Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Использование малой гэс как источника альтернативного энергоснабжения
1.1. Состояние малой гидроэнергетики в России 8
1.2. Оценка потенциала малой гидроэнергетики 15
1.3. Классификация малых ГЭС 19
1.4. Схемы малых ГЭС 21
1.5. Малая ГЭС как источник альтернативного энергоснабжения 30
1.6. Постановка задачи и цели исследований 34
ГЛАВА II. Анализ технико-экономических показателей малых гидростанций
2.1. Оценка технико-экономических показателей малых ГЭС 36
2.2. Формирование структуры затрат на сооружение малых ГЭС 42
2.3. Область применения гидроагрегатов ИНСЭТ при условии выбора основных параметров малых ГЭС 45
2.4. Основные затраты на сооружение линий электропередач 50
2.5. Экономическая эффективность малых ГЭС 54
ГЛАВА III. Методика обоснования параметров малых гэс с учётом потерь в ЛЭП
3.1. Определение основных технико-экономических показателей местных сетей 56
3.2. Определение основных энергетических параметров малых ГЭС 65
3.3. Выбор основного оборудование малых ГЭС 66
3.4. Определение технико-экономических параметров малых ГЭС 70
3.5. Определение варианта энергоснабжения потребителя 75
3.6. Алгоритм экономического сравнения вариантов энергоснабжения потребителя от МГЭС и от централизованного источника с учётом обоснования технико-экономических параметров МГЭС 78
ГЛАВА IV. Расчет параметров малых гэс для энергоснабжения отдалённых потребителей
4.1. Учёт линий электропередач (ЛЭП) в строительстве (реконструкции) малых ГЭС 80
4.2. Основные технико-экономические результаты строительства (реконструкции) малых ГЭС 89
4.2.1. Определение стоимости строительства МГЭС и реконструкции (восстановления) МГЭС 93
4.2.2. Определение себестоимости и стоимости электроэнергии МГЭС 98
4.3. Сравнение вариантов энергоснабжения потребителя от МГЭС и от централизованного источника энергоснабжения 103
4.4. Экономический потенциал малой гидроэнергетики с учётом возможных потерь при передаче электроэнергии по ЛЭП 118
Заключение 121
Литература
- Оценка потенциала малой гидроэнергетики
- Формирование структуры затрат на сооружение малых ГЭС
- Определение основных энергетических параметров малых ГЭС
- Определение стоимости строительства МГЭС и реконструкции (восстановления) МГЭС
Введение к работе
Гидроэнергетика занимает важное место в энергобалансе России. В настоящее время около 20% (165 млрд. кВт час) электроэнергии страны производится на гидроэлектростанциях, при общей установленной мощности ГЭС России 45,3 ГВт /143/. Экономический потенциал гидроэнергии в России составляет 852 млрд. кВт час, то есть его использование в настоящее время составляет около 20% /143/. Значительная часть неиспользованного потенциала находится в таких энергодефицитных районах, как Северный Кавказ и Дальний Восток.
Несмотря на то, что потенциал для развития гидроэнергетики России велик, в ближайшее время не предвидится интенсивного строительства ГЭС, что связано как с экономическими, так и с более жёсткими экологическими требованиями. Более того, возможности строительства больших ГЭС в Европейской части страны практически исчерпаны.
В то же время, около 70% территории России составляют зоны децентрализованного энергоснабжения и неэлектрифицированные зоны /140, 143/. Из-за постоянного роста цен на органическое топливо, приводящего к значительному росту цен на электрическую энергию, обеспечение электрической и тепловой энергией населения в данных зонах становится затруднительным. Из-за недостатка топлива и перерывов в электроснабжении сельское хозяйство страны несёт огромные убытки, население многих деревень и поселков на Севере поставлено на грань выживания. Последствия снижения объёмов продажи нефтепродуктов и газа на внутреннем рынке серьёзным образом отражаются на обеспеченности топливом сельских товаропроизводителей. Уже сейчас стоимость потребляемой электрической энергии, входящей в себестоимость производимой продукции, составляет 20 и более процентов /142/.
Снижение надёжности электроснабжения, особенно в сельских районах, повышение стоимости топлива и его транспортировки в удалённые районы являются факторами, побуждающими местные администрации искать пути для смягчения энергозависимости от РАО "ЕЭС России" и влияющими на выбор схем энергоснабжения с использованием местных, в особенности возобновляемых, энергоресурсов /25/. Очевидно, что необходим поиск новых источников энергии и экономия органического топлива. Общая потребность в энергии уже сейчас настолько велика, что вопрос о предпочтении какого-либо вида не возникает - необходимо развивать все источники энергии, в том числе и местные энергоресурсы возобновляемых источников энергии.
Одним из наиболее эффективных направлений использования малых местных энергоресурсов возобновляемых источников энергии в России является использование энергии небольших водотоков, обладающих значительным потенциалом при сравнительной простоте их использования, с помощью малых ГЭС. При этом необходимо отметить, что экономический потенциал малой гидроэнергетики превышает экономический потенциал таких возобновляемых источников энергии, как: ветер, солнце и биомасса вместе взятых /75/.
В этой связи возрастает интерес к использованию энергии малых рек и водотоков. Тем более, гидроэнергетические проекты требуют больших капиталовложений, иногда в несколько раз превышающие этот показатель для электростанций на газе, но, в то же время, расходы при производстве электроэнергии намного ниже. Строительство малых ГЭС требует меньших начальных инвестиций, поэтому более реально в современных экономических условиях/108/.
Особенно актуальным и перспективным в нынешних условиях становиться не только строительство, но и восстановление (реконструкция) старых (заброшенных) малых ГЭС. В настоящее время более 90% ранее построенных в нашей стране малых ГЭС — списаны /75/. В основном списаны мелкие ГЭС мощностью 50-100 кВт, принадлежавшие колхозам и совхозам. При реконструкции и восстановлении данных ГЭС, за счёт использования после ремонта сохранившихся или существующих элементов гидротехнических сооружений, дорог, линий электропередач (ЛЭП), зданий ГЭС, сокращаются сроки ввода электростанции в эксплуатацию, экономятся средства, снижаются потери на передачу электроэнергии. Так потери при передаче электроэнергии от обычных крупных электростанций (ТЭС, АЭС) к отдалённым потребителям могут достигать до 40% от производимой ими электроэнергии /97/. Такие значительные потери электроэнергии вызваны, прежде всего, большой протяжённостью линий электропередач (ЛЭП), по которым и происходит транспортировка электрической энергии от крупных электростанций к отдалённым потребителям. Безусловно, данные потери учитываются в стоимости электроэнергии, за которую платят отдалённые потребители. Для малых ГЭС, из-за их малой мощности (до 10 МВт), не требуется строить многокилометровые ЛЭП. Поэтому потери при передаче электроэнергии от МГЭС к отдалённым потребителям не будут столь значительными, как от крупных электростанций к отдалённым потребителям.
Таким образом, актуальность темы диссертационной работы определена экономической целесообразностью энергоснабжения отдалённых потребителей с помощью малых ГЭС.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. обоснована целесообразность использования малой ГЭС как источника энергоснабжения для отдалённых потребителей;
2. выполнен анализ технико-экономических показателей МГЭС с учётом строительства ЛЭП от МГЭС до потребителя, независимо от их протяжённости;
3. разработана методика обоснования технико-экономических параметров МГЭС для электроснабжения отдалённых потребителей;
4. разработан алгоритм экономического сравнения вариантов энергоснабжения отдалённых от МГЭС с учётом обоснования технико-экономических параметров по критерию минимума стоимости электроэнергии у потребителя;
5. использование разработанных методов и рекомендаций автора
позволяет выполнить экономическое сравнение вариантов энергоснабжения потребителя от МГЭС и от централизованного источника для любого региона России; 6. впервые был уточнён экономический потенциал малой гидроэнергетики на примере Северо-Западного и Центрального федерального округов России с использованием разработанной методики. Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и одобрены на семинарах кафедры возобновляющихся источников энергии и гидроэнергетики Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, на международных конференциях: "Возобновляемая энергетика 2003: состояние, проблемы, перспективы" Санкт-Петербург; "Экобалтика -2004" Санкт-Петербург; "Нетрадиционная энергетика XXI века", Симферополь.
Оценка потенциала малой гидроэнергетики
Основной характеристикой, определяющей масштабы развития малой гидроэнергетики, является гидроэнергетический потенциал рек. В теоретическом и техническом аспектах гидроэнергетические ресурсы малой гидроэнергетики являются одним из наиболее изученных возобновляемых источников энергии. На территории России ресурсы малой гидроэнергетики составляют примерно 5% мировых запасов гидроэнергии /65/.
При определение ресурсов малой гидроэнергетики рассматриваются три основные категории гидроэнергетического потенциала:
Теоретический (валовой) гидроэнергетический потенциал — полная теоретическая сумма энергии только речного стока;
Технический гидроэнергетический потенциал — часть теоретического гидроэнергетического потенциала речного стока, которая технически может быть использована или уже используется; технический потенциал достаточно постоянен и может применяться лишь в зависимости от существенных изменений способов производства электроэнергии на ГЭС;
Экономический гидроэнергетический потенциал — часть технического гидроэнергетического потенциала, использование которой является экономически эффективным. Эта категории и представляет наибольший интерес для оценки возможностей гидроэнергетического строительства. Экономический гидроэнергетический потенциал изменяется во времени, и использование его в различных районах страны зависит от энергетических и экономических условий района. Основными влияющими факторами являются степень изученности гидроэнергетического района, технический прогресс в проектировании и строительстве энергетических объектов, изменение технико-экономических показателей альтернативных электростанций, уровень развития экономики района, а также изменение уровня и режима электропотребления, структура всех мощностей в балансе энергетической системы района, оценка влияния гидроэнергетического строительства на окружающую природную
среду, комплексный характер использования водных ресурсов, измерение хозяйственного освоения речных долин.
В 1985 году институтом "Гидропроект" имени С. Я. Жука были проведены работы по определению потенциала малой гидроэнергетики. В основу расчётов была положена общая оценка потенциальных гидроэнергетических ресурсов, выполненная в 1967 году коллективом авторов под руководством А. Н. Вознесенского. Исчисление потенциальных гидроэнергетических ресурсов малых рек проводилось методом обобщённого учёта (методом "средней реки"), заключавшемся в том, что для каждого из районов, на которые была разделена при подсчётах территория страны, и для каждой группы рек по протяжённости, выделялась река со средними для данной группы рек водосбором, стоком и уклоном. По этим параметрам "средней" реки определялась её потенциальная мощность, которая принималась за удельную для всего района /65/.
Малая гидроэнергетика занимает важное место в энергобалансе России. Важно также отметить то, что экономический потенциал малой гидроэнергетики превышает экономический потенциал таких возобновляемых источников энергии, как: ветер, солнце, и биомасса вместе взятых (таблица 5, рисунок 3, 4 и 5) /41, 65, 81/.
В настоящее время нет общепринятого всех странах мира понятия малой ГЭС. Предлагаются классификации по различным параметрам, отражающим особенности этих станций: по мощности, напору, режиму работы, степени автоматизации, по способу создания напора /28, 29/.
Во многих странах в качестве основной количественной характеристики малой ГЭС принята её установленная мощность /75/. Наиболее часто к малым ГЭС относят ГЭС, мощность которых не превышает 5 МВт (Австрия, Испания, Индия, Канада, Франция, Германия) /164/. В некоторых странах малыми называют ГЭС мощностью до 2 МВт (Италия, Норвегия, Швеция, Швейцария) /164/. ЮНИДО (комитет ООН по промышленному развитию) относит к категории малых ГЭС мощностью до 5 МВт /169/.
Многообразие классификации малых ГЭС вызвано следующими факторами: различием природных условий, уровнем развития энергетического хозяйства страны, особенностью процедуры согласования и утверждения проектов малых ГЭС и другими /65/. Иногда происходит изменение принятой классификации (предлагаемые классификации достаточно условны и отражают современный уровень проектно-конструкторских разработок, поэтому в дальнейшем они могут быть изменены). Так, в США, где были приняты меры для стимулирования развития малой гидроэнергетики, дважды законодательно изменялось ограничение по предельной мощности малых ГЭС: первоначально к малым ГЭС относили ГЭС мощностью до 5 МВт, затем этот предел был увеличен до 15 МВт, а в 1980 году максимальная мощность малых ГЭС была ограничена 30 МВт /168/.
Формирование структуры затрат на сооружение малых ГЭС
К основному технологическому оборудованию МГЭС отнесены: гидротурбина с органами управления, генератор с системой возбуждения, повышающий трансформатор, ячейку высоковольтного выключателя; оборудование, которое обеспечивает технологический процесс преобразования гидравлической энергии в электрическую и выдачу её потребителю /130, 131/.
В диссертационной работе для дальнейших исследований рассматривается оборудование ЗАО "МНТО ИНСЭТ" (г. СПб, Гороховая 20) /87/.
ЗАО "МНТО ИНСЭТ" для агрегатов малых ГЭС производит осевые, радиально-осевые, пропеллерные, диагональные и ковшовые гидротурбины /161/.
При энергоснабжении потребителей N=1-10 МВт от МГЭС (при Н=3,5-150 м) рассматриваются гидроагрегаты с радиально-осевыми и пропеллерными турбинами для МГЭС.
Радиально-осевые гидротурбины выполнены с металлической спиральной камерой. Компоновка гидроагрегатов на ГЭС предусматривает горизонтальное расположение ротора гидротурбины. Стоимость 1 кВт установленной мощности ориентировочно составляет 200-300$ USA для агрегатов мощностью от 100 до 3000 кВт/161/.
Пропеллерные гидротурбины комплектуются синхронными генераторами, асинхронными двигателями в качестве генераторов, а также системами автоматического управления. При необходимости для согласования частоты вращения ротора гидротурбины и ротора генератора гидроагрегаты комплектуются мультипликатором, а для защиты гидроагрегата от разгона — гидротормозом. Основные технические и массовые характеристики, комплектность поставки гидроагрегатов ЗАО "МНТО ИНСЭТ" с радиально-осевыми и пропеллерными турбинами для МГЭС представлены в таблицах 10-13 и на рисунках 20-21 /161/.
Разбирая выше вопрос об удельных показателях МГЭС, капиталовложения определялись с учётом стоимости линий электропередач (ЛЭП) /37/. Приведенные затраты ЛЭП, отнесённые на 1 км линии, в зависимости от расчётного тока равны /52/: Зл=(Ен+РЕ)Слэп+3 Ю-312КгЗэ, (1) где: С ттогт стоимость линий электропередач; I - расчётный ток линии; R сопротивление линии; ру - суммарные отчисления.
Экономическая плотность тока, соответствующая минимуму приведённых затрат, определяет соотношение между затратами цветного металла и потерянной энергией в линии. Нормативные значения плотности приведены в таблице 14/56/. Таблица 14. Экономическая плотность тока, А/мм Проводник При числе использования максимума нагрузки, час/год 1000-3000 3000-5000 5000-87000 Неизолированный провод и шина: медный 2,5 1,75 1,25 алюминиевый 1,5 1,00 0,75 Кабель с резиновой и пластмассовой изоляцией и жилами: медными 3,5 3,1 2,7 алюминиевыми 1,9/2,2 1,7/2 16/1,9 Для алюминиевых проводников в числителе приведены данные для Европейской части России и Дальнего Востока; в знаменателе — для Центральной Сибири.
Значения экономической плотности тока рассчитаны для широких диапазонов времени использования максимума нагрузки, усреднённой стоимости энергии, первоначальных вложений в ЛЭП и так далее. В связи с этим выбранные по экономической плотности тока сечения проводов могут не отвечать условию минимума приведённых затрат. Поэтому достаточно часто выбор сечения необходимо производить по экономическим интервалам, базируясь на значениях приведённых затрат с учётом дискретного изменения параметров линии и конкретных условий её прокладки, стоимости и характера нагрузки. В таком случае значение граничного тока, при котором одинаково рационально использовать линии смежных сечений R и F i F2), равно
В таблице 15 представлены зоны экономического использования воздушных линий 6-10 кВ с алюминиевыми жилами, определённые при средних условиях, характерных для сельских распределительных сетей /56/. Алюминий 17,7 10,3 0,58 0,34 0,17 од Медь 32 19 1,1 0,62 0,32 0,18 0,058 В линиях электропередачи используются провода из алюминия (алюминиевых сплавов) и стали. Условные обозначения алюминиевых проводов: А — провод скрученный из алюминиевых проволок; АС — из алюминиевых проволок и стального сердечника; АСК — провод марки АС, в котором стальной сердечник покрыт смазкой, имеющей повышенную теплостойкость, и изолирован плёнкой; АН - провод, скрученный из нетермообработанного алюминиевого сплава; АЖ - провод, скрученный из проволок термообработанного сплава. В таблице 17 представлены + характеристики и расчётные данные алюминиевых, сталеалюминевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов /56/.
Определение основных энергетических параметров малых ГЭС
При определении основных технико-экономических параметров МГЭС рассматривается несколько вариантов энергоснабжения потребителя /49/.
Оптимальным вариантом считается тот, для которого значение приведённых затрат наименьшее. При этом учитывается, что количество потребляемой электроэнергии потребителем от МГЭС (при сравнении нескольких вариантов системы энергоснабжения) является постоянным значением. При капитальных вложениях, осуществляемых в течение одного года, после которого ежегодные издержки производства становятся постоянными, приведённые затраты рассчитываются по формуле /49, 65, 108/: 3 = ЕНК + И - min, (32) при Nn0Tp = const, Эпотр = const, где: К - капитальные вложения, равные стоимости строительства (реконструкции) МГЭС и ЛЭП; И - ежегодные эксплуатационные издержки; Ен - коэффициент эффективности, принятый для условий сопоставимости вариантов равным 0,12; Nn0Tp - мощность потребителя, кВт; ЭПотр - количество электроэнергии, потребляемой от МГЭС, кВт час. - потр — І потр (33) где: Т — число часов использования установленной мощности МГЭС. К = Смгэс +Олэп (34) где: Смгэс — стоимость строительства МГЭС; Слэп- стоимость строительства ЛЭП от МГЭС до потребителя. Смгэс = С, + С2 + С3 + С4 + С5 + Сб (35 где: Сі — стоимость строительной части МГЭС; С, = (0,35 0,4)СМгэс (36) Сг - стоимость основного оборудования МГЭС; Сг = сУд N NMr3c (3 7) где: cyflN - удельная стоимость 1 кВт установленной мощности МГЭС; NMr3c - установленная мощность МГЭС. Сз - стоимость вспомогательного и электрического оборудования; С4 — стоимость прочего оборудования; С5 — стоимость проектно-изыскательских работ; Сб - стоимость увеличения затрат за период строительства. сУДы=ад (38 где: п — число гидроагрегатов МГЭС. n = f(NMr3c,Q,H,...3Mr3c) (39 3,5 м Н 150 м где: Q — расчётный расход МГЭС, м3/с; Н - расчётный напор МГЭС, м; Эмгэс - годовая выработка электроэнергии МГЭС, кВт час. Установленная мощность МГЭС увеличивается по сравнению с мощностью потребителя на величину потерь мощности AN: NMr3c = Nn0Tp + AN (40) где: AN - потери мощности в проводах ЛЭП. да=до02;8Ьлэп (41) (1 МВт Nn0Tp 10 МВт, 0 км Ьлэп 50 км) где: ДЫ - удельные значения потерь мощности в ЛЭП, сооружаемых с экономической плотностью тока, кВт/кВА км; S Ьлэп- сумма линейных моментов полной мощности, кВА км; S - полная мощность, кВА. S = Nn0Tpcosq (42) где: coscp - коэффициент мощности; Ьлэп - длина ЛЭП от МГЭС до потребителя, км. Q = NMr3c/(9,81 ) (43) Годовая выработка электроэнергии МГЭС для потребителя определена с учётом потерь в ЛЭП: Эмгэс — ЭПОТр + АЭ (44) A3 = TAN (45) где: АЭ - потери электроэнергии за год в ЛЭП, кВт час; Слэп = д;0,ч,Ьлэп,...,и) (46 ( G - масса проводов ЛЭП, кг, q - сечение проводов ЛЭП, мм , U напряжение ЛЭП, кВ) G = G SLn3n (47) где: Gft - удельное значение расхода металла в ЛЭП, сооружаемых с экономической плотностью тока, кг/кВА км; жгэ (48) (О км ЬЛэп 50 км, 6 кВ U 35 кВ) где: 1Э - экономическая плотность тока, А/мм2. При определении ежегодных эксплуатационных издержек учитывались издержки на обслуживающий персонал МГЭС (И 0. п.) на текущий ремонт ГТС, оборудования и ЛЭП (И т. р), на запасные части к оборудованию и ЛЭП (И 3.), на амортизационные отчисления МГЭС и ЛЭП (И ам.), прочие издержки (И пр): И = И0.п.+ Ит.р. + И3. + Иам. + ИПр (49) И т. р. = 0,02(С, + С2)+ 0,02СЛЭп (50) И з. = 0,01(С2 + Сз + С4) + 0,01СЛЭп (51) И ам. = 0,034С, + 0,02(С2 + Сз + С4) + 0,025СЛЭП (52) Ипр = 0,05(Ио.п. + Ит.р. + И3. + Иам) (53)
При выполнении технико-экономических расчётов могут не учитываться затраты, повторяющиеся в сопоставляемых вариантах. Капитальные вложения определяются по укрупнённым показателям стоимости, которые целесообразно принимать по данным одного и того же источника.
При определении потерь электроэнергии следует учитывать дополнительные потери электроэнергии в элементах более высокого напряжения при передаче мощности от шин электростанций до рассматриваемого центра питания (потребителей).
Использование разработанной методики позволило определить оптимальные параметры МГЭС, снизить потери мощности от МГЭС до потребителя, определить экономическую эффективность энергоснабжения от МГЭС.
Определение стоимости строительства МГЭС и реконструкции (восстановления) МГЭС
При определении стоимости МГЭС учитывались все затраты при строительстве МГЭС /75/: МГЭС стр.Г" - ,+С2+Сз+С4+С5+С6 (60) где: Сі - стоимость строительной части МГЭС; С2 - стоимость основного оборудования МГЭС; Сз — стоимость вспомогательного электрического оборудования С4 - стоимость прочего оборудования; С5 - стоимость проектно-изыскательских работ; Сб - увеличение стоимости за период строительства. Зная стоимость основного оборудования можно определить стоимость МГЭС, так как при структуре затрат при строительстве МГЭС затраты на основное оборудование составляют 25% от полных затрат на строительство МГЭС, тогда стоимость МГЭС при строительстве будет равна: 1 Смгэс(стр.)=С2А),25 (для МГЭС руслового типа); (61) 2. СМгэс(стр.)=С2/0,30 (для МГЭС приплотинного типа); (62) 3. СМгэс(стр.) С2/0,35 (для МГЭС деривационного типа). (63) Стоимость МГЭС при реконструкции (восстановления) определяется также и равна: 1- СМгэс(рекошщ .)=с2/0 4 (для МГЭС руслового типа); (64) 2. СМгэс(реконстр.)=С2/0545 (для МГЭС приплотинного типа); (65) 3. СМгэс(реконстр.)=СУ0,50 (для МГЭС деривационного типа).(66)
При выборе основного оборудования для строительства и реконструкции (восстановления) МГЭС рассматривается комплектность поставки и массовые характеристики гидроагрегатов ЗАО "МНТО ИНСЭТ" (СПб, ул. Гороховая, дом 20) с радиально-осевыми и пропеллерными гидротурбинами /161/. Комплектность поставки, основные технические и массовые характеристики гидроагрегатов ЗАО "МНТО ИНСЭТ" (Россия, 191186, г. СПб, ул. Гороховая, дом 20) с радиально осевыми турбинами для МГЭС представлены в таблице 10, 12 (ГЛАВА И. п. 2.3.) и пропеллерными турбинами для МГЭС - таблица 11,13 (ГЛАВА II. п. 2.3.).
Стоимость 1 кВт установленной мощности составляет 250-300 долл. США для гидроагрегата с радиально-осевой гидротурбиной и 200-300 долл. США для гидроагрегата с пропеллерной гидротурбиной.
Средние значения стоимости строительства МГЭС (в зависимости от типа станции) представлены в таблице 40.
Средние значения стоимости реконструкции (восстановления) МГЭС (в зависимости от типа станции) представлены в таблице 41.
Стоимости строительства и реконструкции МГЭС представленные в таблице 40 и 41 рассчитаны для Северо-Западного экономического района России (для региона 47 - Ленинградская область). Для определения стоимости строительства или реконструкции МГЭС в других экономических районах России необходимо учитывать (для каждого региона) свои расценки на строительно-монтажные работы. В ПРИЛОЖЕНИИ 2 представлены: расчётные индексы изменения сметной стоимости СМР по регионам Российской Федерации на основании данных региональных центров по ценообразованию в строительстве и сметная стоимость ресурсов. С помощью данных представленных в ПРИЛОЖЕНИИ 2 были определены стоимости строительства и реконструкции МГЭС в Приморском крае, с помощью которых было проведено экономическое сравнении вариантов энергоснабжения потребителя при использовании электроэнергии от МГЭС и от централизованного источника энергоснабжения в Приморском крае (ГЛАВА IV. п. 3.)
В зависимости от расстояния МГЭС до потребителя, стоимость строительства (реконструкции) МГЭС увеличивается, это обосновано тем, что с увеличением расстояния увеличиваются потери в ЛЭП, а, следовательно, мощность МГЭС должна быть увеличена, чтобы обеспечить электроэнергией потребителя (с учётом потерь в ЛЭП). Это выражено в графиках на рисунках 36, 37 и 38 для потребителей N=1 МВт, при условии, что строительство МГЭС происходит в Ленинградской области.
Стоимость строительства МГЭС в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП - 6кВ, сечение 95 мм2, Nn0Tpe6lITejw=lMBT) 2 200 0002 000 0001 800 0001 600 000 - а і 400 ооо - 1 200 000 -оі 1 000 000 -о5800 000 4 600 000 400 000 -200 000 5 10 15 20 25 30 35 40 45 5Срасстояние, км--Стоимость МГЭС -О-СтоимостьЛЭП -"-Стоимость МГЭС+ЛЭП Рисунок 36. Стоимость строительства МГЭС и ЛЭП в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП напряжением 6 кВ)
Стоимость строительства МГЭС в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП - 1 Он В, сечение 35 мм , N„0Tp(.6llTejllI=lMBT) 1 800 000 1 600 000 1 400 000 а 800 000 1 оБ600 000 -400 000 и»— 5 1С и 2( 2І 3( 3! 4С 4! 5( расстояние, км --Стоимость МГЭС -4—Стоимость ЛЭП —Стоимость МГЭС+ЛЭП Рисунок 37. Стоимость строительства МГЭС и ЛЭП в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП напряжением 10 кВ) Стоимость строительства МГЭС в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП - 35кВ, сечение 10 мм2, МПотребителя=1МВт) 1 800 000 1 600 000 -1 400 000 - g 1 200 000«лІ 1 000 000 ио І1 800 000 1Ки600 000 400 000 200 000 - 0=--==5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 5Срасстояние, км --Стоимость МГЭС --Стоимость ЛЭП-Стоимость МГЭС+ЛЭП Рисунок 38. Стоимость строительства МГЭС и ЛЭП в зависимости от расстояния до потребителя (ЛЭП напряжением 35 кВ)
