Файл: Изм. Лист докум. Подпись Дата Лист 2 кп. 45. 13. 03. 02. 07 Пз содержание.pdf

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
77
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Рисунок 7.2 – Среднее распределение издержек для ветропарков морского базирования
7.2 Расчѐт капиталовложений
Суммарная величина капиталовложений для ВЭС, может быть определена по формуле (7.1)
(7.1) где
– капитальные затраты на покупку основного оборудования ВЭС
– сопутствующие затраты
Величина капиталовложений, используемых для приобретения основного оборудования ВЭС будет определяться по сумме укрупненным показателям стоимости отдельных элементов. Учитывая данные, представленные в разделе 7.1, будет равна 9580,2 млн. руб.
Преобразуем данные сопутствующих затрат, представленные на рисунке 7.2, в ценовую эквивалентную стоимость. Результаты преобразования представлены в таблице 7.2 33%
Ветроустаноки
25%
Возведение морских платформ
19%
Кабели и их прокладка
2%
Установка ВЭУ
15%
Проектно- изыскательские работы, тестирования, госэкспертиза
4%
Подстанция
2%
Прочие расходы

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
78
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Таблица 7.2 – Величина дополнительных ивестиций
Описание затрат
Стоимость, тыс. рублей
Кабельные линии и их прокладка
5006000
Установка подстанции морского базирования
1264000
Проектно-изыскательские работы, авторский надзор и госэспертиза
3252000
Покупка и установка морских платформ
6086000
Установка ВЭУ
526900
Прочие затраты
526900
Таким образом, подставляя найденные значения, в выражение (7.1), получим:
7.3 Сроки окупаемости проекта
Период окупаемости представляет собой срок, рассчитанный со дня начала реализации проекта и осуществления первых инвестиционных затрат до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и объемом произведенных инвестиционных затрат приобретет положительное значение, то есть будет достигнута точка безубыточности.
Приемлемой практикой для возобновляемой энергетики принято считать проекты, срок окупаемости которых не превышает 8-10 лет.
Оценка срока окупаемости ВЭС будет осуществляться по выражению (7.2):
(7.2) где
– величина капитальных вложений в проект, тыс. руб.
– годовая выработка электроэнергии, отпуская потребителям, кВт∙ч
– стоимость одного кВт∙ч электроэнергии, согласно данным 2020 года принимается равным 4,2 руб/(кВт∙ч)
Величина возможной генерации электроэнергии, найденная в разделе 2, равна
696,9 млн. кВт∙ч. Подставив данное значение в выражение (8.2), получим

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
79
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Исходя из полученного значения срока окупаемости, можно сделать вывод, что проектирование ВЭС морского базирования в Калининградской области является экономически оправданным.

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
80
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения данной квалификационной работы были получены следующие результаты:

Произведен анализ ветропотенциала Калининградской области. По результатам проекта TACIS 2006/214-473, определена площадка для размещение ветроэнергетической станции морского базирования

По методике мультикритериального сравнения параметров, для проектируемой
ВЭС была определена оптимальная модель ветроустановки.

Проанализированы различные варианты точек подключения ВЭС к энергосистеме. Осуществлена проверка по перетокам мощности для выбранного варианта

Сформированы несколько вариантов главных схем электрических соединений и проведен расчѐт показателей надежности для каждого из вариантов схем

Для выбранной главной схемы рассчитаны токи нормальных, утяжеленных и аварийных режимов работы. Произведен расчѐт токов трехфазного короткого замыкания.

По расчѐтным условиям было выбрано электрическое оборудования ВЭС, которое было проверено на термическую и электродинамическую стойкость.

Дана оценка технико-экономическому обоснованию проекта

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
81
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Список использованной литературы
1. Статья [Электронный ресурс]: Offshore Wind technology report, 2018. Код доступа: www.energy.gov – Загл. с экрана – Яз. англ. C. 28-32 2. Филатова А.С. Оффшорная ветроэнергетика// Вестник молодежной науки
[электронный ресурс] – Тула: изд-во ТГУ. – 2018.-4с
3. Maamoun Shouman E. Global Prediction of Wind Energy Market Strategy for
Electricity Generation / E. Maamoun Shouman // IntechOpen. — 2020. — C.6-8 4. Белей В.Ф., Задорожный А.О. Ветропарки морского базирования, новейшие технологии // Морские интеллектуальные технологии. 2017. № 4 (2). C.88-92.
5. Программа соседства Литвы, Польши и Калининградской области РФ . Проект
2006/122 «Перспективы развития морской ветроэнергетики в акваториях
Литвы, Польши и Калининградской области»//Проспект/Код доступа: http://corpi.ku.lt/power/
6. Белей В.Ф. Перспективы использования ветропотенциала в прибрежной зоне
Калининградской области / В.Ф. Белей, А.О. Задорожный // V Международный
Балтийский морской форум. — 2017. — C.250-256.
7. IEC 64100-1, Wind energy generation systems - Part 1: Design requirements, 2019 8. Vygantas B. Multi-person selection of the best wind turbine based on the multi- criteria integrated additivemultiplicative utility function / B. Vygantas, E. Zavadskas
// Journal of civil engineering and managment. — 2014. — C.590-599.
9. Leborgne R. Wind Power Integration in Southern Brazil: Steady-State Analysis / R.
Leborgne, H. Regis // Institute of Electrical and Electronics Engineers. — 2015. —
C.1-7.
10. Белей В.Ф. Оценка среднегодовой выработки электрической энергии ветроэнергетическими установками / В.Ф. Белей, А.Ю. Никишин // Известия
КГТУ. — 2010. — № 18. — C.171-174.
11. Schachner J. Power connection for offshore wind farm / J. Schachner . —
Netherlands: Section Wind Energy Delft University of Technology, 2004. — 78 с.
12. Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций. – Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». – 2007 –20 с.

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
82
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
13. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.
14. Схемы и программы развития Калининградской области на 2020-2024 15. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35кВ – 750кВ типовые решения. – Стандарт организации ОАО
«ФСК ЕЭС». – 2008. – 132 с.
16. СТО 56947007-29.240.30.047-2010. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35кВ – 750кВ. – Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». – 2010. – 128 с
17. Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. –
М.: Энергоиздат, 1982. – 400 с.
18. Секретарев Ю.А. Надежность электроснабжения: учеб. пособие. –Новосибирск:
Изд-во НГТУ, 2010. –104 с.
19. Electrical collector system options for large offshore wind farms / G. Quinonez-
Varela, G.W. Ault, O. Anaya-Lara, J.R. McDonald // Renewable Power Generation.
— 2007. — № 1 (2). — C.107-114.
20. Ana Đ. General mathematical model for the calculation of economic cross sections of cables for wind farms collector systems / Đ. Ana , Ž. Đurišić // Renewable Power
Generation. — 2018. — № 8. — C.901-909.
21. Электронный каталог силовых кабелей для подводной прокладки, официальный сайт компании «Nexans» [Электронный ресурс]. 2012. — Режим доступа: http://prokabel.pro/public/Silovye%20kabeli%20dlya%20podvodnoi%20prokladki%
20na%20srednee%20napryajenie
22. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. — 2-е изд., стереот. — Москва.
— Издательский дом МЭИ, 2006. — 288 с.
23. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей: М.:
Энергосервис, 2003 г.

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
83
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
24. Гайсаров Р.В. Справочник по высоковольтному оборудованию электроустановок – Южно-Уральский Государственный Университет.
Энергетический факультет, 2004 г.
25. Электронный каталог комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией типа КРУЭ–СЭЩ–110, официальный сайт ЗАО «Электрощит
Самара» [Электронный ресурс]. 2018. – Режим доступа: https://www.electroshield.ru/upload/iblock/578/Elektroshchit_Katalog-RUE_SESHCH_110 26. Электронный каталог комплектных распределительных устройств типа КРУ–
СЭЩ–70–35, официальный сайт ЗАО «Электрощит Самара» [Электронный ресурс]. 2018. – Режим доступа: https://www.electroshield.ru/catalog/komplektnye- raspredelitelnye-ustroystva/kru-seshch-70-35-kv/
27. Price index for wind turbines in the U.S. from 2008 to 2019 (in million U.S. dollars per megawatt) [Электронный ресурс]. 2020. – Режим доступа: https://www.statista.com/statistics/499491/us-wind-turbine-price-index/ (Дата обращения: 15.06.2020)
28. Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Россети» Москва, 2014 –
126 с.
29. Isabel Blanco M. The economics of wind energy / M. Isabel Blanco // Renewable and
Sustainable Energy Reviews. — 2008. — № 13. — C.1372-1382.

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
84
ВКР.45.13.03.02.07 ПЗ
Разраб.
Ермолович В.С.
Провер.
Никишин А.Ю.
Руков.
Никишин А.Ю.
Н. Контр.
Сивухо М.Э.
Утв.
Белей В. Ф.
Оффшорная ВЭС
Перетоки мощности
Рисунки
Лит.
Листов
95
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16
–ЭЭ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Расчѐт перетоков мощности с использованием программного комплекса Neplan
Рисунок А1– Расчѐт перетоков мощности нормального режима в период летнего минимума нагрузок при минимальной выработке ВЭС
ПС О-10 "Зеленоградск"
110 kV
u=100,40 %
ПС О-62 "Пионерская"
110 kV
u=100,47 %
ПС О-27 "Муромская"
110 kV
u=100,08 %
ТП-5
P=1,171 MW
Q=0,805 Mvar
ТП-4
P=0,115 MW
Q=0,161 Mvar
ТП-3
P=2,955 MW
Q=1,046 Mvar
ТП-2
P=4,850 MW
Q=1,046 Mvar
L-159
P=1,980 MW
Q=-0,668 Mvar
L-120
P=1,247 MW
Q=-9,136 Mvar
ПС 110 кВ "Северная"
110 kV
u=100,00 %
Энергосистема
P=-17,687 MW
Q=19,988 Mvar
ТП-1
P=7,637 MW
Q=3,057 Mvar
L-119
P=8,901 MW
Q=-6,391 Mvar
L-167
P=4,374 MW
Q=-6,568 Mvar
L-168
P=4,371 MW
Q=-6,564 Mvar
ПС О-69 "Дунаевка"
110 kV
u=100,42 %
ТП-7
P=0,279 MW
Q=0,241 Mvar
ТП-6
P=0,558 MW
Q=0,402 Mvar
На ПС О-11
"Ленинградская"
На ПС О-1
"Центральная"
На ПС О-9
"Светлогорск"
ВЭС
P=-0,000 MW
Q=-0,000 Mvar
РУ 110 кВ
110 kV
u=100,50 %
РУ 35 кВ
35 kV
u=100,41 %
P=0,000 MW
Q=2,178 Mvar

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
85
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Рисунок А2– Расчѐт перетоков мощности нормального режима в период зимнего максимума нагрузок при минимальной выработке ВЭС
Зеленоградск
110 kV
u=100,13 %
Пионерская
110 kV
u=100,25 %
Муромская
110 kV
u=99,83 %
L-442
P=1,756 MW
Q=1,207 Mvar
L-443
P=0,167 MW
Q=0,241 Mvar
L-446
P=4,432 MW
Q=1,569 Mvar
L-447
P=7,274 MW
Q=1,569 Mvar
L-159
P=2,948 MW
Q=-0,466 Mvar
L-120
P=2,090 MW
Q=-9,078 Mvar
Северная
110 kV
u=100,00 %
F-457
P=-26,508 MW
Q=16,399 Mvar
L-459
P=11,456 MW
Q=4,586 Mvar
L-119
P=13,563 MW
Q=-4,801 Mvar
L-167
P=6,439 MW
Q=-5,594 Mvar
L-168
P=6,434 MW
Q=-5,591 Mvar
Дунаевка
110 kV
u=100,22 %
L-485
P=0,418 MW
Q=0,360 Mvar
L-486
P=0,836 MW
Q=0,603 Mvar
На ПС О-11
"Ленинградская"
На ПС О-1
"Центральная"
На ПС О-9
"Светлогорск"
SM-495
P=-0,000 MW
Q=-0,000 Mvar
B-500 110 kV
u=100,25 %
B-505 35 kV
u=100,16 %
P=0,000 MW
Q=2,167 Mvar

Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лист
86
КП.45.13.03.02.07 ПЗ
Рисунок А3 –Расчѐт перетоков мощности нормального режима в период летнего минимума нагрузок при максимальной выработке ВЭС
ПС О-10 "Зеленоградск"
110 kV
u=105,04 %
ПС О-62 "Пионерская"
110 kV
u=104,33 %
ПС О-27 "Муромская"
110 kV
u=103,00 %
ТП-5
P=1,171 MW
Q=0,805 Mvar
ТП-4
P=0,115 MW
Q=0,161 Mvar
ТП-3
P=2,955 MW
Q=1,046 Mvar
ТП-2
P=4,850 MW
Q=1,046 Mvar
L-159
P=12,488 MW
Q=2,770 Mvar
L-120
P=72,065 MW
Q=21,262 Mvar
ПС 110 кВ "Северная"
110 kV
u=100,00 %
Энергосистема
P=156,514 MW
Q=47,979 Mvar
ТП-1
P=7,637 MW
Q=3,057 Mvar
L-119
P=63,453 MW
Q=16,672 Mvar
L-167
P=47,234 MW
Q=16,566 Mvar
L-168
P=47,202 MW
Q=16,555 Mvar
ПС О-69 "Дунаевка"
110 kV
u=104,01 %
ТП-7
P=0,279 MW
Q=0,241 Mvar
ТП-6
P=0,558 MW
Q=0,402 Mvar
На ПС О-11
"Ленинградская"
На ПС О-1
"Центральная"
На ПС О-9
"Светлогорск"
ВЭС
P=-180,000 MW
Q=-56,160 Mvar
РУ 110 кВ
110 kV
u=105,65 %
РУ 35 кВ
35 kV
u=106,70 %
P=-180,000 MW
Q=-44,551 Mvar