Реконструкция Шершневской малой ГЭС с выбором гидромеханического оборудования

1. Удельная стоимость 1 кВт установленной мощности МГЭС, то есть размер 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 киловатт-час и определяемый как частное от деления капиталовложений гидростанций  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 количество энергии, отпущенной за год с шин станции;

4. Стоимость 1 КВт·час выработанной электроэнергии МГЭС, то есть стоимость, взимаемая с потребителя за один отпущенный - киловатт-час. Тариф на электроэнергию для разных потребителей устанавливается различный (дифференцированный тариф).

При экономических сравнениях проектируемой гидростанции с другими электростанциями в большинстве случаев исходят из сопоставления удельных показателей, причём при сравнении с тепловыми и дизельными электростанциями принимают удельные капиталовложения на гидростанции.

 

10.2 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 ежегодные издержки при эксплуатации малых ГЭС значительно ниже, чем на тепловых и дизельных станциях, что объясняется отсутствием расходов на топливо, более низкими расходами на эксплуатацию, ремонт и обслуживание, а также значительной долговечностью малых ГЭС [19].

В таблицах 34 и 35 представлены средние данные по распределению затрат на строительство и реконструкцию (восстановление) малых ГЭС. Структуры затрат, представленные в этих таблицах, сформированы в результате исследования проектных проработок по 40 малым ГЭС России [20].

 

 

 

Таблица 34 – Структура затрат на МГЭС при строительстве

Наименование затрат	МГЭС при  Н = 3,5 – 25, м	МГЭС при  Н = 10 – 60, м	МГЭС при  Н = 80 – 200, м
1. Строительная часть	35% - 45%	30% - 55%	30% - 45%
2. Основное оборудование	20% - 30%	25% - 35%	30% - 40%
3. Вспомогательное электрическое Оборудование	4% - 6%	5% - 7%	5% - 7%
4. Прочее оборудование	3% - 5%	3,5% - 5%	5%
5. Проектно-изыскательские работы	12% - 16%	9% - 13%	9% - 12%
6. Увеличение затрат за период строительства	10%	10%	10%

 

Таблица 35 – Структура затрат на МГЭС при реконструкции

Наименование затрат	МГЭС при  Н = 3,5 – 25, м	МГЭС при  Н = 10 – 60, м	МГЭС при  Н = 80 – 200, м
1. Строительная часть	18% - 25%	25% - 35%	1 5% - 25%
2. Основное оборудование	35% - 45%	35% - 45%	45% - 55%
3. Вспомогательное электрическое Оборудование	7,5% - 10%	6% - 8,5%	5% - 8,5%
4. Прочее оборудование	5%	5%	5%
5. Проектно-изыскательские работы	12% - 18%	10% - 15%	10% - 15%
6. Увеличение затрат за период строительства	10%	10%	10%

 

Для формирования экономических показателей рассмотрены состав-ляющие затрат при сооружении МГЭС с учетом строительства ЛЭП (рисунок 10.3)

 

а)

 

б)

 

а – при строительстве; б – при реконструкции.

Рисунок 35 – Структура затрат на МГЭС

 

Для адекватности сопоставления приняты МГЭС с одинаковыми техническими показателями. Значения экономических показателей при новом строительстве МГЭС существенно отличаются от соответствующих значений при реконструкции МГЭС. Одной из основных причин такого расхождения является уменьшение доли строительной части в структуре затрат [13].

 

10.3 Определение  стоимости строительства МГЭС и реконструкции

        (восстановления) МГЭС

 

При определении стоимости МГЭС учитываются все затраты при строи-тельстве МГЭС [14]:

 

CМГЭС(стр.) = С1 + С2 + С3 + С4 + С5 + С6,                                           (10.1)

 

где С1 – стоимость строительной части МГЭС;

С2 – стоимость основного оборудования МГЭС;

С3 – стоимость вспомогательного электрического оборудования;

С4 – стоимость прочего оборудования;

С5 – стоимость проектно-изыскательских работ;

С6 – 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:

 

 CМГЭС(стр.) = С2/0,25 (для МГЭС руслового типа);                          (10.2)

 

 CМГЭС(стр.) = С2/0,30 (для МГЭС приплотинного типа);                     (10.3)

 

 CМГЭС(стр.) = С2/0,З5 (для МГЭС деривационного типа).                   (10.4)

 

Стоимость МГЭС при реконструкции (восстановлении) определяется также и равна:

 CМГЭС(реконстр.)  = С2/0,40 (для МГЭС руслового типа);                   (10.5)

 

 CМГЭС(реконстр.)  = С2/0,45 (для МГЭС приплотинного типа);               (10.6)

 

 CМГЭС(реконстр.)  = С2/0,50 (для МГЭС деривационного типа).              (10.7)

 

 

10.4 Определение себестоимости 1 кВт·ч электроэнергии на шинах МГЭС. Смета затрат.

 

1. Определяем стоимость основного оборудования МГЭС по формуле:

 

С2 = NМГЭС(факт.) · 16тыс.руб/кВт,                                  (10.8)

 

где NМГЭС(факт.) – фактическая мощность МГЭС при cosφ = 0,8, кВт;

16тыс.руб/кВт – удельная стоимость установленной мощности в 1 кВт основного оборудования;

 

С2 =

тыс.руб

 

2. Определяем  стоимость МГЭС при реконструкции по формуле (10.7):

 

СМГЭС =

тыс.руб.

 

3. Затраты на  обслуживающий персонал (при условии, что МГЭС обслужи-вает 1 электромонтер  IV разряда). Подробный расчет представлен в таблице 36.

 

Таблица 36 – Затраты на обслуживающий персонал

Разряд	Кол-во чел.	Тарифная ставка			Годовой тариф с надбавками руб
		Руб/час	руб/мес.	руб/год (1990 часов)
IV	1	70	11608	139300	291555

Примечание: надбавки это 40% за безаварийность, 15% районный коэффициент, 30% отчисления.

 

 

4. Текущий ремонт:

 На гидросооружения  и здания от их балансовой стоимости – 3%:

 

0,03 · С1 = 0,03 · 0,25СМГЭС = 0,03 · 0,25 · 20000000 = 150 тыс.руб в год,

 

где 0,25СМГЭС – берется из таблицы 9.2 для МГЭС при Н = 3,5 – 25 м;

 

На оборудование от балансовой стоимости – 4%:

 

0,04 · (С2 + С3 + С4) = 0,04 · (0,4СМГЭС + 0,09СМГЭС + 0,05СМГЭС) =

 

= 0,04 · (0,4 · 20000000 + 0,09 · 20000000 + 0,05 · 20000000) =

= 432тыс.руб в год.

 

Итого на текущий ремонт: Ст.р. = 582тыс.руб в год.

 

5. Запасные части:

От балансовой стоимости всего оборудования – 2%

 

Сзапчасти = 0,02 · (С2 + С3 + С4) = 0,02 · 10800000 = 216 тыс. руб. в год.

 

6. Амортизация:

 

На гидросооружения и здания от их балансовой стоимости – 3,4%:

 

0,034 · С1 = 0,034 · 0,25СМГЭС = 0,034 · 0,25 · 20000000 = 170 тыс. руб. в год;

 

    - На  оборудование от балансовой стоимости – 4%:

 

0,04 · (С2 + С3 + С4) = 0,04 · 10800000 =432 тыс. руб. в год.

 

Итого амортизация: Саморт. = 602 тыс. руб. в год.

 

7. Прочее (не предвиденное):

 

Спрочее = 15%(Собсл.пер. + Ст.р. + Саморт.) =

 

= 0,15 · (291555 + 532000 + 602000) = 213,833 тыс. руб. в год.

 

Составляем смету затрат по проведенным расчетам (таблица 37).

 

Таблица 37 – Смета затрат

Элемент затрат	Годовая сумма затрат, руб
1. Заработная плата с начислениями	291555
2. Амортизация здания и оборудования	602000
3. Текущий ремонт здания и оборудования	582000
4. Стоимость запасных частей	216000
5. Прочие расходы	213833
Всего затрат	1905388

 

8. Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии МГЭС, при пользовании электро-энергией 16 ч в сутки, определяем по формуле:

 

Ссебестоимость =

руб/кВт·ч.

 

9. Определяем прибыль с 1 кВт·ч:

 

 руб/кВт·ч

 

=2,09 реализуемая цена

 

10.Определяем годовую  прибыль:

 

 тыс. руб.

 

11. Срок окупаемости:

 

 лет.

 

10.5 Сравнительный  расчет эффективности использования  МГЭС и дизельной станции (ДС)

 

Вариант 1. Использование МГЭС на 450 кВт.

Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии МГЭС, при пользовании электро-энергией 16 ч в сутки, определяем по формуле:

 

Ссебестоимость =

руб/кВт·ч.

 

Вариант 2. Использование ДС.

Для выработки 1 кВт·ч электроэнергии в ДС используется 300 г дизельного топлива (0,0003 т/кВт·ч).

При цене дизельного топлива 33000 руб за тонну цена этого количества топлива Сд.т. равна:

 

Сд.т = 33000руб/т · 0,0003 т/кВт·ч = 9,9руб/ кВт·ч.

 

Вывод: Стоимость электроэнергии при использовании МГЭС в 13,75 раз ниже, чем при использовании ДС (9,9/ 0,72 = 13,75).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

Итогом дипломного проекта по реконструкции МГЭС на Шершневском водохранилище являются следующие выводы:

1. Здание и гидротехнические сооружения бывшей ГЭС после незначи-тельной реконструкции могут быть использованы для установки нового гидросилового оборудования.

2. Водноэнергетические расчеты позволили выбрать пропеллерную гидротурбину и гидрогенератор СМ-500-6,3-300УХЛ4 выпускаемые заводами РФ.

3. Рассмотрен вопрос об электроснабжении с выбором кабелей и аппаратуры защиты.

4. Проведенные энергоэкономические расчеты показали, что МГЭС на Шершневском водохранилище является по своим показателям конкурентноспособной по отношенгию к другим видам электростанций. Себестоимость электроэнергии составляет 0,72руб/ кВт·ч.

5. В качестве рыбозащиты предложена проницаемая тактильно-гидрав-лическая преграда, основанная на комплексном воздействиии гидравлических струй и факелов воздушно-пузырьковой завесы, также созданием локальных застойных зон, являющиеся накопителями скатывающихся мусора и молоди рыб, с последующим поэтапным их выводом.

 

ЛИТЕРАТУРА.

 

 

1. Саплин Л.А., Шерьязов С.К., Пташкина-Гирина О.С., Ильин Ю.П. 
   Энергоснабжение сельскохозяйственных потребителей с использованием возоб-новляемых источников: Учебное пособие / Под общей ред. д-ра техн. наук, проф. Л.А. Саплина. Челябинск: ЧГАУ, 2000. - 194 с.: ил.
2. Михайлов Л.П. и др. Малая гидроэнергетика / Л.П. Михайлов, Б.Н. Фельдман, Т.К. Марканова; Под ред. Л.П. Михайлова. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 184 с.: ил.
3. Писаренко Д., Павлова И. Европа делает ставку на альтернативные ист-точники // Аргументы и факты. – 2007. - № 14. – С. 9.
4. Пташкина-Гирина О.С.
5. Ю.П. Ильин, С.К. Шерьязов., Ю.И. Банников. Электроснабжение сельского хозяйства (сетевая часть): Учебное пособие. Челябинск: ЧГАУ, 2006.
6. Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежду, спецобуви и других средств индивидуальной защиты рабочим и служащим сельского и водного хозяйства. – М.: Прейскурантиздат, 2003.
7. Бургсдорф В.В., Якобс А.И 3аземляющие устройства электроустановок. – М.:Энергоатомиздат, 1987.
8. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. СО 153-34.21.122-2003. – М.: Энергоатомиздат, 2003.
9. СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений. М.: Госстрой России, 1997.
10. Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках: СО 153-34.03.60-2003. М.:Главгосэнергонадзор, 2003 г.
11. Методические указания к разделу «Безопасность труда» в дипломных проектах. - Челябинск: ЧГАУ, 1994.
12. В.Т. Водяников. Экономическая оценка энергетики АПК: Учебное пособие для студентов высших учебных заведений. М.: ИКФ «ЭКМОС», 2002.  304с.
13. Стандарт предприятия проекты курсовые и дипломные общие требования к оформлению СТП ЧГАУ 2-2003. Челябинск: ЧГАУ, 2003.
14. Свечников П.Г., Горшков Ю.Г., Зайнишев А.В., Пискунов М.В. Расчет устройства заземления / Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ № 2002611662 от 27.09.02
15. http://www.mte.gov.ru/ Министерство Энергетики РФ
16. http://www.ep.spb.ru/ журнал Энергетика и промышленность России
17. http://www.nasledie.ru/ Современная Россия. Информационный портал
18. http://www.gidroogk.ru/industry/rushydro ГидроОГК
19. http://www.oes.yga.ru/ Малые ГЭС
20. http://www.mgtu.ru/ Перспективы развития малой гидроэнергетики
21. http://www.bashkirenergo.ru/ Новые технологии
22. http://www.energi.ru/ Современная ОАО «МНТО ИНСЭТ»
23. http://www.power-m.ru/ Силовые машины
24. http://www.ovis.kht.ru/ «ЛМВ»
25. http://www.roskabel.ru/ Энергетическое оборудование
26. Фонд «Новая Энергия»