CC BY
38
оо ео I
Modern technologies. System analysis. Modeling, 2018, vol. 60, no. 4
12. Petrov A. A., Eliseev K. V., Tret'yakov A. V., Marikin A. N., Nikitin V. V., Zimakova M.. V., Kozlov P. V. Sravnitel''nyi analiz rezur'tatov silovogo vozdeistviya na zheleznodorozhnyi put'' s primeneniem metodov Shlyumpfa, «RZhD-2016» I «NVTs-TKP» [Comparative analysis of the results of force impact on the railway track using Schlumph method, «RZD-2016» and «NVTs-TKP»]. BRNI [Bulletin of scientific research results], 2017, No.4. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sravnitelnyy-analiz-rezultatov-silovogo-vozdeystviya-na-zheleznodorozhnyy-put-s-primeneniem-metodov-shlyumpfa-rzhd-2016-i-nvts-tkp (access date: 11.11.2018).
13. GOST 55050-2012. Zheleznodorozhnyi podvizhnoi sostav. Normy dopustimogo vozdeistviya na zheleznodorozhnyi put' i meto-dy ispytanii [GOST 55050-2012. Railway rolling stock. Norms of permissible impact on the railway track and test methods]. Moscow: Standartinform Publ., 2013, 16 p.
14. Nauchnye podrazdeleniya SGUPS - NIL Mosty - Razrabotki - 6. Razrabotka i dlya ispytaniya mostov [Elektronnyi resurs]. [Scientific divisions of SGUPS - SRL Bridges -facturing of measuring equipment for testing bridges]. Siberian state http://www. stu.ru/science/index.php?page= 1094 - Screen title. (Access date: 11.11.2018).
15. Kosenko S.A., Kvashnin M. Ya., Bondar' I. S., Akimov S. S. Ekspluatatsionnye izmereniya napryazhenii v rel'se pri vozdeistvii podvizhnogo sostava [Operational stress measurements in the rail when exposed to rolling stock]. Izvestiya Transsiba [Journal of Transsib Railway Studies], 2017, No.2 (30). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/ekspluatatsionnye-izmereniya-napryazheniy-v-relse-pri-vozdeystvii-podvizhnogo-sostava (access date: 11.11.2018).
16. Rukovodstvo po ekspluatatsii. Kompleks izmeritel'nyi mnogofunktsional'nyi tenzor MS [Operation manual. Measuring complex multifunctional tensor MS]: approved by VMNII411739.001TU-LU, 2011, 26 p.
izgotovlenie izmeritel'nogo oborudovaniya ■ Developments - 6. Development and manu-transport university. Access mode:
Информация об авторах
Алтынников Денис Сергеевич - аспирант кафедры «Путь и путевое хозяйство», Иркутский государственный университет путей сообщения, г. Иркутск, e-mail: [email protected]
Ковенькин Дмитрий Александрович - заведующий кафедрой «Путь и путевое хозяйство», Иркутский государственный университет путей сообщения, г. Иркутск, e-mail: [email protected]
Для цитирования
Алтынников Д. С. Определение поперечных напряжений в шейке рельсов в зависимости от динамических нагрузок на подходах к мостам / Д. С. Алтынников, Д. А. Ковенькин // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. - 2018. - Т. 60, № 4. - С. 108-117. - DOI: 10.26731/1813-9108.2018.4(60).108-117
УДК 621.311:620.92
В. С. Степанов, Т. Б. Степанова, А. А. Старикова
Authors
Denis Sergeevich Altynnikov - Ph.D. student, the Subdepartment of Railway Track and Facilities, Irkutsk State Transport University, Irkutsk, Russia, e-mail: [email protected]
Dmitrii Alexandrovich Koven 'kin - Head of the Subdepartment of Railway Track and Facilities, Irkutsk State Transport University, Irkutsk, Russia, e-mail: [email protected]
For citation
Altynnikov D. S., Koven'kin D. A. Opredelenie poperechnykh napryazhenii v sheike rel'sov v zavisimosti ot dinamicheskikh nagruzok na podkhodakh k mostam [Determining transverse tensions in the rail web depending on dynamic loadings at approaches to bridges]. Sovremennye tekhnologii. Sistemnyi analiz. Modeliro-vanie [Modern technologies. System analysis. Modeling], 2018, Vol. 60, No. 4, pp. 108-117. DOI: 10.26731/1813-9108.2018.4(60).108-117_
DOI: 10.26731/1813-9108.2018.4(60).117-124
Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Российская Федерация Дата поступления: 21 сентября 2018 г.
СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ СОЗДАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Аннотация. Описаны результаты системного анализа эффективности электроснабжения изолированных районов на базе ветроэнергетических установок (ВЭУ). Были сопоставлены две схемы электроснабжения района: вариант 1 - от энергетической системы (ЭЭС) с генерацией в ней электроэнергии на угольных КЭС; вариант 2 - от локальной системы, сформированной на базе ВЭУ (ветропарка). Определены технико-экономические показатели схемы электроснабжения от ЭЭС с вариацией основных параметров - протяженности высоковольтной линии до рассматриваемого района, стоимости дополнительного киловатта мощности на тепловой электростанции, удельного расхода топлива на выработку электроэнергии на ней и его стоимости. Для варианта локальной энергосистемы с генерацией от ветропарка обозначенные показатели были определены при вариации удельных затрат на установленную мощность на ВЭУ и стоимости реализованной в районе электроэнергии. Показана зависимость срока окупаемости капиталовложений от удаленности региона от энергосистемы и цены электроэнергии в ней для 1-го варианта электроснабжения, а также зависимость рентабельности сооружения ветропарка в рассматриваемом регионе от величины удельных затрат на киловатт генерируемой мощности и стоимости электроэнергии.
Ключевые слова: ветроэнергетические установки, электроснабжение, локальные энергосистемы, экономическая
оценка.
© В. С. Степанов, Т. Б. Степанова, А. А. Старикова, 2018
117
иркутский государственный университет путей сообщения
Современные технологии. Системный анализ. Моделирование № 4 (60) 2018
V. S. Stepanov, T. B. Stepanova, A. A. Starikova
Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, the Russian Federation Received: September 21, 2018
SYSTEM ANALYSIS OF THE EXPEDIENCY OF CREATING LOCAL POWER SUPPLY SYSTEMS
Abstract. The article describes the results of the system analysis of efficiency ofpower supply of the isolated areas on the basis of wind power installations (WPI). Two schemes have been compared: the first - from electric power system (EPS) with generating electricity of condensing power plants (CPP); the second - from local energy system formed on the base of WPI (windpark). The technical-and-economic indexes of power supply from the electric energy system are determined under variation of main parameters -the length of high-voltage line to the region under consideration, the cost of an additional kilowatt ofpower at a thermal power plant, specific fuel consumption for electricity generation on it and its cost. For a variant of local energy system with the generating from windpark, the economic indexes were calculated by varying the specific expense for WPI and cost of the electricity sold in the region. It is shown that the choice of a power supply scheme depends on the main parameters - the distance from the power system and price of its electricity, and also on the costs of wind-driven electric plants.
Keywords: wind-driven electric plants, power supply, local power systems, economic evaluation.
Введение
В последние годы во многих странах существенно возрос интерес к возобновляемым источникам энергии (ВИЭ), использование которых не нарушает естественный баланс энергии нашей планеты. К ним относятся: солнечная радиация, энергия ветра, энергия рек, приливов и океанских волн, энергия, заключенная в биомассе и органических отходах [1-4, 9].
Различные виды ВИЭ находятся на разных стадиях освоения, наибольшее применение получил самый изменчивый и непостоянный вид энергии - ветер. К достоинствам ветровой энергии, прежде всего, следует отнести доступность, повсеместное распространение и практическую неисчерпаемость ее ресурсов.
В последние 10-15 лет использование кинетической энергии ветра для производства электрической энергии в мире бурно развивалось. Современные ветроэнергетические установки имеют мощность от нескольких киловатт до десятка мегаватт и позволяют экономически эффективно с высокой степенью надежности преобразовывать энергию ветра в электрическую [2, 4].
Суммарная установленная мощность крупных ветроэнергетических установок (ВЭУ) и ветроэнергетических электростанций (ВЭС) в мире составляет около 240 ГВт. Ежегодный прирост мощности ветровых установок достигает 3840 ГВт. Мировыми лидерами по использованию энергии ветра являются Китай, США, Германия, Испания, Индия.
Россия имеет самый большой в мире ветро-потенциал, ресурс ее ветровой энергии оценивается величиной 10,7 ГВт. Однако масштабного использования этого потенциала в стране не наблюдается. Суммарная установленная мощность ВЭУ не превышает 28 МВт.
Объяснить это обстоятельство можно тем, что наша страна богата традиционными ископаемыми энергоресурсами (уголь, нефть, природный газ), поэтому сооружение мощных ветропарков и использование ветровой энергии в широких масштабах вряд ли целесообразно.
Нам представляется, что зоной преимущественного применения ветровой энергетики в России является энергоснабжение ее отдаленных и
труднодоступных районов. Здесь ВЭУ могут стать незаменимыми источниками энергии при создании локальных энергосистем или в качестве автономных источников энергоснабжения.
Важность этого направления развития ветроэнергетики диктуется тем, что 70 % территории России, где проживает 10 % населения, находится в зоне децентрализованного энергоснабжения, которая практически совпадает с территориями, обладающими значительным потенциалом ветроре-сурсов (Камчатка, Магаданская область, Чукотка, Сахалин, Якутия, Таймыр и др.). Для этих районов целесообразность практического использования энергии ветра уже сейчас определяется экономической конкурентоспособностью современных ВЭУ в сравнении с альтернативными энергоисточниками.
Нетрадиционные источники электроэнергии на основе ветрогенераторов находят применение в районах электроснабжения нетяговых потребителей железнодорожного транспорта [10]. Широкомасштабному внедрению таких источников уделяется значительное внимание в энергетической стратегии холдинга «Российские железные дороги» на перспективу до 2030 г.
Постановка задачи
В настоящей статье рассмотрена проблема электроснабжения изолированных районов с по-
оо ео I
Modern technologies. System analysis. Modeling, 2018, vol. 60, no. 4
зиций системного анализа экономической целесообразности разных вариантов ее решения.
Была поставлена задача определить области экономической целесообразности электроснабжения удаленных районов от автономной системы, сформированной на базе ветроустановок (ветро-парка), по сравнению с традиционной системой их энергообеспечения от централизованной энергосистемы (ЭЭС). Для решения этой задачи использованы рыночные подходы и критерии для оценки эффективности инвестиций в рассматриваемый проект [3, 5, 7, 8]. В качестве альтернативных выбраны два варианта электроснабжения автономного района.
Вариант I: от энергосистемы за счет дополнительной выработки электроэнергии на тепловой электростанции (КЭС) при условии сооружения от нее линии электропередачи напряжением 35110 кВ и преобразования его на 10 кВ трансформаторами главной понизительной подстанции (ГПП) рассматриваемого района.
Вариант II: от локальной энергосистемы, созданной на базе соответствующего числа ветроэнергетических установок (ветропарка), с передачей электроэнергии от ветропарка до ЦРП-10 района на напряжении 10 кВ.
Экономическое сравнение имеет смысл в том случае, если системная подстанция, к которой необходимо подключиться, находится на значительном удалении от потребителя, а ветропарк, напротив, достаточно близко. В противном случае централизованное электроснабжение будет заведомо более выгодным.
При выборе предпочтительного варианта схемы электроснабжения потребителей района электрическая нагрузка и количество потребляемой электроэнергии являются заданными. Принимается также, что варианты характеризуются одинаковым отпуском электроэнергии. Это дает возможность использовать для выполнения этой процедуры показатели абсолютной эффективности капиталовложений каждого варианта.
В соответствии с принятыми в энергетике принципами, варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект (полностью покрывать нагрузку потребителя с учетом режима его работы), одинаковый уровень надежности и качество электроэнергии в сети.
В качестве критериев экономической оценки вариантов приняты статические показатели эффективности - норма прибыли и простой срок окупаемости.
Алгоритм исследования схемы
электроснабжения автономного района
от электроэнергетическом системы
(вариант I)
При проведении исследования учитывались следующие исходные параметры, вариация которых приводит к множеству сочетаний итоговых технико-экономических показателей рассматриваемого варианта схемы:
- расчетная мощность потребителей района Pmax , МВт;
- число часов использования максимальной мощности потребителями района Tmax ;
- коэффициент мощности cos ф;
- категория электроприемников по надежности;
- расстояние от системной подстанции до ГПП района l, км;
- удельный расход топлива на выработку электроэнергии на КЭС Ьт, кг у. т. / кВтч;
- цена топлива Цтн , руб./т сжигаемого натурального топлива;
- плата за выбросы в окружающую среду Свыб , руб./т сжигаемого натурального топлива.
На основании принятой исходной информации были определены технико-экономические показатели схемы (капиталовложения и издержки), в том числе источника генерирования требуемой
мощности (КЭС) и элементов электрической сети (ЛЭП, подстанций).
Для расчета затрат на прирост мощности КЭС в энергосистеме для покрытия электрической нагрузки присоединяемого к системе района использовалась величина удельных дополнительных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности £у°п . Капиталовложения в КЭС при этом составят:
К д°п — kдоп Nдоп
ЛКЭС" уд КЭС >
где -NКдЭС - необходимая дополнительная мощность на КЭС, равная суммарной активной мощности потребителей рассматриваемого района Р .
max
Суммарные годовые издержки по источнику генерирования энергии в варианте I можно определить по выражению:
И — и + Ир + И + И — К
'■'ист I "-"обо I ам ^''вы^^'т
КЭС ' аобс I
У1 + К„
«амн + Свыб ' Ягод + Цтн ' Вг
где аобс 1 - отчисления на обслуживание и капитальный ремонт; - отчисления на реновацию КЭС; В - годовой расход натурального топлива
иркутский государственный университет путей сообщения
Современные технологии. Системный анализ. Моделирование № 4 (60) 2018
для выработки электроэнергии на нужды потребителей рассматриваемого района:
, 7000
Вгод = Ртах ' Ттах ' Ьт 'Т НаТ- ТОПЛИВа,
¿¿н
где Ор - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг.
Капитальные вложения Кэс 1 в электрическую сеть были рассчитаны по укрупненным затратам на сооружение линий электропередачи Кл 1
и подстанций Кп 1 [6]:
Кэс I = Кл I + Кп I •
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети складываются из отчислений от величины капитальных вложений в соответствующий объект на амортизацию, ремонт и обслуживание линий электропередачи И л 1 и ГПП И п 1, а также затрат на
компенсацию годовых потерь электроэнергии в
сети ИпотI :
И эс I= И л I+ Ип I + И пот ! =
л I
а кр +а рен +а ^ ам.л ам.л ти,об.л
100
К л! +
а к.р + а рен + а
. ам.п ам.п об.п тг , л иг
+-К пI + С эл АЖ ,
100
где а
к.р
ам.л ' а ам.л ; а обс.л
рен .
а
соответственно аморти-
- расстояние от ветропарка до ЦРП-10 кВ района /п, км.
Принималось, что передача мощности от ветропарка до ЦРП рассматриваемого района осуществляется воздушными линиями напряжением 10 кВ, выполненными с использованием провода СИП-3.
Величина капиталовложений в ВЭУ определялась:
КВЭУ = ^уд ^ВЭУ ,
где NВэу = Ртах района.
При расчете ежегодных издержек приняты следующие значения показателей:
- отчисления на обслуживание и капиталь-
ный ремонт ВЭУ а^п; а
срен ; а б = 5,5 %;
ам.п' обс.п ' '
амортизационные отчисления на реновацию а рмнп = 4,0 %•
Годовые издержки по источнику генерирования энергии в этом варианте включают:
Иист II = Иобс II + ИамП = КВЭУ '
а
обс II + КВЭУ '
а
рен ам II
зационные отчисления на капитальный ремонт, реновацию, а также коэффициент, определяющий эксплуатационные затраты (ремонт и обслуживание) в процентах от капиталовложений в линии
электропередачи; акмрп; а^; а0бС П - то же для подстанций; АЖ, Сэл - соответственно годовые потери электроэнергии в сети и стоимость 1 кВтч электроэнергии в системе.
Алгоритм исследования схемы электроснабжения автономного района от ветропарка (вариант II) Для этого варианта заданы: те же данные для потребителей района, а также технико-экономические показатели ветроэнергетических установок, в том числе:
- величина удельных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности ВЭУ £уд, которая
включает все единовременные затраты по ветро-парку, связанные с генерированием и преобразованием выработанной электроэнергии, а также приведением ее параметров к параметрам присоединения к сети 10 кВ;
Значения технико-экономических показателей для электрической сети определялись по соотношениям, аналогичным принятым для варианта I. При этом суммарные капиталовложения включали затраты на ВЛ и ЦРП-10 кВ. В соответствии с этими показателями рассчитывались издержки на обслуживание и капитальный ремонт и отчисления на реновацию соответствующих элементов схемы.
Расчет ежегодных издержек на компенсацию потерь электроэнергии в сети по варианту II ведется по выражению
ИпотII = Сэл ' АЖсум , тыс. руб./г°Л
где Сэл , руб./кВтч - стоимость 1 кВт ч потерь
электроэнергии принималась равной цене реализации выработанной ВЭУ электроэнергии.
В величину суммарных издержек по вариантам помимо указанных составляющих включалась стоимость заемного капитала, равная процентной ставке Центрального банка.
На основе итоговых значений суммарных капиталовложений Ксум и ежегодных издержек
Исум по каждому рассматриваемому варианту
схемы электроснабжения района можно определить показатели экономической эффективности его строительства по следующему алгоритму.
Объем реализованной продукции в году г рассчитывается по выражению
О = Ж
р г год г
С = Р Т • С
эл тах тах эл •
Modern technologies. System analysis. Modeling, 2018, vol. 60, no. 4
На его основе устанавливаются значения балансовой и чистой прибыли:
Пб t— Ор (- И,; Пч t — Пб t - Н t — Ор t - И t - Н t, где Ht - налог на прибыль, определяемый через установленный процент налогооблагаемой прибыли.
Норма прибыли (рентабельность) характеризует размер получаемой прибыли на каждый вложенный рубль и определяется как [8]:
К — Пч t / Ксум .
Срок окупаемости инвестиций (срок возврата капитала)
Т — К / П
ок — сум ' .ч t ■ .
Результаты исследований
По разработанным алгоритмам были выполнены многочисленные расчеты с варьированием основных параметров и показателей каждого варианта схемы электроснабжения района.
В частности, для схемы (вариант I) варьировались: удаленность рассматриваемого района от подстанции ЭЭС, удельный расход топлива, сжигаемого на станции, величина дополнительных капиталовложений на единицу установленной мощности на КЭС и др.
В качестве примера в табл. 1 приведены результаты расчетов по оценке показателей экономической эффективности инвестиций в этот вариант схемы электроснабжения в зависимости от исходной информации. Варьировались значения удельного расхода топлива и удельных дополнительных капиталовложений на 1 кВт установленной на ней мощности (при заданных значениях P — N — 18 МВт; Tmax = 7500 ч; Цтн =
max max ' max ' J-ti тн
2000 руб./тн; Сэл — 2,0 руб./кВтч).
На рис. 1 показан характер зависимости срока окупаемости инвестиций в этот вариант схемы электроснабжения района от протяженности ВЛ-110 кВ при разных значениях удельного расхода и цены топлива, сжигаемого на КЭС, при заданных Pmax — Nmax — 18 МВт; Tmax = 7500 ч;
Сэл — 2,0 руб./кВтч; k уддоп — 6000 руб./кВт.
Г» лет
22 ■ 20 )8 16
14 Н
12 10 8 6 4
а
Ь = 0,37
= 2000 •>
1500
25
30
35
1 I-—-1—
40 45 50
!, км
Рис. 1. Зависимость срока окупаемости схемы централизованного электроснабжения района от протяженности ВЛ-110 кВ при раз ных значениях удельного расхода и цены топлива, сжигаемого на КЭС
Рис. 2. Изменение срока окупаемости локальной схемы электроснабжения, построенной на базе ветропарка, от величины удельных капиталовложений в установки и от цены реализации электроэнергии, генерируемой ими
Показатели экономической эффективности рассматриваемой схемы электроснабжения существенным образом зависят от удельного расхода топлива, сжигаемого на КЭС, и его цены, что следует из табл. 1.
При исследовании варианта схемы электроснабжения автономного района от ветроэнергетических установок (ветропарка) варьировались зна-
иркутский государственный университет путей сообщения
Современные технологии. Системный анализ. Моделирование № 4 (60) 2018
чения удельных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности ВЭУ и возможная цена реализации электрической энергии, генерируемой ими.
Согласно данным Международного энергетического совета, стоимость 1 кВтч электроэнергии, генерируемой ВЭУ, составляет 5-13 центов, а стоимость 1 кВт установленной на них мощности 1100-1700 долларов (уровень цен 2010 г.). Эти значения существенно превышают аналогичные величины, характеризующие тепловые электростанции, работающие на органическом топливе.
Следовательно, использование ветровой энергии с чисто экономических позиций, как правило, нерентабельно. Поэтому в странах, где массово сооружаются ВЭУ, покупка потребителями генерируемой ими электроэнергии дотируется государством. О величине этой дотации и влиянии указанных показателей на эффективность инвестиций в этот вариант схемы электроснабжения можно судить по рис. 2.
Зависимости, приведенные на рис. 2, показывают, что при цене реализации электроэнергии, равной 2,0 руб./кВтч (наибольшая величина тарифа в варианте I), зона примерно одинаковых значений срока окупаемости сравниваемых вариантов начинается при значениях удельных капиталовложений в ВЭУ ниже 40 тыс. руб./кВт. При повышении стоимости электроэнергии, генерируемой ВЭУ, до 2,7 руб./кВтч эта зона начинается с величины удельных капиталовложений менее 55 тыс. руб./кВт, что практически недостижимо при экономических и финансовых условиях, сложившихся в стране.
Выводы
Системный анализ полученных результатов позволяет сделать вывод о том, что вариант электроснабжения автономного района от локальной системы, созданной на базе ВЭУ, становится рав-ноэкономичным варианту электроснабжения от ЭЭС при следующих условиях: если удельные капиталовложения на ВЭУ не превышают к у™ КЭС
более чем в 7 раз при удельном расходе топлива Ьт не более 0,33 кг у. т. / кВт ч, а его стоимость не выше 1500 руб.
Проведенные исследования позволили выявить влияние основных технико-экономических показателей рассмотренных схем на эффективность инвестиций в каждую из них. Это позволяет найти такие их сочетания, при которых вариант схемы с генерацией от ВЭУ становится равноэко-номичным (с примерно одинаковыми показателями эффективности инвестиций) в сравнении со схемой централизованного электроснабжения изолированного района.
При этом важно понимать, что оптимальный вариант, установленный на основе экономических критериев, служит лишь основой для принятия окончательного решения, которое должно быть сделано с учетом других многочисленных факторов - технического, социального, экологического характера. В частности, при выборе схемы энергоснабжения автономного района необходимо учитывать структуру и характер располагаемых электроприемников, наличие в нем местных источников возобновляемых и вторичных энергоресурсов (например, гидроресурсов малых рек, отходов заготовки леса, деревопереработки и т. п.) и ряд других факторов.
Таблица 1
Технико-экономические показатели для схемы электроснабжения изолированного района от ЭЭС (при Ртях = Nm.лк 18 МВт; Сэл = 2,0 руб./кВт ч; ; ЦТН = 2000 руб./тн)
14. Срок окупаемости, лет 13. Рентабельно -сть, руб./руб. 12. Чистая прибыль, млн руб./год 11. Налог на прибыль, млн руб./год 10. Балансовая прибыль, млн руб./год 9. Стоимость заемного капитала 8. Амортиз ация на реновацию 7. Компенс ация потерь электроэнергии 6. Обслужи вание и капитальный ремонт 5. Плата за выбросы 4. В т. ч.: топливная составляющая 3. Суммарные издержки, млн руб./год 2. Объем реализованной продукции, млн ггеб./год 1. Суммарные капиталовложения, млн ПУб. Показатели
9,71 0,103 31,792 6,965 38,697 30,69 7,259 6,198 7,174 1,782 178,2 231,303 270 306,9 0,33 Ьэ, кг у. т. / кВтч кудяоп = 6000 руб./кВт
13,0 0,074 22,787 5,002 27,789 30,69 7,259 6,198 7,174 1,89 189,0 242,311 270 306,9 0,35
22,22 0,045 13,842 3,039 16,881 30,69 7,259 6,198 7,174 1,998 199,8 253,119 270 306,9 0,37
10,31 0,097 30,541 6,704 37,245 31,59 7,484 6,198 7,501 1,732 173,2 232,755 270 315,9 0,33 Ъэ,, кг у. т. / кВтч кудяоп = 6500 руб./кВт
12,5 0,68 21,596 4,741 26,337 31,59 7,484 6,198 7,501 1,89 189,0 243,663 270 315,9 0,35
25,0 0,04 12,652 2,777 15,429 31,59 7,484 6,198 7,501 1,998 199,8 259,571 270 315,9 0,37
11,76 0,065 27,551 6,05 33,611 32,49 7,709 8,368 7,84 1,782 178,2 236,364 270 324,9 0,33 Ъэ,, кг у. т. / кВтч Г й о а II О о о та о\ ^ н
17,54 0,057 18,616 4,087 22,703 32,49 7,709 8,368 7,84 1,89 189,0 247,297 270 324,9 0,35
33,56 0,03 9,672 2,123 11,795 32,49 7,709 8,368 7,84 1,998 199,8 258,205 270 324,9 0,37
иркутским государственный университет путей сообщения
Современные технологии. Системный анализ. Моделирование № 4 (60) 2018
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИМ СПИСОК
1. Безруких П.П. Состояние и тенденции развития нетрадиционных возобновляемых источников энергии // Электрика. 2003. № 4.
2. Безруких П.П. Использование энергии ветра. Техника. Экономика. Экология. М. : Колосс, 2008. 196 с.
3. Виленский П.Л., Смоляк С.А. Как рассчитать эффективность инвестиционного проекта. Расчет с комментариями. М. : Инт пром. развития (Информэлектро), 1996. 146 с.
4. Возобновляемые источники энергии: теоретические основы технологии технические характеристики экономика / под ред. З.А. Стычинский Н.И. Воропай. Магдебург-Иркутск : MAFO, 2010.
5. Инвестиционное проектирование: практическое руководство по экономическому обоснованию инвестиционных проектов. М. : Финстатинформ, 1997.
6. Карапетян И.Г., Файбисович Д.Л., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей. М. : НЦ ЭНАС, 2006.
7. Карпов В.Г. Крайнова Э.А., Орешак А.Д. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов. Уфа : УГНТУ, 1995. 92 с.
8. Кожевников Н.Н. Чинакаева Н.С., Чернова Е.В. Практические рекомендации по использованию методов оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение. М. : Изд-во МЭИ, 2000. 132 с.
9. Лабейш В.Г. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. СПб. : СЗТУ, 2003. 79 с.
10. Энергосбережение на железнодорожном транспорте / В.А. Гапанович, В.Д. Авилов Б.А. Аржанников и др. М. : ИД МИ-СиС, 2012. 620 с.
REFERENCES
1. Bezrukikh P.P. Sostoyanie i tendentsii razvitiya netraditsionnykh vozobnovlyaemykh istochnikov energii [State and development trends of non-conventional renewable energy sources]. Elektrika [Electrical engineering], 2003, No.4.
2. Bezrukikh P.P. Ispol'zovanie energii vetra. Tekhnika. Ekonomika. Ekologiya [Use of wind power. Equipment. Economy. Ecology]. Moscow: Koloss Publ., 2008.
3. Vilenskii P.L., Smolyak S.A. Kak rasschitat' effektivnost' investitsionnogo proekta. Raschet s kommentariyami [How to calculate the effectiveness of an investment project. Calculation with comments]. Moscow: Institute of Industrial Development (Informelektro) Publ., 1996.
4. Vozobnovlyaemye istochniki energii: teoreticheskie osnovy tekhnologii tekhnicheskie kharakteristiki ekonomika [Renewable energy sources: theoretical foundations of technology, technical characteristics of the economy]. In Stychinskii Z.A., Voropai N.I. (eds.). Magdeburg-Irkutsk: MAFO Publ., 2010.
5. Investitsionnoe proektirovanie: prakticheskoe rukovodstvo po ekonomicheskomu obosnovaniyu investitsionnykh proektov [Investment planning: a practical guide to the economic rationale of investment projects]. Moscow: Finstatinform Publ., 1997.
6. Karapetyan I.G., Faibisovich D.L., Shapiro I.M. Spravochnik po proektirovaniyu elektricheskikh setei [Handbook for the design of electrical networks]. Moscow: SC ENAS Publ., 2006.
7. Karpov V.G., Krainova E.A., Oreshak A.D. Metody otsenki effektivnosti investitsionnykh proektov [Methods for evaluating the effectiveness of investment projects]. Ufa, 1995.
8. Kozhevnikov N.N., Chinakaeva N.S., Chernova E.V. Prakticheskie rekomendatsii po ispol'zovaniyu metodov otsenki ekonomich-eskoi effektivnosti investitsii v energosberezhenie. Posobie dlya vuzov. [Practical recommendations on the use of methods for assessing the economic efficiency of investments in energy saving. A textbook for universities] Moscow: Moscow Power Engineering Institute Publ., 2000.
9. Laibeish V.G. Netraditsionnye i vozobnovlyaemye istochniki energii. Uchebnoe posobie [Nontraditional and renewable energy sources. A textbook]. St. Petersburg: SZTU Publ., 2003.
10. Gapanovich V.A., Avilov V.D., Arzhannikov B.A. et al. Energosberezhenie na zheleznodorozhnom transporte [Energy saving in railway transport]. Moscow: MISiS Publ. house, 2012, 620 p.
Информация об авторах
Степанов Владимир Сергеевич - д. т. н., профессор, профессор кафедры электроснабжения и электротехники, Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, e-mail: [email protected]
Степанова Татьяна Борисовна - д. т. н., профессор, профессор кафедры электроснабжения и электротехники, Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, e-mail: [email protected]
Старикова Анастасия Андреевна - магистрант кафедры электроснабжения и электротехники, Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, e-mail: [email protected]
Authors
Stepanov Vladimir Sergeevich - Doctor of Engineering Science, Full Prof., Prof. of the Subdepartment of Power Supply and Electrical Engineering, Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, e-mail: [email protected]
Stepanova Tat'yana Borisovna - Doctor of Engineering Science, Full Prof., Prof. of the Subdepartment of Power Supply and Electrical Engineering, Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, e-mail: [email protected]
Starikova Anastasiya Andreevna - Master's student of the Subdepartment of Electrical and Electrical Engineering, Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, e-mail: [email protected]
Для цитирования
Степанов В. С. Системный анализ целесообразности создания локальных энергосистем / В. С. Степанов, Т. Б. Степанова, А. А. Старикова // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. - 2018. - Т. 60, № 4. - С. 117124. - БО!: 10.26731/1813-9108.2018.4(60).117-124
For citation
Stepanov V. S., Stepanova T. B., Starikova A. A. Sistemnyi analiz tselesoobraznosti sozdaniya lokal'nykh energosistem [System analysis of the expediency of creating local power supply systems]. Sovremennye tekhnologii. Sistemnyi analiz. Modelirovanie [Modern technologies. System analysis. Modeling], 2018, Vol. 60, No. 4, pp. 117-124. DOI: 10.26731/1813-9108.2018.4(60).117-124
