0,05 К2. 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.
Затраты на топливо определяются по действующим ценам. При отсутствии достаточно обоснованных цен расчет производится по удельным приведенным затратам (расчетной стоимости топлива). Удельные приведенные затраты на топливо Цт определяются по замыкающим топливный баланс рассматриваемого района топливодобывающим предприятиям. При максимальной нагрузке Pмакс, годовом времени использования Тмакс и времени работы станции Тв затраты на топливо составят:
 | (6) |
где в – топливная составляющая стоимости 1 кВт·ч на станции.
Прочие годовые затраты на эксплуатацию АИ (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 в ЛЭП можно приближенно определить по удельным капиталовложениям на 1 км: К1=Клуд L,
где L – длина линии в км;
Клуд – удельные капиталовложения в ЛЭП на 1 км.
Капитальные вложения в АИ, ввиду того что на электростанциях 80–85% капитальных вложений составляет стоимость оборудования, можно приближенно принять прямо пропорциональными установленной мощности: К2 = Кстуд Рмакс,
где Кстуд – удельные капитальные вложения на станции;
Рмакс – установленная мощность станции.
Границы целесообразности вариантов электроснабжения
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):
 | (7) |
В состав капиталовложений в варианте с использованием централизованного электроснабжения необходимо включить затраты на приобретение «разрешенной» используемой мощности, которые равны (плата за максимум нагрузки):
| См = Рмакс • кисп • Cw,
| (7а) |
где кисп – коэффициент использования;
Cw – стоимость 1 кВт электроэнергии при покупке разрешенной мощности для данного региона.
Из неравенства (7) с учетом (7а) определяем длину ЛЭП, при которой расчетные затраты на местное и централизованное электроснабжение будут одинаковы (эту длину в дальнейшем для краткости будем называть критической – Lкр):
 | (8) |
На рис. 1 показана зависимость критической длины ЛЭП 10 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками (II климатический район Сибири) от величины максимальной нагрузки потребителя, при которой затраты на осуществление местного электроснабжения или от энергосистемы равны.
Ориентировочные значения мощности и расстояний, на которые целесообразно передавать электроэнергию от энергосистем, приведены в таблице.
| Напряжение сети, кВ | Пределы передаваемой мощности, кВт | Ориентировочные расстояния, км
|
| 10 | 100–2000 | 7–2 |
| 35 | 2000–10000 | 25–10 |
В случаях применения в качестве АИ не дизельного, а газопоршневого двигателя с утилизацией теплоты (когенератора), граница эффективности по расстоянию может сместиться примерно в 1,2–1,3 раза в сторону уменьшения расстояния к потребителю.
Резервное электроснабжение
Известно, что резервирование электроснабжения потребителей объектов I Б и II категорий, допускающих без существенного ущерба перерыв в течение 3–5 минут (время, необходимое для пуска из холодного состояния до принятия полной нагрузки дизельными и газотурбинными агрегатами), можно осуществлять двумя способами:
- централизованным – сооружением второй линии электропередачи;
- местным – сооружением резервной электростанции (дизельной или газотурбинной) вблизи резервируемого потребителя или в узле нагрузок данного потребителя.
Не рассматривая вопрос о необходимости резервирования (полагаем, что она уже установлена), определим границы экономической целесообразности централизованного и местного резервирования электроснабжения для простейшего случая питания сосредоточенной нагрузки Рмакс в зависимости от расстояния L от источника электроснабжения до потребителя.
Определим также влияние различных факторов (продолжительности перерыва в электроснабжении, удельных величин капиталовложений на 1 МВт мощности резервной станции, 1 км линии электропередачи, величины топливной составляющей, средней стоимости потерь электроэнергии в энергосистеме и т.д.) на экономическую эффективность централизованного или местного резервирования.
Простейшая схема ЛЭП с одной сосредоточенной нагрузкой в конце линии принята по следующим причинам:
- возможность анализа влияния различных факторов на границу экономической целесообразности местного и централизованного резервирования;
- ЛЭП с отпайками можно рассматривать как секционированную разъединителями линию с сосредоточением резервной мощности в конце линии;
- ЛЭП без отпаек характерны для отдаленных потребителей в малообжитых районах севера и востока страны;
- при сравнении местного и централизованного резервирования, вариант с сосредоточенной в конце резервной мощностью для местного резервирования является более тяжелым (увеличение потерь при передаче).
Вторые цепи ЛЭП, как правило, выполняются одинаковыми с первыми и обычно проходят по тем же трассам. Одноцепные ЛЭП в варианте с резервной электростанцией, в зависимости от величины передаваемой мощности и дальности передачи, должны выполняться:
- при слабой загрузке – такими же, как и двойные ЛЭП;
- при значительной загрузке – того же напряжения, но с проводами большего сечения, чем сечение каждой из двух цепей;
- при предельной загрузке – более высокого класса напряжения.
Схема сравниваемых вариантов показана на рис. 2.
Надежность электроснабжения потребителей при местном резервировании более высокая, чем при централизованном. Резервная электростанция обеспечивает резервирование при всех нарушениях электроснабжения в цепочке «электростанция – шины 0,4; 6(10) кВ понижающей подстанции», а вторая цепь ЛЭП – только при отключениях в первой цепи ЛЭП.
При электроснабжении потребителей по двум ЛЭП, проходящим по одной трассе, или по двухцепной линии 6–35–110 кВ не исключается аварийное одновременное отключение обеих цепей. Кроме того, при авариях в энергосистеме возможны нарушения в электроснабжении потребителей.
Поэтому для сравнения вариантов централизованного и местного резервирования необходимо дополнительно учитывать ущерб от аварийных перерывов в электроснабжении. Однако для упрощения расчетов принимаем условно одинаковую надежность электроснабжения в обоих вариантах. Также пренебрегаем ущербом потребителей за время пуска резервной станции.
При местном резервировании капитальные вложения в трансформаторы понижающей подстанции могут быть снижены, так как при местном резервировании второй трансформатор не нужен(см. рис. 2).
Рис. 1. Зависимость Lкр от Рмакс для ЛЭП-10 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками
Рис. 2. Сравнительная схема резервирования потребителей
Указанные обстоятельства делают местное резервирование предпочтительным при равенстве расчетных затрат по обоим вариантам.
Для расчетов вариантов электроснабжения введем следующие обозначения:
К1 – капиталовложения в первую цепь ЛЭП;
К2 – капиталовложения в резервную электростанцию;
т1К1 – капиталовложения во вторую цепь резервной ЛЭП (коэффициент т1 учитывает снижение затрат на вторую линию, проходящую по той же трассе);
т2К1 – капиталовложения в одиночную ЛЭП в варианте резервной станции (коэффициент т2 учитывает удорожание линий большего сечения или большего напряжения по сравнению с первой цепью);
Кяч – капиталовложения в ячейку выключателя с питающей стороны ЛЭП.
Как указывалось ранее, при сравнении вариантов электроснабжения более экономичным является вариант с наименьшими приведенными затратами. Поэтому замена двух линий электропередачи, проходящих по одной трассе, одной линией и резервной станцией целесообразна при условии:
 | (9) |
где И1 – годовые эксплуатационные затраты на две ЛЭП при централизованном резервировании;
И'1 – то же на одиночную линию электропередачи;
И2 – то же на резервную электростанцию;
Ияч – то же на ячейку выключателя ЛЭП с питающей стороны;
Ктр – разность стоимости между ТП с двумя и одним трансформатором;
Итр – разность годовых эксплуатационных затрат между ТП с двумя и одним трансформатором;
Dр – снижение потерь электроэнергии при двух цепях ЛЭП по сравнению с одной цепью.
Годовые затраты на эксплуатацию ЛЭП, ячейку выключателя и ТП можно выразить через соответствующие коэффициенты от величины капитальных вложений:
И1=рлК1(1+т1);
И'1=рлК1т2
Ияч=рячКяч;
Итр=ртрКтр
где рл – коэффициент годовых эксплуатационных затрат на ЛЭП (исключая потери электроэнергии при передаче);
ряч – то же на ячейку выключателя;
ртр – то же на ТП.
Годовые затраты на эксплуатацию резервной электростанции состоят из тех же составляющих, что и для АИ. Отчисления на амортизацию Иа для резервных дизельных или газотурбинных электростанций можно принять равными 0,04К2.
Затраты на израсходованное топливо можно определить по величине выработки электроэнергии резервной станцией и топливной составляющей в ней. При максимальной нагрузке Рмакс, годовом времени использования Тмакс и времени работы резервной станции Тпер затраты на топливо составят:
 | (10) |
где в – топливная составляющая стоимости 1 кВт·ч на резервной станции.
Выработанная резервной электростанцией электроэнергия замещает определенную часть электроэнергии в энергосистеме. Поэтому из эксплуатационных затрат на резервную станцию необходимо вычесть стоимость замещаемой энергии.
Стоимость выработанной резервной станцией электроэнергии по средней удельной стоимости 1 кВт·ч в энергосистеме Сэ составит:
 | (11) |
Прочие годовые затраты на эксплуатацию резервной электростанции (зарплата обслуживающего персонала, текущий ремонт, вспомогательные материалы, общестанционные расходы) составят сравнительно небольшую величину. Эти затраты можно принять постоянными, обозначив их через А.
При отказе от второй ЛЭП стоимость годовых дополнительных потерь электроэнергии при передаче составит:
 | (12) |
где S2 и S1 – соответственно сечение одной и двух цепей ЛЭП;
Uн – номинальное напряжение электропередачи;
сosj – средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки.
Капитальные затраты на ЛЭП, как уже указывалось, можно приближенно определить по формуле:
К1 = Клуд L,
где L – длина линии в км;
Клуд – удельные капиталовложения в ЛЭП на 1 км.
Капитальные затраты на резервную электростанцию можно приближенно принять прямо пропорциональными установленной мощности:
К2 = Кстуд Р,
где Кстуд – удельные капитальные вложения в резервную станцию;
Р – установленная мощность резервной станции.
Границы целесообразности
Для определения границ целесообразности централизованного и местного резервирования нагрузки Рмакс, расположенной на расстоянии L, при годовом числе использования максимума нагрузки Тмакс и вероятном годовом времени перерыва в электроснабжении: Тпер = Тперпл + Тперав.
Выразив неравенство (9) через удельные величины, определим длину ЛЭП (Lкр), при которой расчетные затраты на местное и централизованное резервирование электроснабжения будут одинаковы:
 | (13) |
На рис. 3 показана зависимость критической длины ЛЭП 10 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками (II климатический район Сибири) от величины максимальной нагрузки потребителя, при которой затраты на осуществление местного и центрального резервирования равны.
Из графиков видно, что граница эффективности применения резервного источника питания равного по мощности объекта в сравнении с критической границей эффективности применения АИ смещена в сторону уменьшения расстояния и мощности примерно в 1,5–2 раза.
Аналогично рассмотрены границы экономической целесообразности замены двухцепных ЛЭП 35 кВ и ЛЭП 110 кВ на металлических и железобетонных опорах на одиночную линию электропередачи и резервную электростанцию.
На рис. 4 показана зависимость критической длины двухцепной унифицированной ЛЭП 35 кВ на металлических опорах (II климатический район Сибири) с проводами сечением АС-95 от величины максимальной мощности резервируемого узла.
Из полученных зависимостей видно, что изменение времени работы резервной электростанции мало влияет на величину критической длины ЛЭП (в пределах обычно встречающихся длительностей аварийных и плановых перерывов).
Рис. 3. Зависимость Lкр от Рмакс для ЛЭП-10 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками при Ррез = Рмакс
Рис. 4. Зависимость Lкр от Рмакс для двухцепной ЛЭП-35 кВ на металлических унифицированных опорах при Ррез = Рмакс
По вышеизложенным методикам можно графически определить границы экономической эффективности централизованного и местного электроснабжения, а также резервирования потребителей ограниченной мощности для классов напряжения ВЛ 6(10), 35 и 110 кВ.
| 
|
