11. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ В ПРОГРАММЕ NETWORKS
11.1 Расчет нормального установившегося режима
Анализ режима работы сети представлен на рисунке 23.
Рисунок 23 – Анализ режима работы сети без ГЭС
Таблица 11.1 – Параметры сети в узлах без ГЭС в нормальном режиме
Номер Название Тип Uном,
кВ
P, МВт Q, МВАр
U, кВ delta, °
16 Сатка НН Обычный 35 74 31 34,59 -23,45
17 ПС Сатка-Тяга Обычный 35 3 2 34,59 -23,46
18 ПС Магнитная Обычный 35 3 1,5 35,5 -23
19 ПС Зюраткуль Обычный 35 1 0,5 35,16 -23,22
20 Гидровая Обычный 35 0 0 34,75 -23,38
21 ПС ГЭС ВН Обычный 35 0 0 35,76 -22,83
22 ПС ГЭС НН Обычный 6 -8 -6 6,51 -19,26
Таблица 11.2 – Параметры сети в ветвях без ГЭС в нормальном режиме
Но- мер
Название r,
Ом
x, Ом g, мкСм
b, мкСм
Pн, МВт
Qн, МВт 1 Сатка НН - ПС Сатка-Тяга 0,6 0,87 0 5 5,41 3,21 2 ПС Сатка-Тяга - ПС Магнитная 5,42 7,81 0 47 2,39 1,18 3 ПС Магнитная - ПС ГЭС ВН 0,6 0,87 0 5 0,01 0,05 4 ПС Зюраткуль - ПС Магнитная 3,01 4,34 0 26 0,66 0,36 5 Гидровая - ПС Зюраткуль 6,02 8,68 0 52 1,68 0,84 6 Сатка НН - Гидровая 2,41 3,47 0 21 1,69 0,84 7 ПС Кропачево ВН - ПС Прива-
ловская ВН
1,33 14,46 1 158 202,93 141,35 8 ПС Кропачево НН - ПС Месягу-
тово
2,53 8,69 8 241 128,57 14,17 9 ПС Месягутово - ПС Симская 9,26 16,2 1 403 115,42 1,31 10 ПС Симская - ПС АМЗ 0,41 0,84 0 22 20,02 9,79 11 ПС Кропачево НН - ПС
Юрюзань
2,95 10,12 10 281 60,17 15,55 12 ПС Юрюзань - ПС Завьял+Лес-
ная
3,26 6,72 0 43 23,73 6,24 13 ПС Завьял+Лесная - ПС Бакал 5,71 11,76 0 76 4,88 -3,49 14 ПС Юрюзань - ПС Бакал 5,49 11,3 0 73 19,28 0,3 15 ПС Бакал - ПС Западная 3,88 7,98 0 51 4,18 -3,41 16 ПС Сатка ВН - ПС Западная 0,71 1,47 0 9 9,54 12,66 17 ПС Бакал - ПС Сатка ВН 4,69 9,66 0 62 2,01 -4,88 18 ПС Огнеупорная - ПС Сатка ВН 0,1 0,21 0 5 96,09 94,43 19 ПС Приваловская НН - ПС Ог-
неупорная 0,71 1,47 0 38 127,49 112,01
20 ПС Приваловская НН - ПС Су- лея Т
0,97 2 0 51 52,64 32,84
21 ПС Сулея Т - ПС Брусит 2,49 5,12 0 33 22,96 20,48 22 ПС Сатка ВН - ПС Брусит 1,22 2,13 0 13 6,37 -5,72 23 ПС Боровая - ПС Приваловская
НН
2,65 5,46 0 141 34 28
24 ПС Кропачево ВН - ПС Кропа-
чево НН 1,08 53,75 1,08 -9 222,04 54,83
25 ПС Приваловская ВН - ПС При- валовская НН
2,17 107,5 0,54 -5 202,23 180,95 26 ПС ГЭС ВН - ПС ГЭС НН 1,28 11,48 8,65 -59 0,01 0,05 27 ПС Сатка ВН - Сатка НН 0,83 46,29 5,9 -19 82,04 83,19
Дополнительная генерация на Зюраткульской ГЭС способна решить ре- гулировку напряжения и уменьшить потери в сети.
В результате моделирования генерации в узле ГЭС НН. Напряжение в уз- лах сети не выходят за рамки ГОСТ 13109–97. А суммарный активные потери составили 18,511 МВт или 4,2% от общей нагрузки. По сравнению с потерями в сети без ГЭС они уменьшились на 0,816 МВт. Суммарный реактивные потери составили 43,92 МВАр, по сравнению без ГЭС они уменьшились на 22,86 МВАр.
Параметры сети приведены в таблице 11.3 узлы, 11.4 ветви.
Схема сети приведена в приложении А на рисунке А.2.
Анализ режима работы сети представлен на рисунке 24.
Рисунок 24 – Анализ режима работы сети с моделированием ГЭС
Таблица 11.3 – Параметры сети в узлах с ГЭС в нормальном режиме
Номер Название Тип Uном,
кВ
P, МВт Q, МВАр
U, кВ delta, °
16 Сатка НН Обычный 35 74 30 35,12 -22,89
17 ПС Сатка-Тяга Обычный 35 3 2 35,14 -22,89 18 ПС Магнитная Обычный 35 3 1,5 36,2 -22,3 19 ПС Зюраткуль Обычный 35 1 0,5 35,82 -22,55
20 Гидровая Обычный 35 0 0 35,32 -22,79
21 ПС ГЭС ВН Обычный 35 0 0 36,48 -22,11
22 ПС ГЭС НН Обычный 6 -9 -6,67 6,45 -18,26
Таблица 11.4 – Параметры сети в ветвях без ГЭС в нормальном режиме
Но- мер
Название r, Ом x, Ом g,
мкСм b, мкСм
Pн, МВт
Qн, МВт 1 ПС Сатка-Тяга - Сатка НН 0,6 0,87 0 5 0,36 0,47 2 ПС Магнитная - ПС Сатка-Тяга 5,42 7,81 0 47 3,44 2,52 3 ПС ГЭС ВН - ПС Магнитная 0,6 0,87 0 5 8,88 5,63 4 ПС Магнитная - ПС Зюраткуль 3,01 4,34 0 26 2,39 1,54 5 ПС Зюраткуль - Гидровая 6,02 8,68 0 52 1,37 1,05
6 Гидровая - Сатка НН 2,41 3,47 0 21 1,36 1,1
7 ПС Кропачево ВН - ПС Прива- ловская ВН
1,33 14,46 1 158 196,92 117,02 8 ПС Месягутово - ПС Симская 9,26 16,2 1 403 115,39 1,23 9 ПС Симская - ПС АМЗ 0,41 0,84 0 22 20,02 9,79 10 ПС Кропачево НН - ПС
Юрюзань
2,95 10,12 10 281 56,37 8,84 11 ПС Юрюзань - ПС Завьял+Лес-
ная
3,26 6,72 0 43 22,33 3,87 12 ПС Завьял+Лесная - ПС Бакал 5,71 11,76 0 76 3,51 -5,81 13 ПС Юрюзань - ПС Бакал 5,49 11,3 0 73 17,01 -3,54 14 ПС Бакал - ПС Западная 3,88 7,98 0 51 2,35 -6,47 15 ПС Сатка ВН - ПС Западная 0,71 1,47 0 9 11,38 15,72 16 ПС Бакал - ПС Сатка ВН 4,69 9,66 0 62 0,23 -7,88 17 ПС Огнеупорная - ПС Сатка ВН 0,1 0,21 0 5 91,44 78,48 18 ПС Приваловская НН - ПС Ог-
неупорная
0,71 1,47 0 38 122,58 95,49 19 ПС Приваловская НН - ПС Су-
лея Т 0,97 2 0 51 51,68 29,84
20 ПС Сулея Т - ПС Брусит 2,49 5,12 0 33 22,03 17,55 21 ПС Сатка ВН - ПС Брусит 1,22 2,13 0 13 7,27 -2,87 22 ПС Боровая - ПС Приваловская
НН
2,65 5,46 0 141 34 28
23 ПС Кропачево НН - ПС Месягу- тово
2,53 8,69 8 241 128,53 14,04 24 ПС Кропачево ВН - ПС Кропа-
чево НН 1,08 53,75 1,08 -9 218,19 47,51
25 ПС Приваловская ВН - ПС При- валовская НН
2,17 107,5 0,54 -5 196,27 157,19 26 ПС ГЭС ВН - ПС ГЭС НН 1,28 11,48 8,65 -59 -8,88 -5,63 27 ПС Сатка ВН - Сатка НН 0,83 46,29 5,9 -19 72,89 58,39
11.2 Расчет послеаварийного установившегося режима
Определяем ветвь по сети 35кВ отключение которой приведет к наиболее тяжелому состоянию в сети по выбранному классу напряжения. Такой ветвью является ВЛ-35кВ Сатка НН – СаткаТяга.
Рассчитаем режим сети без ГЭС в программе NetWORKS и проанализи- руем полученные результаты. Схема сети 35 кВ и ее параметры представлены на рисунках 25 и 26 соответственно.
Рисунок 25 – Схема сети 35кВ в послеаварийном режиме без ГЭС
Рисунок 26 – Параметры сети 35кВ в послеаварийном режиме без ГЭС
При отключении ветви ВЛ-35кВ Сатка НН – СаткаТяга произошло резкое падение напряжение во всех узлах сети 35кВ ниже допустимых ±3,5 кВ.
Наименьшее значение напряжение сети в узле Сатка-Тяга равное 22,7 кВ, с та- ким низким напряжением в сети запитывать потребителей недопустимо.
Рассчитаем режим сети с моделированием ГЭС в программе NetWORKS и проанализируем полученные результаты. Схема сети 35 кВ и ее параметры представлены на рисунках 27 и 28 соответственно.
Рисунок 27 – Схема сети 35кВ в послеаварийном режиме с ГЭС
В случае с генерацией на Зюраткульской ГЭС напряжение в сети не вы- ходят за рамки ГОСТ и режим сети с отключением ветви ВЛ-35кВ Сатка НН – СаткаТяга возможно без обесточения потребителей.
Таким образом генерация электроэнергии на Зюраткульской ГЭС обеспе- чивает большую надежность сети.
Рисунок 28 – Параметры сети 35кВ в послеаварийном режиме с ГЭС
12 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
Экономические показатели малых ГЭС зависят от многих факторов – установленной мощности, наличия готового напорного фронта, уровня стан- дартизации энергетического оборудования (индивидуальное или серийное из- готовление), типизация проектных решений, степени автоматизации и других.
Как и для крупных ГЭС, первоначальные затраты при сооружении малых ГЭС в среднем выше, чем для малых электростанций других типов. Ежегодные из- держки при эксплуатации малых ГЭС значительно ниже, чем на тепловых или дизельных станциях, что объясняется отсутствием расходов на топливо, более низкими расходами на эксплуатацию, ремонт и обслуживание, а также значи- тельной долговечностью малых ГЭС [2]. Для малых ГЭС характерна иная, чем для крупных ГЭС, структура затрат на строительство. Затраты на технологиче- ское оборудование малых ГЭС сопоставимы со стоимостью строительно-мон- тажных работ, а иногда и превышают её [9]. Эти факты представлены на рисун- ках 11.1 и 11.2 в сравнении структуры затрат крупной и малой ГЭС по данным Международной энергетической комиссии (МЭК). Решая вопрос о строитель- стве (реконструкции) малых ГЭС, необходимо знать не только стоимость МГЭС, но и оценить, учитывая конкретные местные условия, насколько целе- сообразно проводить затраты на сооружения МГЭС [9]. При сравнениях наме- чаемой малой ГЭС с тепловыми станциями, дизельными или ранее построен- ными МГЭС используются (для сопоставлений) технико-экономические пока- затели, которые были определены как: стоимостные, количественные и удель- ные показатели. Стоимостные показатели могут быть рассмотрены в виде фи- нансирования МГЭС.
Рисунок 11.1 – Распределение стоимости крупной ГЭС (структура затрат на строительство)
Рисунок 11.2 – Распределение стоимости малой ГЭС (структура затрат на строительство)
Финансирование МГЭС, то есть полная стоимость МГЭС, включая все затраты, связанные как с проектированием (начиная со стадии проектного зада- ния), таки с постройкой непосредственно самой МГЭС и всех сооружений по- стоянного и временного характера, входящих в комплекс строительства. Также учитываются эксплуатационные расходы, включающие в себя расходы на теку- щий ремонт.
Распределение стоимости Крупной ГЭС
Строительно-монтажные работы Оборудование
Проектирование и руководство строительством
Распределение стоимости малой ГЭС
Строительно-монтажные работы Оборудование
Проектирование и руководство строительством
Основные количественные показатели [2]:
1. Установленная мощность МГЭС, то есть сумма мощностей всех уста- новленных на станции генераторов (по их паспортам) при cosφ = 0,80;
2. Выработка электроэнергии МГЭС, то есть количество энергии, выраба- тываемое гидростанцией в течении одного, так называемого среднего гидроло- гического года (когда количество воды в реке было среднее между маловодным и многоводными годами). Выработка МГЭС выражается в (кВт·час);
3. Коэффициент использования установленной мощности МГЭС, то есть отношение фактической годовой выработки гидростанции к возможной выра- ботке при условии работы МГЭС в течении года на полную установленную мощность;
4. Число часов использования установленной мощности МГЭС, то есть условное число часов работы станции, определяемое как частное от деления фактической готовой выработки гидростанции на установленную мощность.
Если стоимостные показатели отнести к единице мощности гидростанции (од- ному киловатту установленной мощности) или к единице среднегодовой выра- ботки (одному выработанному киловатт-часу), то получаются удельные пока- затели, к которым относятся:
1. Удельная стоимость 1 кВт установленной мощности МГЭС, то есть раз- мер затрат, приходящихся на один установленный киловатт-час, определяемый как частное от деления капиталовложений на установленную мощность гидро- станции;
2. Удельная стоимость 1 кВт·час выработки электроэнергии МГЭС, то есть размер затрат, приходящийся на каждый выработанный в среднем году ки- ловаттчас и определяемый как частное от деления капиталовложений гидро- станций на годовую выработку гидростанции (по среднему году);
3. Себестоимость 1 КВт·час выработанной электроэнергии МГЭС, опре- деляемая как частное от деления суммы эксплуатационных расходов на коли- чество энергии, отпущенной за год с шин станции; 4. Стоимость 1 КВт·час вы- работанной электроэнергии МГЭС, то есть стоимость, взимаемая с потребителя
за один отпущенный - киловатт-час. Тариф на электроэнергию для разных по- требителей устанавливается различный (дифференцированный тариф).
12.1 Формирование структуры затрат на сооружение малых ГЭС
Как и для крупных ГЭС, первоначальные затраты при сооружении малых ГЭС в среднем выше, чем для малых электростанций других типов. Однако еже- годные издержки при эксплуатации малых ГЭС значительно ниже, чем на теп- ловых и дизельных станциях, что объясняется отсутствием расходов на топ- ливо, более низкими расходами на эксплуатацию, ремонт и обслуживание, а также значительной долговечностью малых ГЭС [19]. В таблицах 29 и 30 пред- ставлены средние данные по распределению затрат на строительство и рекон- струкцию (восстановление) малых ГЭС. Структуры затрат, представленные в этих таблицах, сформированы в результате исследования проектных прорабо- ток по 40 малым ГЭС России [20].
В основе процесса принятия управленческих решений инвестиционного характера лежит оценка и сравнение объема предполагаемых инвестиций и бу- дущих денежных поступлений. Типовой финансовый профиль инвестицион- ного проекта включает несколько характерных этапов: вложение финансов до пуска в эксплуатацию и начало поступлений, затем поступления с затратами только в эксплуатацию до полного возврата капитальных вложений, что опре- деляет срок окупаемости, и далее работа на прибыль.
В зарубежной практике при анализе инвестиций, учитывающем дискон- тированные оценки, используются следующие критерии:
- чистая текущая стоимость (Net Present Value, NPV);
- индекс рентабельности инвестиции (Profitability Index, PI);
- внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR);
- дисконтированный срок окупаемости инвестиции (Discounted Payback Period, DPP).
Считается, что для различных классов инвестиций могут выбираться различ- ные значения коэффициента дисконтирования. Выбор значения дисконта, определяющего минимальное значение норматива рентабельности капитало- вложений, определяется инвестором. Однако на практике часто в качестве ори- ентира используют ставку процента государственных ценных бумаг. В россий- ской практике ориентиром является также ставка рефинансирования Централь- ного банка, определяющая нижнюю границу платы за кредит.
Срок окупаемости инвестиций, являющийся одним из самых простых крите- риев, не предполагает учета времени денежных поступлений. Если доход рас- пределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода. При получении дробного числа оно обычно округляется в сторону увеличения до ближайшего целого.
Если прибыль распределена неравномерно, то срок окупаемости рассчитыва- ется прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиция будет пога- шена кумулятивным доходом. Нередко показатель РР рассчитывается более точно с учетом и дробной части года; используя линейную интерполяцию в предположении, что денежные потоки распределены равномерно в течение каждого года.
При учете времени в расчете DPP используются денежные потоки, дискон- тированные по показателю E . Очевидно, что в случае дисконтирования срок окупаемости увеличивается, т.е. всегда DPP > РР. В результате не исключен случай, когда проект, приемлемый по критерию РР, может оказаться неприем- лемым по критерию DPP.
Внутренняя норма доходности (IRR) представляет собой ставку дисконтиро- вания, при которой достигается безубыточность проекта, когда чистая дискон- тированная величина потока затрат равна чистой дисконтированной величине потока доходов. Для оценки эффективности инвестиционных проектов значе- ние внутренней нормы доходности необходимо сопоставить с нормой дискон- тирования «E». Проекты, у которых IRR > E, имеют положительное NPV и по- тому эффективны, те же, у которых IRR <E, имеют отрицательное NPV и
потому неэффективны. IRR может быть использован также для оценки эффек- тивности проекта, если известны приемлемые значения IRR для проектов дан- ного типа
Чистая текущая стоимость (NPV) определяется как кумулятивная сумма за- трат и поступлений на конец любого года внутри расчетного срока Т. В конце расчетного срока этот показатель называют чистым дисконтированным дохо- дом (ЧДД).
Индекс рентабельности инвестиции (PI) определяется как отношение куму- лятивных поступлений к кумулятивным затратам.
Рассматриваемые количественные оценки критериев имеют неопределен- ную погрешность, поскольку неизвестны будущие доходы и расходы, которые можно лишь прогнозировать с той или иной точностью. В этих условиях фактор риска является весьма существенным и разнообразные формальные методы оценки инвестиционных проектов и их рисков часто не могут дать однознач- ных рекомендаций. Поэтому на заключительном этапе нужно применять про- цедуры экспертного оценивания. Но это не требует отказа от формально-эко- номических методов. Вычисление чистой текущей стоимости и других харак- теристик финансовых потоков, использование соответствующих программных продуктов полезно для принятия обоснованных решений. Однако нельзя абсо- лютизировать формально-экономические методы. Окончательное решение при развитии больших систем энергетики всегда остается за человеком. Поэтому система поддержки принятия решений в области управления инвестициями должна сочетать формально-экономические и экспертные процедуры.
12.2 Пример оценки инвестиционных критериев проекта малой генерации
В условиях рыночной экономики для оценки инвестиционной привлекатель- ности проекта рассмотрим следующие критерии: чистая текущая
стоимость (NPV) или ЧДД; индекс рентабельности ( PI); внутренняя норма до- ходности ( IRR) и дисконтированный срок окупаемости инвестиции ( DPP).
Наиболее близким к критерию плановой экономики является чистый дис- контированный доход (ЧДД):
ЧДД = ∑Т𝑡=0(Э𝑡−З𝑡)(1 +Е )−𝑡 → 𝑚𝑎𝑥, (12.1)
Где Т – расчетный срок;
Э𝑡 – эффект или поступления;
З𝑡 – затраты;
Е – норма дисканта, определяемая процентом роста банковского капитала.
При выборе варианта может использоваться понятие срока окупаемости, при котором вложенные средства полностью возвращаются за счет дохода от экс- плуатации объекта.
Оценкой эффективности вложений может служить внутренняя норма доход- ности R, т.е. такое значение нормы дисконтирования, при котором величина разности поступлений и затрат, обозначаемой NPV, равна нулю:
𝑁𝑃𝑉 = ∑ П𝑡
(1+𝑅)𝑡− ∑ З𝑡
(1+𝑅)𝑡
𝑇𝑡=0 =
𝑇𝑡=1 0. (12.2)
Условие R>E является оценкой эффективности бизнес-плана.
Индекс прибыльности, который обозначается как PI и определяется сле- дующим образом
𝑃𝐼 = ∑
П𝑡 (1+𝐸)𝑡 𝑇𝑡=1
∑ З𝑡 (1+𝐸)𝑡 𝑇𝑡=0
> 1, (12.3)
также определяет целесообразность реализации рассматриваемого варианта.
Для иллюстрации этих экономических понятий проведем упрощенную оценку эффективности затрат на ввод малой ГЭС мощностью 6400 кВт
(Тм=5000 ч.). Ориентировочные значения технико-экономических показателей:
удельная стоимость оборудования Ко=200тыс.руб/кВт, ежегодные расходы на эксплуатацию и развитие туристической инфраструктуры Иэ=50 млн. руб., ры- ночные тарифы на отпуск. электроэнергию 4 руб./кВт.ч. При этом экономия на стоимости Общая годовая прибыль будет определяться продажей ЭЭ, сниже- нием затрат на потери ЭЭ в сети, повышением надежности электроснабжения ЮУЖД и объектов национального парка и ростом потока туристов
Ниже представлена оценка эффективности по рыночным критериям с учетом дисконтирования. Таким образом, общие инвестиционные расходы:
в течении условного года выполнения проекта: 40 млн. руб,.
в течении 1-го года реализации на гидросооружения: 500 млн. руб.
в течении 2-го года затрат на силовое оборудование и здание 1300 млн. руб.
Прибыль в объеме 150 млн. руб. с пуском ГЭС определяется за ЭЭ в объеме 130 и экономии потерь 20 млн. руб и с повышением в последующие годы за счет туризма до 400-500 млн. руб
Без учета динамики инфляционных процессов ставку дисконта принимаем по проценту роста банковского капитала равного 10%. Расчетный период при- нят равным 10 лет.
Таблица 12.1 - Распределение потока финансов (затрат и поступлений) в млн.
руб сведены в таблицу
В расчетах далее объемы затрат представлены в млн. руб.
чистый доход ЧД составляет 29,055 млн. руб.
С учетом дисконта ЧДД составит -264,71 млн. руб.
Т.е за 10 лет инвестиционные вложения не окупаются.
Существенно повысить эффективность можно за счет развития туристи- ческой инфраструктуры.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ состояния малой гидроэнергетики России и Челябинской области показал, что возрождение малых ГЭС можно начать с реконструкции ранее за- консервированных или заброшенных малых гидроэлектростанций, а так же со- оружение их при готовых напорных гидроузлах.
Рассмотренная схема реконструкции ГЭС на реке Б. Сатка позволила сде- лать следующие выводы:
1. Здание и гидротехнические сооружения бывшей ГЭС после незначи- тельной реконструкции могут быть использованы для установки нового гидро- силового оборудования.
при суммарном сбросе в нижний бьеф бытовых и «перебрасываемых» объемов.
2. Водноэнергетические расчеты позволили выбрать проточную гидро- турбину чешского производства компании CINK HYDRO - ENERGY системы OSSBERGER и гидрогенератор серии СГСБ 900S-12 В4 на напряжение 6 кВ.
3. Общая установленная мощность составляет 5,63 МВт. Использовать эту электроэнергию возможно, например, на электроснабжение близлежащего населенного пункта, а именно возле г. Сатка. Так же был произведён выбор ка- белей и аппаратуры защиты.
4. Проведенные энергоэкономические расчеты показали, что ГЭС на озере Зюраткуль является по своим показателям конкурентоспособной по отно- шению к другим видам электростанций. Себестоимость электроэнергии состав- ляет 0,005 $/ кВт-ч.