Метод (Methods).
С этой целью разработана методика по определению экономических показателей ГАЭС которая позволяет решит высшее указанную задачу и даёт возможность определить - капиталовложения в ГАЭС (KГАЭС), выработка электроэнергии в турбинном режиме (ТР) (ЭТР), потребление электроэнергии в насосном режиме (НР) (ЭНР), годовая экономия топливных ресурсов (Дтоплив), экономия топлива (Этоплив), годовая издержка ГАЭС (ИГАЭС), экономическая эффективность за год (ЭГАЭС), срок окупаемости капвложений (Ток) и рентабельность капвложений R.
Как известно экономическая эффективность в общем случае представляет разность между доходом и затратами. Рассмотрим экономические характеристики ГАЭС с учетом, указанных выше особенностей её применения. Капиталовложения в ГАЭС KГАЭС в общем случае равны:
, [сум]. (1)
где, αГАЭС – удельные капиталовложения, сум/кВт;
Годовая выработка электроэнергии в ТР ЭТР:
, [кВт·час], (2)
где, 365 – дни года; tTP – время работы ГАЭС в ТР в течение суток.
Потребление электроэнергии в насосном режиме ЭНР:
, [кВт·час]. (3)
tНP – время работы ГАЭС в НР в течение суток.
Экономия валютных средств при сокращении покупки пиковой электроэнергии у соседних энергосистем S$ [ ]:
, [долл. США]. (4)
β$ – стоимость 1 кВт∙час пиковой электроэнергии в соседних энергосистемах, долл. США/кВт·час.
Стоимость 1 кВт∙час пиковой электроэнергии в ЭЭС Узбекистана βTP [ ]:
, [сум/кВт·час]. (5)
βЭЭ - тариф электроэнергии в обычном периоде графика нагрузки ЭЭС, сум/кВт·час;
Стоимость 1 кВт∙час электроэнергии в период провала нагрузки ЭЭС βHP [ ]:
, [сум/кВт·час]. (6)
Стоимость вырабатываемой электроэнергии ГАЭС в пиковой период STP:
, [сум]. (7)
Стоимость потребляемой электроэнергии ГАЭС в НР SHP происходит в периоды провала нагрузки, или:
, [сум]. (8)
Годовая экономия топливных ресурсов Дтоплив:
Дтоплива=γ·ЭНР, [кг.у.т] (9)
γ – удельная экономия топлива за 1 кВт∙час электроэнергии в ГАЭС, кг.у.т./кВт·час.
Экономия топлива Этоплив:
, [сум]. (10)
βтоплив - стоимость 1 кг.у.т, сум/кг.у.т.
Годовые издержки ГАЭС ИГАЭС []:
, [сум]. (11)
где Иам – амортизационные отчисления для ГАЭС принимаем такими же, что и для ГЭС, или 5% от капиталовложений на создание ГАЭС КГАЭС:
, [сум]. (12)
Ирем – расходы на ремонтное обслуживание, 18% от Иам
, [сум]. (13)
Изп – заработная плата обслуживающего персонала:
, [сум], (14)
где nпер – число персонала; ∆Изп – заработная плата персонала; Ипр – прочие расходы (накладные расходы):
, [сум]. (15)
В итоге для ГАЭС мощностью более 100 кВт:
, [сум]. (16)
Для ГАЭС мощностью менее 100 кВт (Ипр=0 и Изп=0)
(17)
И годовая экономическая эффективность ГАЭС ЭГАЭС будет равна
ЭГАЭС = SТР + Этопливо + Эк – ИГАЭС – SНР – 0,15·КГАЭС , [сум]. (18)
где Эк – косвенные экономические эффекты включающие эффекты от сокращения выбросов парниковых газов ЭПГ, улучщения режимов работы существующих энергетических объектов (повышение надёжности и КПД) ЭЭО и повышения надёжности ЭЭС ЭЭС, или
Эк = ЭПГ + ЭЭО + ЭЭС, [сум] (19)
Эффект от сокращения выбросов парниковых газов за счёт ГАЭС определяется через выражение
ЭПГ = Е·βСО2, [сум] (20)
где βСО2 – годовые затраты на экологические мероприятия по очистке от СО2 принимаются 15...20 $/тонна [48, 155]; Е - годовой выброс СО2, для каждого вида топлива (установок для сжигания) производится по формуле:
Е = М · К1 · ТНЗ · К2 · 44/12, [тонн/год] (21)
где М – фактическое потребление топлива за год:
М=γ·ЭТР, [тонн/год] (22)
где К1 - коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода), К1 = 0,98-0,995; ТНЗ - теплотворное нетто-значение, Дж/тонн; К2 - коэффициент выбросов углерода, тонн/Дж; 44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ (молекулярные веса соответственно: углерод - 12 г/моль, О2 = 2·16=32 г/моль, СО2 = 44 г/моль).
Определение фактического потребления топлива производится на основании учетных данных предприятия о потреблении различных видов топлива.
Косвенные составляющие экономического эффекта ЭЭО и ЭЭС могут быть расчитаны на основе данных по характеристикам работы существующих энергетических объектов и энергосистем – эффективность, надежность, стабильность.
Полученные формулы носят общий характер, однако при оценке экономических эффектов для ГАЭС мощностью менее 100 кВт имеются особенности. Так, например, не учитывается составляющая 0,15·КГАЭС (прочие расходы – затраты на инфраструктуру, экологию и т.д.) и косвенные эффекты ЭЭО и ЭЭС.
Срок окупаемости капвложений Ток в ГАЭС будет равен []:
, [год] (23)
или рентабельность капвложений R в ГАЭС равна []:
(24)
На основе данной методики, учитывающей также косвенные эффекты, была разработана программа [52], которая обеспечивает определения мощности ГАЭС в ТР и НР, необходимого полезного объема воды, годовой выработанной электроэнергии в ТР и потребленной электроэнергии для аккумуляции воды в НР, коэффициента полезного действия ГАЭС, капиталовложений для создания ГАЭС, стоимости годовой выработанной и потребленной электроэнергии, годовой экономий топливных ресурсов и его денежные стоимости, годовых издержек по ГАЭС, годовой экономической эффективности от создания ГАЭС с учетом косвенных эффектов, срока окупаемости капиталовложение и коэффициента рентабельности.
Do'stlaringiz bilan baham: |