Новые системы автономного децентрализованного энергообеспечения городского электротранспортного транспорта - Разработка ресурсосберегающих технологий и режимов на городском электрическом транспорте

Одним из показателей, определяющим уровень стабильности экономической жизни городов, является качество транспортного обслуживания горожан. Поэтому развитию городского общественного транспорта, в частности, городского электрического транспорта (ГЭТ), его надежности, повышению технического уровня и энерговооруженности, снижению расходов энергоносителей (электроэнергии, тепла, природного газа) и себестоимости перевозок, бесперебойному, гарантированному энергоснабжению во всех странах мира уделяется основное внимание.

С точки Зрения топливно-энергетического баланса города, при дефиците энергоресурсов и повышении цен на энергоносители, значительная экономия электрической и тепловой энергии может быть достигнута выравниванием суточных графиков нагрузки, т. к. коэффициент минимума нагрузки составляет 0,4 .... 0,5, использованием дифференцированных и многоставочных тарифов на тепло и электроэнергию, которые не должны противоречить социальным и экологическим проблемам. К числу таких мероприятий относятся: маневрирование электрогенерирующими мощностями, аккумулирование электрической и тепловой энергий, приоритетное использование автономной и малой децентрализованной энергетики, электроотопления, применение электротранспорта с аккумуляторами электрической энергии, потребителей энергии в ночное время, повышения автономности системы внутреннего электроснабжения городского электрического транспорта (ГЭТ) и др.

Маневрирование в силу специфических особенностей ТЭС и АЭС, крайне затруднено и не эффективно. Недостатком электроэнергии, как энергоносителя, является невозможность аккумулирования в достаточном количестве для выравнивания графиков нагрузки, однако, появившиеся в последнее время современные системы накопителей энергии (НЭ) позволяют частично эту проблему решать, тем более, что по прогнозам к 2010 г. более 10% всей выработанной в мире электроэнергии будет проходить через системы накопления, прежде чем попасть к потребителю.

С точки зрения тепло - и электроснабжения потребителей значительный интерес представляет опыт широкомасштабного применения в Германии и США и других развитых странах систем децентрализованного энергоснабжения (СДЭС) на базе автономных и экологически чистых теплоэлектростанций (ТАЭС) с использованием дизель-генераторов, работающих на природном газе, шахтном газе и биогазе. Например на территории бывшей ФРГ около 95% тепловых электростанций являются децентрализованными ТАЭС и работают на газе. Коэффициент использования топлива на этих ТАЭС достигает 90%, т. к. они работают по теплофикационному циклу. Такие ТАЭС строятся для энергоснабжения индустриальных и транспортных объектов, а также для отдельных малых потребителей: больниц, гостиниц, оранжерей, парников, бассейнов, банков, фермерских хозяйств и др. Эксплуатация показала высокую надежность и эффективность ТАЭС.

Специалистами Научно-технического предприятия "Конструкторское бюро среднеоборотных двигателей" (НТП КБСД) Государственного предприятия "Завод имени Малышева" (ГП "ЗиМ"), Харьковского государственного политехнического университета (ХГПУ), с участием ИМИСа, НИИ и НПО "Электротяжмаш", ХЭМЗ и др. разработана программа по малой децентрализованной и автономной энергетике, охватывающая также вопросы энергоснабжения ГЭТ и предусматривающая широкое использование:

- автономных блочно-модульных дизель-электростанций на базе дизель-генераторов 11ГД100 и 17ГД100Д, работающих на природном

Газе, биогазе или шахтном газе, мощностью 1000 .... 1600 кВт, созданных на ГП "ЗиМ";

- устройство накопления и хранения электрической энергии для нужд электроснабжения ГЭТ; - устройство накопления и хранения тепловой энергии для нужд теплоснабжения ГЭТ.

Преимуществами такой системы децентрализованного энергоснабжения (СДЭС) применительно к ГЭТ являются:

- Возможность работ в режиме пиковых установок (эти функции выполняют дизель-генераторы и накопители энергии), в часы покрытия нагрузки. При этом, время запуска и приема нагрузки составляет не более 1...2 мин.

В часы "пик" и провалов нагрузки разница в пассажиропотоках составляет, в среднем, 3 раза. Количество подвижного состава на линии в часы "пик" больше, чем в периоды провалов нагрузки, в среднем, в 1,3 раза (т. е. - на 30%). Потребляемая мощность единицы подвижного состава в часы "пик" (за счет увеличения частоты движения и наполняемости вагонов с 5 чел/м2 до 20 чел/м2 возрастает, в среднем, в 1,3 раза (т. е. - 30%).

Таким образом, потребление электроэнергии парком подвижного состава городского электротранспорта в часы "пик" увеличивается, в среднем, в 1,3x1,3 = 1,69 = 1,7 раза, т. е. по сравнению с нагрузкой в периоды провалов (будем считать эту нагрузку базисной) "пиковая" нагрузка системы электроснабжения возрастает в 1,7 раза.

- Приближение источников энергии к потребителям электро - и тепловой энергий, что сокращает потери, снижает затраты на линий электропередачи (ЛЭП), кабельных тяговых сетей и стоимости энергии, создает условия для рассредоточения резерва и использования малогабаритных тепловых станций. - Рациональность и гибкость системы питания тяговых сетей, позволяющей наиболее легко и просто выводить из нагрузки поврежденный участок и невозможностью превращения местной, локальной аварии в системную, характерную для централизованных систем, а также простотой устройства и экономической целесообразностью. - Экономия топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), т. к. генерирование электроэнергии происходит с более высоким КПД и меньшей стоимостью кВт-ч, чем на существующих электростанциях Государственной энергосистемы Украины (обычно старого поколения), а с учетом совместного производства тепла, электроэнергии и сокращения протяженности ЛЭП экономия ТЭР составляет 25...30%. - Использование накопительной энергии - реверсивных устройств для частичного или полного разделения во времени выработки и потребления энергии, с высоким КПД зарядно-разрядного цикла, быстрым включением в работу совместно с автономными базовыми многоцелевыми установками (дизель-электростанциями) существенно улучшают технико-экономические показатели энергоблоков, способствуют выравниванию графиков нагрузки системы внутреннего энергоснабжения ГЭТ, повышает ее устойчивость, живучесть и надежность функционирования. Посчитано, что использование, например, каких-либо НЭ в общей энергосистеме США в 1990 г, привело бы к экономии капиталовложений на сумму 45 - 109 дол. (без учета стоимости самих НЭ). - Блочно-модульный принцип обеспечивает простое наращивание мощности, поддерживание постоянного напряжения в контактной сети UKC = 600 В, гибкое реагирование на изменение нагрузки, высокие экономичность и ремонтопригодность.

Реализация системы децентрализованного электроснабжения ГЭТ позволит обеспечить бесперебойность и стабильность электро - и теплоснабжения, значительную (до 30%) экономию энергоносителей, существенное сокращение эксплуатационных затрат за счет снятия части нагрузок с тяговых подстанций, снижение вероятностей больших аварий.

Структура системы децентрализованного энергоснабжения (СДЭС) ГЭТ имеет базисное энергопитание частью дизель-электростанций и "пиковое" энергопитание резервными дизель электростанциями. Каждая дизель-электростанция представляет собой энергетический модуль (ЭМ).

Таким образом, СДЭС представляет собой сеть распределенных источников автономного электропитания - ЭМ, на базе дизель-генераторов, выпускаемых ГП "ЗиМ" с использованием бросового тепла для отопления и горячего водоснабжения.

Цель работы - создание системы децентрализованного внутреннего энергоснабжения ГЭТ с высокими техник-экономическими характеристиками по экономичности, живучести, надежности, обеспечивающей снижение себестоимости перевозок, на базе отечественного автономного электрогенерирующего оборудования.

Имеющийся научно-технический задел в области малой децентрализованной энергетики научно-технического предприятия "Конструкторское бюро среднеоборотных двигателей" (НТП КБСД) Государственного предприятия "Завод имени Малышева" (ГП "ЗиМ"), Харьковского Государственного Политехнического университета (ХГПУ), НИИ ИНПО "Электротяжмаш" (НИИ и НПО "ЭТМ"), Харьковской государственной академии городского хозяйства" (ХГАГХ), Производственного объединения "Харьковский электромеханический завод" (ПО "ХЭМЗ"), с участием Харьковского завода электротранспорта (ХЗЭТ) и Харьковского Государственного предприятия "Горэлектротранс", а также проведенный комплекс научно-исследовательских, опытно-конструкторских и экспериментальных работ, технико-экономических расчетов подтверждает экономическую целесообразность и техническую возможность создания системы децентрализованного энергоснабжения ГЭТ, обеспечивающее надежное, гарантированное электро - и теплоснабжение ГЭТ, обеспечивающее надежное, гарантированное электро - и теплоснабжение ГЭТ, стабильность напряжения контактной сети, значительную экономию эксплуатационных затрат дефицитных материалов и, в конечном итоге, снижение себестоимости перевозок и повышения эффективности работы ГЭТ.

Все разработки и поставки находятся в г. Харькове, при реализации этого проекта будет использоваться технология электро-, энер-го - и транспортного машиностроения Украины, материалы и комплектующие предприятий Украины.

Технико-экономический анализ объемов финансирования и сроки исполнения.

1) Разработка исходных технических требований к системе децентрализованного энергоснабжения ГЭТ (СДЭС ГЭТ).

Разработка технологического задания на СДЭС ГЭТ.

Выбор участка энергоснабжения и разработка технико-экономического обоснования.

10 специалистов высокой квалификации с месячной зарплатой 180 грн. - 6 месяцев. 10,8 тыс. грн. июнь 1999г, 2) Разработка эскизного проекта СДЭС ГЭТ.

Разработка рациональной структуры, технические решения, расч. сравнение вариантов.

20 специалистов высокой квалификации с месячной зарплатой 180 грн. - 6 месяцев. 21,60 тыс. грн., декабрь 1999г. 3) Разработка технического проекта СДЭС ГЭТ. Расчеты, принципиальные решения по основным узлам и системам, компоновка энергетического модуля. 25 специалистов с месячной зарплатой 120 грн. - 6 мес. 180 тыс. грн., июнь 1999 г. 4) Разработка рабочей конструкторско-технологической документации на опытный образец энергетического модуля (ЭМ). 20 специалистов с месячной зарплатой 100 грн. - 4 мес. 80 тыс. грн., октябрь 1999 год. 5) Затраты на выплату составляют:

ЗЗ. п. = 10,80 + 21,60 + 18,00 + 80,0 = 58,40 тыс. грн.

6) Стоимость научно-технической продукции

ЦНтп = ЗЗ. п. (1,52 + 1,5 + 0,2 + 1,25) = 5840 - 4,47 = 261,04 тыс. грн.

Где:

1,52 - коэффициент учитывающий отчисления в соц. страх, 1,5 - накладные расходы; 0,2 - прибыль; 1,25 - услуги сторонних организаций. 7) Изготовление 2-х опытных образцов энергетического модуля 627,30 тыс. грн., - 6 мес. апрель 2000 год. 8) Стендовые (заводские) доводочные испытания ЭМ (принимаем равной стоимости 1 газо-часа в течение 50 часов) 196 тыс. грн. 4 мес. август 2000 г. 9) Эксплуатационные испытания энергомудулей на выбранном участке энергоснабжения. Моделирование, по результатам испытаний, работы развернутой с ДЭС. Уточнение параметров и структуры СДЭС. Корректировка документации. 330 тыс. крб., 4 мес. декабрь 2001 г.

ИТОГО: 940,94 тыс. грн.

Распределение средств по годам:

1999г. -144,8 тыс. грн. 2000г. -325,3 тыс. грн. 2001г. -470,8 тыс. грн.

ИТОГО: 940,9 тыс. грн.

Сроки окупаемости капитальных вложений при создании опытной системы децентрализованной энергоснабжения ГЭТ.

Как было показано выше, система децентрализованного энергоснабжения позволяет: оставить под базисной нагрузкой часть дизель-электростанций с включением в нагрузку "пиковых" дизель-электростанций в часы "пик", существенно уменьшить протяженность кабельных сетей и отсасывающих кабелей постоянного токов утечки, обеспечить гарантированное энергоснабжение и стабильность напряжений в контактной сети.

Анализ работы ГЭТ (трамваев и троллейбусов) показывает, что "пиковые" нагрузки общей продолжительностью около б часов, определяются колебаниями веса подвижного состава за счет наполняемости, в среднем в 1,3 раза и изменениями его количества на линиях, которое увеличивается также, в среднем, на 30% (ив 1,3 раза).

Мощность пиковых нагрузок превосходит мощность провалов, где-то в 1,3 раза.

Разница в потреблении электроэнергии парком подвижного состава ГЭТ городского Электротранспорта, как, например, Харьков, взятого за основу для расчетов, в часы "пик" и провалов нагрузки, составляет, в среднем, 1,7 раза. Таким образом, если принять в качестве базисной единицы, нагрузку в период провалов, то общая нагрузка будет составлять 2,7 базисных единицы.

По данным ХКП "ГЭТ", условная единица подвижного состава (в парке 462 трамваев и 365 троллейбусов, всего 827 единиц) расходует в месяц 12700 кВт-ч электроэнергии (ЭЭ), при месячной наработке порядка 360 часов, в сутки - 423 и 12 часов.

Усредненная условная мощность единицы подвижного состава (ЕПС) будет равна:

РСр. уст. ЕПС = (462 - 180 + 365 - 110)/827 = 149,1 кВт;

Где: 462 и 180 -- количество трамваев и суммарная мощность тяговых двигателей секции трамвая,

365 и 110 -- аналогично для троллейбуса.

Среднеэксплуатационная мощность ЕПС составит:

РСр. уст. ЕПС = WСут. ЕПС / оСут. = 423 кВт-ч / 12 ч. = 35,3 кВт

Где: WCyт. ЕПС -- суточное потребление ЕПС электроэнергии, равное 423 кВт-ч;

ОСут. - суточная наработка ЕПС электроэнергии, равная, в среднем, 12 час.

Среднеэксплуатационный коэффициент использования мощности условн. единицы подвижного сотава:

КСр. экс. = 35,3 кВт/149,1 = 0,2366, что говорит о низком использовании мощности ЕПС.

За сутки единица базисной нагрузки составит:

423 / 2,7 = 156,7 кВт, т. е. в периоды провалов ЕПС расходует в сутки 156,7 кВт-ч, а в часы "пик" 433-156,7 = 266,3 кВт-ч, что и показано на графике, рис. 3.4.

А и В - утренние и вечерние часы "пик"

Б - базисная нагрузка в периоды повалов

За сутки базисная нагрузка парка подвижного состава трамвая, троллейбуса г. Харькова, по данным расхода электроэнергии ХКП "Горэлектротранс", в среднем, составит:

WCyт Баз = 156,7 оо 827 единиц = 129590,9 кВт-ч,

"пиковая" -- WCyт Пик = 266,3 о 827 = 220230,1 кВт-ч.

Весь парк ПС ХТТУ в сутки расходует 827 ед. а 423 кВт-ч = 349821 кВт в год 827 ед. о 423: 365 = 127,685 оо 106 кВт-ч.

Суммарная средняя "пиковая" мощность будет равна (по данным расхода электроэнергии ХКП "Горэлектротранс").

РСр. пик. = WCyт. Пик /ооПик. = 220230,1 кВт-ч. / 6 ч. = 36705 кВт

Суммарная средняя базисная мощность (по данным расхода электроэнергии)

РСр. Баз. = WCyт. Баз./оо6aз = 129590,9 / 6 = 21598,5 кВт-ч

Анализ результатов тяговых расчетов с варьированием по скорости 15 км/ч, 20 км/ч, 25 км/ч, 30 км/ч, 35 км/ч при нормальном (5 чел/м2) и максимальном заполнении (10 чел/м2) салона, с идентификацией по средней мощности условной единицы подвижного состава (ЕПС), позволили определить адекватную среднюю скорость на участках между остановками, которая составила 25 .... 27 км/ч, что близко к ходовой скорости, равной 25...30 км/ч.

Это дало возможность определить средние мощности трамвая и троллейбуса в периоды провалов нагрузки (номинальное заполнение салонов) с учетом расхода мощности на собственные нужды и отопление подвижного состава, которые составили:

Трамвай (типа Т-3)	Троллейбус (типа ЗиУ-9)
Провалы нагрузки: РСр. ном, кВт	37,6	26
"Пиковые" нагрузки: РСр. макс, кВт	44,1	28,71
Средняя мощность за периоды провалов и "пика" нагрузок: РСр. трам, кВт	40,8	27,4

Определенная по этим значениям средне-эксплуатационная мощность ЕПС ГЭТ будет:

РСр. экспл. ЭПС = (NТрам. РСр. Трам + NТрол. РСр. трол.) / (трам. + трол) = (462 - 40,8 + 365 - 27,4) / 827 = 35 кВт.

Где: NТрам и NТрол - количество трамваев и троллейбусов в парке ПС ХТТУ.

Это значение соответствует значению РСр. экспл. ЕПС, определенной по фактическим расходам электроэнергии и равной 35,5 кВт, что указывает на высокую достоверность расчета.

Средний эксплуатационный коэффициент использования мощности трамвая КСр. экспл. трам = 40,8/180 = 0,127, троллейбуса КСр. экспл. трол = 27,4 / 110 = 0,249. Суммарная средняя пиковая мощность (исходим из худшего случая, когда весь ПС находится в режиме тяги), определенная по значениям

РСр. макс. = (462 - 44,1 + 365 - 28,71) / (0,9 - 0,95) = 36096, что совпадает и с определенной по расходу электроэнергии, мощности, равной 36705 кВт. Это 1,7 единицы базисной мощности, тогда единица базисной мощности составит: 36096,6/1,7 = 21233,3 кВт. Эта же мощность должна быть равной суммарной мощности в период провалов нагрузки, определенная по данным РСр. ном трамвая и троллейбуса, т. е.

РСр. ном. = (462 - 37,6 + 365 - 26) / (0,9 - 0,95 - 1,4) = 22432,7 ,

Где 1,4 - коэффициент уменьшения количества подвижного состава в период провалов нагрузки. Ошибка в определении этими методами РСр. ном. составляет 5,3%, что удовлетворяет точности укрупненных расчетов.

Суммарная установочная мощность парка подвижного состава ХКП "Горэлектротранс" равна:

РУст. парка = 462 - 180 + 365 - 110 = 123310 кВт.

Для определения количества дизель-генераторов, необходимых для покрытия "пиковой" мощности, принимаем для расчета "пиковую" мощность, т. е. мощность в периоды "пика" нагрузок, равной 36096,6

КВт, тогда количество дизель-генераторов при отборе мощности 1500 кВт (с 6% запасом) будет:

ПД/г = 36096,6 кВт / 1500 кВт = 24,06 шт.

Принимаем 24 шт.

Номинальная мощность д/г 17ГД100А составляет 1600 кВт и гарантированный запас мощности будет обеспечен.

Годовой средний базисный расход электроэнергии парком ПС будет:

W6aз. ср. год = 156,7 кВт-ч - 365 - 827 ед. = 47,31 - 106 кВт-ч

Это количество электроэнергии произведут 14,4 дизель-генераторов, работая в сутки по 6 часов с мощностью 1500 кВт. Принимаем для расчета 15 дизель-генераторов.

Расход природного газа будет: 15 - 6 - 365 - 450 = 14,783 - 106 м3/год.

Годовой средний "пиковый" расход электроэнергии парком ПС ХТТУ:

WCp. пик. год = 266,3 - 365 - 827 ед. = 80,384 - 106 кВт-ч

Это количество электроэнергии произведут 24 дизель-генераторов, работая в сутки по 6 часов с мощностью 1530 кВт и расходуя при этом количество природного газа 24 - 6 - 365 - 450 = 23,65 - 106 м3. Общее количество природного газа за год 14,783 + 23 = 38,43 - 106 м3.

При работе дизель-генераторов количество тепловой энергии практически равно количеству электрической энергии, поэтому количество выработанного тепла в виде горячей воды с температурой 80....90°С и расходом 170 м3/ч (одним дизель-генератором) составит аналогично

109822 - 106 ккал, что покрывает годовую потребность ХКП "Горэлектротранс" в тепле. В расчете принимаем значение 99244,8 Гкал.

Это и будет экономией.

Цена 1 кВт-ч, произведенного на дизель-генераторах, работающих на природном газе, стоимостью за 1000 м3 - 0,144 грн., и расходующими 450м3/ч. каждым, будет

ЦКВт-ч = (ЦПрир. газа - 860) / (QH - оАВ - оГен) = (14400 - 860) / (8000 - 0,36 - 0,96) = 0,448 грн.

Где: ЦПрир. газа = Цена 1 м3 природного газа - 1,44 грн. QH - низшая теплоотводность 1 м3 природного газа, равная 8000 ккал

ОАВ - КПД дизеля, равное 0,36

ОГен - КПД генератора, равное 0,96

С учетом затрат на обслуживание, стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, произведенного на дизель-генераторах (ДГ) принимаем 0,5 грн., тогда годовая стоимость всей произведенной на ДГ электроэнергии составит:

ЦДГ = WAз - ЦКВт-ч = 127,7 - 106 - 0,5 = 638,5 - 105 грн.

В случае потребления этой электроэнергии ХКП "Горэлектротранс" от Государственной энергетической компании по цене за 1 кВт-ч 0,7405 грн., ее бы стоимость составила:

ЦОбщ = WRoд - ЦКВт-ч = 127,7 - 106 - 0,7405 грн. = 638,5 - 105 грн.

Экономия средств составит:

ЭЭл = (945,5 - 638,5) - 105 = 307 - 105 грн.

Годовое потребление тепла в ХКП "Горэлектротранс" составляет 99244,8 Гкал, при цене за 1 Гкал отпускаемого ГЭК и равной 8,296 - 105 грн.

Cтоимость тепла за год составляла бы 99244,8 - 8,296 - 105 = 829,6 - 105 грн.

Так как это тепло производится попутно с электроэнергией дизель-генераторами, то это и будет экономией.

Для производства этого тепла потребовалось бы:

(99244,8 - 106 ккал) / (8000 ккал/м3 - 0,8) = 15,5 - 106 м3 природного газа в год.

Общая экономия по электроэнергии и тепла составит:

Э = ЭЭЛ + ЭТеп = 307 - 106 грн. + 832,3 - 105 грн. = 1130,3 - 105 грн.

Стоимость 24 дизель-генераторов составит (при цене 2,6 млн. грн., за 1 ДГ):

ЦДГТ = 24 - 26 = 6,24 млн. грн.

С учетом установки, монтажа по данным дизельного производства, стоимость будет порядка 8,7 млн. грн.

С учетом затрат на НИОКР это будет:

ЦДГ = ЦДГТ + ЦНиокр = (870 + 964,0948) - 105 грн.

Срок окупаемости составит:

Т = ЦДГ/ Э = 964,0948 / 1130,3 = 0,853 года.

Данные срока окупаемости свидетельствуют о технической целесообразности и высокой экономической эффективности автономной системы децентрализованного энергоснабжения городского электрического транспорта.

При определении срока окупаемости были учтены затраты на электроэнергию и тепло.

С учетом всех составляющих затрат, а также надежности, экономии материалов, срок окупаемости будет меньше, а экономия выше.

Необходимое финансирование с учетом начислений для внесения в тематическую карту по годам составит:

1999 год - 144,8 тыс. грн. 2000 год - 325,3 тыс. грн. 2000 год - 470,8 тыс. грн.

ИТОГО: 940,9 тыс. грн.

Расчет на использование децентрализованных энергоустановок в ХКП "Горэлектротранс" в Салтовском трамвайном депо, троллейбусном депо № 2, 3.

- на тягу: 23,0939 млн. кВт-ч/год; - на ПРН: 0,5396 млн. кВт-ч/год; - суммарное: 23,6335 млн. кВт-ч/год.

- на тягу: 15,25794 млн. кВт-ч/год; - на ПРН: 0,45799 млн. кВт-ч/год; - суммарное: 15,71593 млн. кВт-ч/год.

- на тягу: 14,9394 млн, кВт-ч/год; - на ПРН: 0,44328 млн. кВт-ч/год; - суммарное: 15,38268 млн. кВт-ч/год.

Фактические данные за 1998 год:

2.1 ) Салтовское трамвайное депо: 16649 Гкал/год = 19,363 млн. кВт-ч/год; 2.2 ) Троллейбусное депо № 2: 2615 Гкал/год = 3,041245 млн. кВт-ч/год; 2.3 ) Троллейбусное депо № 3: 3134 Гкал/год = 3,644842 млн. кВт-ч/год. 3) Технические характеристики мотор-генератора 17-ГД-100 А. 3.1 ) Общая характеристика.

Дизель-генератор (мотор генератор) типа 17 ГД-100 А выпускает ГП "Завод им. Малышева" в комплекте с газовой аппаратурой. Это позволяет ему работать как газодизель, используя природный газ и другие газы: шахтный, биогаз и т. д. При работе в номинальном режиме часовой расход природного газа (типа Шебелинского) равен: 450 м3/ч.

Мощности: электрическая -1600 КВт; тепловая -1530 кВт. Среднее число часов работы в году - 6000.

3.2 ) Годовая выработка электрической и тепловой энергии одним мотор-генератором в течении 6000 часов (года): 3.2.1. Электрической энергии:

WЭл, год = 160 6000 = 9,6 млн. кВт-ч/год;

3.2.2. тепловой энергии:

QТ, год = 1530 6000 = 9,18 млн. кВт-ч/год.

4) Количество мотор-генераторов для установки на объектах: 4.1 ) Салтовское трамвайное депо-покрытие электрической нагрузки может быть обеспечено работой 3-х мотор-генераторов типа 17-ГДЮОА за 6000 часов: 28,8 млн. кВт-ч/год.

Резерв (остаток) выработанной электроэнергии:

WPeз, с = 28,8 - 23,6335 = 5,1665 млн. кВт-ч/год;

Выработка тепла 3-мя мотор-генераторами за 6000 часов работы;

27,54 млн. кВт-ч/год.

Резерв (остаток) по тепловой энергии:

QPeз, с = 27,54 - 19,363 = 8,177 млн. кВт-ч/год.

- покрытие электропотребления обеспечат 2 мотор-генератора, вырабатывающие за 6000 ч электроэнергии: 19,2 млн. кВт-ч/год. Резерв по выработке электроэнергии:

WЭл, Рез, Трл. 2 = 19,2 - 15,71593 = 3,48407 млн. кВт-ч/год;

Выработка тепла 2-мя мотор-генераторами за 6000 часов работы: 18,36 млн. кВт-ч/год.

Резерв (остаток) по тепловой энергии:

QТепл, Рез. Трл.2 = 18,36 - 3,041245 = 15,318755 млн. кВт-ч/год.

4.3 ) Троллейбусное депо № 3. - покрытие электропотребления обеспечат 2 мотор-генератора, вырабатывающие за 6000 ч электроэнергии: 19,2 млн. кВт-ч/год. Резерв по выработке электроэнергии:

WЭл, Рез, Трл. 3 = 19,2 - 15,38268 = 3,81732 млн. кВт-ч/год;

Выработка тепла 2-мя мотор-генераторами за 6000 часов работы: 18,36 млн. кВт-ч/год.

Резерв (остаток) по тепловой энергии:

QТепл, Рез, Трл. 3 = 18,36 - 3,644842 = 14,715158 млн. кВт-ч/год.

- Салтовское трамвайное депо: ВГ, с = 450 6000 3 = 8,1 млн. м3/год; - троллейбусное депо № 2: ВТрл. 2 = 450 6000 2 = 5,4 млн. м3/год; - троллейбусное депо № 3: ВТрл. 3 = 450 6000 2 = 5,4 млн. м3/год;

Примечание. Принимаем стоимость 1000 м3 природного газа равной 83 грн.

Стоимость природного газа по объектам:

- Салтовское трамвайное депо: СПг, С = 8,1 106 0,083 = 672300 /грн./год/; - троллейбусное депо № 2: СПг, Трл. 2 = 5,4х106 0,083 = 448200 /грн./год/; - троллейбусное депо № 3: СПг, Трл. 3 = 5,4 105 0,083 = 448200 /грн./год/; 6) Суммарные капитальные затраты (эксплуатационные затраты не учитываются) 6.1 ) Салтовское трамвайное депо:

ЗC = CМ-г + CПг. С;

ЗС = 3 700000 + 672300 = 2772000 /грн/год/.

6.2 ) Троллейбусное депо № 2: ЗТрл. 2 = 2 700000 + 448200 = 1848200 /грн/год/. 6.3 ) Троллейбусное депо № 3: ЗТрл. 3 = 2 700000 + 448200 = 1848200 /грн/год/. 7) Стоимость резервных (лишних) электроэнергии и тепла при продаже их ЖКХ города. 7.1 ) Салтовское трамвайное депо:

СЭл, Рез, С = 0,126 5,166 - 106 = 650916 /грн/год/;

СТ, Рез, С = 83 7031 = 583573 /грн/год/;

7.2 ) Троллейбусное депо № 2:

СЭл, Рез. Трл. 2 = 0,126 3,48407 - 106 = 438993 /грн/год/;

СТ, Рез, Трл. 2 = 83 (15318755 / 1163) = 1093256 /грн/год/;

7.3 ) Троллейбусное депо № 3:

СЭл, Рез, Трл. 3 = 0,126 3,81732 - 106 = 438993 /грн/год/;

СТ, Рез, Трл. 3 = 83 (14715158 / 1163) = 1050179 /грн/год/;

8) Стоимость электрической и тепловой энергий для покрытия фактических годовых нагрузок:

Похожие статьи