Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Научно-технические проблемы повышения надежности и экономичности электроснабжения предприятий по добыче и переработке полезных ископаемых 8
1.1. Современные проблемы проектирования и эксплуатации систем электроснабжения предприятий по добыче и переработке полезных ископаемых 8
1.2. Уменьшение приведенной длины электрических сетей 10
1.3. Размещение источников питания 11
1.4. Повышение надежности систем электроснабжения 17
1.5. Цель и задачи диссертационной работы 18
Глава 2. Параметры электропотребления предприятий по добыче и переработке полезных ископаемых 20
2.1. Характеристики графиков узлов нагрузки НГДП
2.2. Методика оценки параметров электропотребления электроподстанций НГДП 22
2.3. Определение показателей, характеризующих зону рассеяния ЦЭН 30
2.4. Определение ориентации координатных осей, осей эллипса рассеяния и построение эллипса 33
2.5. Определение зон увеличения приведенных годовых затрат при смещении подстанции из зоны рассеяния центра электрических нагрузок 35
2.6. Определение местоположения электроподстанций с учетом динамики развития системы электроснабжения предприятий 37
2.7. Влияние зон рассеяния ЦЭН потребителей на зону рассеяния ЦЭН предприятия 40
2.8. Определение местоположений питающих подстанций в пространстве 42
Выводы к главе 2 48
Глава 3. Определение энергонасыщенных зон, распределение потребителей электроэнергии по группам, определение потерь электроэнергии в элементах СЭС 50
3.1. Определение энергонасыщенных зон при территориальном рассредоточении потребителей электроэнергии 50
3.2. Распределение потребителей электроэнергии объекта по группам 52
3.3. Зона рассеяния центра электрических нагрузок 55
3.4. Определение потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения 57
3.5. Стоимость потерь электроэнергии в линиях электропередач.. 60
3.6. Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах 61
3.7. Стоимость потерь электроэнергии в реакторах 62
3.8. Определение потерь электроэнергии в сетях напряжением 6(10) кВ 62
3.9. Определение величины потерь электрической энергии в сети напряжением 0,4 кВ 68
Выводы к главе 3 72
Глава 4. Повышение надежности и экономичности системы электроснабжения предприятий с территориально рассредоточенными потребителями электроэнергии 73
4.1. Математическая модель расчета надежности 73
4.2. Повышение надежности СЭС резервированием 80
4.3. Резервирование с восстановлением 83
4.4. Повышение надежности электроснабжения группы потребителей 86
4.5. Математическая модель СЭС при резервировании с замещением 88
4.6. Оценка повышения надежности с использованием средств АВР 90
4.7. Определение оптимального варианта системы электроснабжения 96
4.8. Оценка экономической целесообразности реконструкции СЭС 98
4.9. Мероприятия по снижению потерь электрической энергии... 99
4.10. Ущерб от перерывов электроснабжения 100
Выводы к главе 4 103
Заключение 105
Приложение 1 107
Приложение 2 109
Список использованной литературы 111
- Определение местоположения электроподстанций с учетом динамики развития системы электроснабжения предприятий
- Распределение потребителей электроэнергии объекта по группам
- Определение потерь электроэнергии в сетях напряжением 6(10) кВ
- Оценка повышения надежности с использованием средств АВР
Введение к работе
В настоящее время на горных предприятиях различных отраслей (предприятиях по добыче нефти, газа, угля и т.д.) технологические процессы извлечения и переработки полезных ископаемых характеризуются значительными затратами электрической энергии. Основными потребителями электроэнергии (ПЭ) при этом являются стационарные и передвижные установки большой единичной мощности. Как правило, эти установки относятся к потребителям первой категории по надежности и бесперебойности электроснабжения или к электроустановкам, нарушение электроснабжения которых приводит к значительным ущербам. Энергетическая составляющая в общем объеме производственных затрат указанных предприятий достигает 30% и более. В этих условиях чрезвычайную актуальность приобретают вопросы повышения надежности и экономичности их электроснабжения.
Современные предприятия по добыче и переработке твёрдых, жидких и газообразных полезных ископаемых, а также их города- спутники отличаются территориальной рассредоточенностью ПЭ, разветвленной сетью радиальных и радиально-магистральных линий электропередач (ЛЭП) и значительным числом электроподстанций (ЭПС). Затраты на сооружение ЭПС и систем ЛЭП внешнего и внутреннего электроснабжения относятся к капитальным и составляют 10% и более от капитальных затрат по предприятию. Одной из основных причин повышения затрат на сооружение и эксплуатацию систем электроснабжения (СЭС) является недостаточно обоснованный выбор числа и расположения на местности ЭПС, конфигурации и параметров ЛЭП, объема и средств устройств автоматического ввода резерва (АВР). При этом должны учитываться законы распределения и вариация нагрузок, параметры, характеризующие перемещения фронта работ и перспективы развития предприятия. Кроме того, следует учесть, что при расположении ЭПС не в центре электрических нагрузок (ЦЭН), эксплуатационные затраты, включая
затраты на оплату потерь электроэнергии, также возрастают.
Отказы СЭС на предприятиях с территориально рассредоточенными ПЭ приводят к значительному экономическому ущербу. Основной причиной отказов электроснабжения являются отказы ЛЭП внутреннего электроснабжения. Около 70-80% отказов приходится на их долю. Наиболее распространенными причинами повреждения воздушных линий являются повышенные ветровые нагрузки и гололедные отложения, вибрация и пляска проводов, ослабление механической прочности опор, грозовые перекрытия изоляции. В результате отказов ЛЭП, электроподстанций и других элементов СЭС широко применяемые схемы электроснабжения потребителей первой категории перестают удовлетворять требованиям правил устройств электроустановок даже при внешнем электроснабжении от двух независимых источников электроэнергии.
Научные положения по усовершенствованию СЭС сформулированы в работах Федорова А.А., Каменевой В.В., Абрамовича Б.Н., Шабада М.А., Friedrich Kloeppel, Gerchard Adler и др. Однако, к настоящему времени не решен комплекс вопросов, связанных с повышением уровня надежности и экономичности электроснабжения предприятий с территориально рассредоточенными потребителями электроэнергии. В этой ситуации задача по определению и обеспечению рационального уровня надежности и экономичности СЭС предприятий представляется актуальной.
Исходя из изложенного, целью работы является повышение надежности и экономичности систем передачи и распределения электроэнергии в условиях предприятий с территориально рассредоточенными потребителями электроэнергии путем установления рационального числа электроподстанций и минимизации ущербов от перерывов электроснабжения.
Идея работы заключается в рациональном объединении потребителей электроэнергии в группы в зависимости от энергонасыщенности участков территории промплощадки предприятия, от определения координат и числа
7 электроподстанций с учетом вариации координат и параметров графиков нагрузки отдельных групп потребителей во времени, а также от организации надёжного электроснабжения потребителей в экстремальных режимах средствами автоматического ввода резерва.
Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:
выявить закономерности вариации параметров графиков нагрузки энергонасыщенных зон предприятий с территориально рассредоточенными ПЭ во времени;
установить границы зон рассеяния ЦЭН и ориентацию их на генплане поверхности на основе данных о вариации статистических параметров нагрузок энергосвязанных групп с учетом перемещения фронта горных работ и перспектив развития предприятия;
выявить зависимости, позволяющие для предприятий с территориально рассредоточенными ПЭ определить рациональное число ЭПС, места их расположения и структуру системы распределительных линий, уровень их взаимосвязи и сокращения перерывов электроснабжения средствами системной автоматики;
разработать математическую модель, позволяющую определить показатели надежности СЭС с электроподстанциями с объединенными средствами АВР, системами сборных шин на стороне 6(10) кВ;
установить влияние объединения системы сборных шин ЭПС на показатели надежности СЭС.
Определение местоположения электроподстанций с учетом динамики развития системы электроснабжения предприятий
Проектирование систем электроснабжения предприятий без учета перспективы роста электрических нагрузок приводит к тому, что уже вскоре после введения предприятия в эксплуатацию, питающие и распределительные сети в определенной степени не отвечают изменившимся условиям. Многочисленные работы по анализу систем электроснабжения НГДП и ГП подтверждают это положение в полной мере [1, 37]. Принимать завышенные мощности трансформаторов, линий и другого электрооборудования с перспективой его использования через 10-15 лет нецелесообразно.
Необходимо отметить, что производить реконструкцию системы электроснабжения в условиях эксплуатации очень сложно, а иногда почти невозможно. В то же время даже незначительное изменение (увеличение) потребляемой мощности приводит к тому, что условие экономической и технической целесообразности системы электроснабжения применительно к новому, повышенному потреблению мощности нарушается. Здесь уместно сказать, что рационально реконструированная система электроснабжения окупается, как правило, в 1-2 года.
Обычно главными затруднениями при реконструкции системы электроснабжения предприятий являются: 1) необходимость изменения местоположения электроподстанций; 2) необходимость перехода на другое напряжение. Здесь рассматривается один вопрос - положение электроподстанций на территории предприятия с учетом развития системы электроснабжения. Для построения рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо уже при проектировании учитывать ее возможное развитие. Для оптимального выбора местоположения электроподстанций с учетом роста электрических нагрузок на генплан предприятия следует нанести: 1)зону рассеяния ЦЭН, соответствующую статическому состоянию системы электроснабжения предприятия; 2) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую развитию предприятия на планируемый срок (обычно 15—20 лет) без учета изменения геометрии генплана предприятия; 3)зону рассеяния ЦЭН, соответствующую перспективному развитию предприятия и росту электрических нагрузок, при условии изменения геометрии его генплана. Нанесение зон рассеяния ЦЭН на генплан проектируемого объекта позволяет не только определить местоположение электроподстанций, но и наметить их количество. Чем больше расстояние между зонами рассеяния на генплане, тем больше вероятность экономической и технической целесообразности сооружения двух и более электроподстанций. Следует отметить, что изменение геометрии генплана может привести к изменению ориентации осей симметрии эллипса рассеяния, соответствующего динамике (росту) электрических нагрузок предприятия. Как видно из рис. 2,4, оси симметрии эллипса рассеяния ЦЭН Эз для уровня нагрузок 2003 г. (с учетом изменения геометрии генплана) образуют с осями симметрии эллипсов рассеяния ЦЭН для уровня нагрузок 1990 г. Э} и уровня нагрузок 2003 г. Э2 (без учета изменения геометрии генплана) некоторый угол а. Это Рис. 2.4. Зоны рассеяния на связано с изменившейся конфигурацией территории предприятия генплана, учитывающего намеченное продвижение горных работ. На основании изложенного выше материала можно сделать следующие обобщающие выводы: 1. Распределение координат ЦЭН для предприятий по добыче и переработке полезных ископаемых подчиняется нормальному закону. Координаты ЦЭН испытывают рассеяние, которое будет различным для разных предприятий и для разных исходных условий. 2. Зона рассеяния ЦЭН в общем случае представляет собой эллипс, причем в зависимости от изменения исходных данных, генплана предприятия и т.п. соотношение полуосей эллипса может быть различным. 3. Наибольшее количество точек разброса группируется вокруг точки с координатами ах и ау; количество точек, выходящих за пределы эллипса, составляет 2—-5%. 4. Наиболее правильной постановкой задачи является определение местоположения ГПП (ГРП) с учетом динамики (развития) как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия. 2.7. Влияние зон рассеяния ЦЭН потребителей на зону рассеяния ЦЭН предприятия Методика определения зоны рассеяния центра электрических нагрузок предприятия, предполагает наличие сведений об электрических нагрузках отдельных потребителей. Однако если принять электрические нагрузки потребителей предприятия за величины, неизменные во времени, равные расчетным нагрузкам, и считать их, как это обычно делается, приложенными в одной точке - центре тяжести потребителя — это повлечет за собой значительную ошибку при построении зоны рассеяния ЦЭН предприятия. В самом деле, каждый потребитель (нефтепромысел, добычной участок) имеет свои электроустановки, каждая из которых может характеризоваться своим суточным графиком электрических нагрузок. В связи с чем для потребителя, так же как и для промышленного предприятия, в целом, нельзя говорить о центре электрических нагрузок как о стабильной точке на плане нефтепромысла, добычного участка или, соответственно, предприятия. В течение суток эта точка смещается по генплану. Применяя рассуждения, изложенные ранее, к изменению центра электрических нагрузок нефтепромысла или добычного участка, можно утверждать, что зоной рассеяния их ЦЭН также является эллипс, основные параметры которого могут быть определены в соответствии с формулами (2.20), (2.25).
Распределение потребителей электроэнергии объекта по группам
Отчетные потери электроэнергии определяются как разность потерь электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами учета и хищения электроэнергии, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.
Итак, разделение потерь на составляющие производится по различным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т.д. Для технико-экономического обоснования выбора варианта СЭС целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие, исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений. Исходя из этого критерия, отчетные потери разделяют на четыре составляющие: 1) Технические потери электроэнергии; 2) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций; 3) Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери); 4) Коммерческие потери. Каждая укрупненная составляющая имеет свою более детальную структуру. При технико-экономическом обосновании используется стоимость технических потерь электроэнергии, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимся в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Практика показывает, что достаточно учитывать технические потери в ЛЭП, реакторах и трансформаторах. Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемом варианте системы электроснабжения вычисляется по формуле: Ід.ь ІСР.І и Лпах.і - действующее, среднее и максимальное значения тока в /-той ЛЭП, A; Rjj_i - активное сопротивление /-той ЛЭП, Ом; КФЛА - коэффициент формы графика тока /-той ЛЭП; ТЛІ - число часов работы в /-той ЛЭП в год; ТПЛ.І - число часов потерь электроэнергии в z-той ЛЭП в год; со - стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, руб/кВт.ч. Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в сети напряжением 6(10) кВ являются: общее количество активной электроэнергии Wn (КВТ.Ч), поступившей в распределительную сеть за расчетный период; количество активной WA (кВт.ч) и реактивной WP (кВАр.ч) энергии, поступившей в каждую линию напряжением 6(10) кВ за расчетный период; суточные почасовые графики нагрузки 1(f) (А) на шинах головных электроподстанций для рабочих суток зимнего максимума и летнего минимума нагрузок, выбранные для контрольных замеров в расчетный период; сведения о продолжительности отключения линий в течение расчетного периода, ч; данные о фактической величине расхода электрической энергии за расчетный период (кВт.ч, %) на ее передачу и распределение. Расчет потерь электрической сети 6(10) кВ по программам на ЭВМ выполняется для каждого участка линии, отходящей от шин ЭПС до абонента. До внедрения программ расчетов потерь на ЭВМ уровень потерь электрической энергии в электрических сетях может быть определен по нижеприведенным формулам. Потери электроэнергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле где WCi - суммарные потери в линии. Потери активной и реактивной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t где Кэ - коэффициент эквивалентности сопротивления распределительной линии; RJA Х активное и реактивное сопротивления распределительной линии, Ом; t - расчетный период (за вычетом продолжительности отключения линии), ч; ІЩІП, /max - соответственно минимальное и максимальное значение нагрузки на головном участке линии, взятые из суточных графиков нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся на период контрольных замеров, А; р - коэффициент формы графика нагрузки.
Определение потерь электроэнергии в сетях напряжением 6(10) кВ
Резервирование является эффективным способом повышения надежности СЭС, позволяющим создавать системы, надежность которых может быть выше надежности входящих в её состав элементов [51, 54, 55, 57].
Однако практическая реализация резервирования связана с усложнением систем, увеличением потерь электроэнергии и повышением стоимости. Эти факторы ограничивают возможности применения резервирования. Любой метод резервирования основан на принципе избыточности. Это означает, что наряду с основными единицами (системами, устройствами, элементами), выполняющими предназначенную функцию, должны быть предусмотрены резервные единицы, которые не являются функционально необходимыми, а предназначены лишь для замены соответствующих основных единиц в случае их отказа.
Резервированные системы отличаются друг от друга по способу включения резерва. Различают резервирование замещением и постоянное резервирование. В первом случае система проектируется таким образом, что при появлении отказа элемента она перестраивается и восстанавливает свою работоспособность путем исключения отказавшего элемента и обеспечения питания оставшихся элементов от резервного источника. При резервировании замещением, замещение может осуществляться автоматически или вручную. Этот способ обладает тремя основными достоинствами: регулировка входных и выходных параметров в момент отказа основного и включения резервного оборудования в большинстве случаев не требуется; резервные элементы могут находиться, до момента включения их в работу, в облегченном или ненагруженном состоянии; это сохраняет ресурс резервных элементов, повышает общую надежность системы и уменьшает расход энергии; один или несколько резервированных элементов могут быть использованы для замены любого из однотипных основных элементов. Это позволяет повышать надежность при малых затратах и незначительном увеличении габаритных размеров и объема резервируемых элементов.
При постоянном резервировании резервные элементы присоединены к основным в течение всего времени работы и находятся с ними в рабочем режиме. Постоянное включение резерва является единственно возможным в системах, где недопустим даже кратковременный перерыв в работе, необходимый для перехода с основного элемента на резервный. Системы с постоянным резервированием проектируются таким образом, чтобы отказ одного или даже нескольких элементов не влиял на ее работу. Элементы соединены постоянно, перестройка схемы при отказах не происходит, вышедший из строя элемент не отключается. Достоинство постоянного резервирования состоит в простоте и в отсутствии даже кратковременных перерывов в работе, необходимых для переключения при резервировании замещением. Основным недостатком постоянного резервирования является повышенный расход ресурса резервных элементов.
Рассмотренные методы резервирования могут быть осуществлены путем применения общего, раздельного или смешанного соединений резервных элементов [52, 55]. Общее резервирование состоит в резервировании всей системы в целом. Благодаря простоте этот способ резервирования наиболее широко распространен. При общем резервировании возможно автономное и неавтономное включение резервных систем. Автономное резервирование обычно применяется в системах наиболее ответственного назначения. Если все другие способы могут применяться как при резервировании замещением, так и при постоянном резервировании, то автономное резервирование всегда является постоянным.
Раздельное резервирование состоит в резервировании системы по отдельным участкам. Систему с общим резервированием замещением можно считать частным случаем системы с раздельным резервированием, имеющей один участок резервирования. Раздельное резервирование может быть осуществлено как в виде резервирования сравнительно крупных узлов системы, так и путем резервирования отельных ее элементов.
При смешанном резервировании в системе резервируются как отдельные узлы, так и некоторые первичные элементы.
Различают три вида условий работы резервных элементов до момента их включения в работу. Первый вид характеризуется тем, что внешние условия резерва полностью совпадают с условиями, в которых находятся рабочие элементы, поэтому этот вид резерва называется нагруженным (горячим) резервом. Ресурс резервных элементов в этом случае начинает расходоваться с момента включения в работу всей системы. Вероятность безотказной работы резервных элементов при нагруженном резерве не зависит от того, в какой момент времени она включается в работу, так как при этом законы распределения вероятностей времени ее безотказной работы остаются неизменными.
Для второго вида резерва внешние условия, воздействующие на элементы до момента их включения в работу, - облегченные. Поэтому такой вид резерва называется облегченным (теплым) резервом. Ресурс резервных элементов начинает расходоваться с момента включения всей системы в работу, однако интенсивность расхода ресурса резервной аппаратуры до момента включения ее вместо отказавшей значительно ниже, чем в обычных рабочих условиях. Вероятность безотказной работы резервных элементов за период работы системы будет зависеть как от момента включения их в работу, так и от того, насколько отличаются законы распределения вероятностей времени безотказной работы элементов в рабочих и резервных условиях.
Оценка повышения надежности с использованием средств АВР
Показатели надежности определенные для схем на (рис. 4.6) в точке А и (рис. 4.7) в точке В, при одинаковых показателях надежности для аналогичных элементов систем изображенных на схемах: шЛ = 0,37 год"1; тА = 2,1 ч; щв = 0,2 год"1; тв =1,53 ч.
Оценка показателей надежности схем электроснабжения представленных на (рис. 4.6) и (рис. 4.7), что объединение системы сборных шин на стороне 6-10 кВ ЭПС с использованием средств АВР приводит к снижению частоты отказов в 1,8 раза и уменьшению времени восстановления после отказов в 1,4 раза. Таким образом, СЭС с соединенными ЭПС значительно надежнее системы традиционного исполнения. Если подстанций и и их системы сборных шин на стороне 6-10 кВ объединить средствами АВР, то надежность электроснабжения отдельных потребителей возрастёт в ещё большой мере. Затраты на строительство дополнительных ЛЭП и АВР и их эксплуатацию скомпенсируют ущерб от нарушения электроснабжения потребителей.
Для предприятий нефтегазовой промышленности, городов и поселков характерна территориальная рассредоточенность потребителей электроэнергии. Питающих подстанции, как правило, несколько, а в системах электроснабжения многих шахт необходимо строительство дополнительных ЭПС. Соединять системы сборных шин различных ЭПС будет целесообразно, если приведенные затраты на такую СЭС меньше приведенных затрат на СЭС без соединенных электроподстанции,
Система электроснабжения выбирается на основе сопоставления нескольких вариантов, Оптимальным вариантом считается тот, для которого значение приведенных затрат наименьшее [13, 19, 29, 68]. При технико-экономических расчетах СЭС должны соблюдаться следующие условия сопоставимости вариантов: технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов; экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведется применительно к одному уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов. Каждый из рассматриваемых вариантов должен соответствовать требованиям, предъявляемым к СЭС соответствующими директивными вариантами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ. Следует иметь в виду, что при сравнении вариантов данные для технико-экономических расчетов следует брать из одного или из равнозначных справочных материалов. Для систем электроснабжения приведенные затраты определяются по формуле: где К - капитальные вложения, тыс.руб.; Еи = 0,12- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год; Сэ эксплуатационные расходы, тыс.руб./год; У- ущерб от перерывов электроснабжения, тыс.руб./год. Если срок строительства объектов СЭС превышает один год, а капитальные вложения производятся в разные сроки, то их следует привести к одному календарному году, как правило, к году ввода объекта в эксплуатацию. Например, на подстанциях трансформаторы могут устанавливаться по очереди - по мере роста электрических нагрузок. Кабели также могут прокладываться не все сразу, а по мере увеличения нагрузок. В обоих случаях капитальные затраты будут производиться в разные сроки. Если капитальные затраты производятся ежегодно в течение t лет, суммарные капитальные вложения по альтернативным вариантам определяются по формуле: где Kj - капитальные вложения за /-тый год по окончании строительства; К$ -капитальные вложения в год окончания строительства. Принятой величине Ей соответствует нормативный срок окупаемости капитальных вложений При определении стоимости ежегодных потерь электроэнергии учитываются потери электроэнергии в линиях электропередачи, силовых трансформаторах и реакторах (они рассмотрены в пунктах 3.4-3,9). Нормативные коэффициенты (нормы) отчислений на текущий ремонт и обслуживание, и на амортизацию устанавливаются соответствующим ГОСТом и приводятся в справочной литературе. Полученные по формулам (3.20) и (4.25) значения капитальных вложений и стоимости потерь электроэнергии подставляют в (4.20). В полученном результате вычислений приведенных затрат будет учтен фактор разновременности затрат при строительстве и эксплуатации рассматриваемого варианта СЭС: Приведенные выше выражения используются также при оценке экономической целесообразности реконструкции СЭС и выборе варианта реконструкции. Оценка целесообразности реконструкции СЭС производится путем сопоставления приведенных затрат на существующий (базисный) вариант и новый вариант, получаемый в результате реконструкции. Реконструкция целесообразна, если: где Кн и Сэ.н. - капитальные вложения и эксплуатационные расходы для нового варианта; Kg и Сэ,6 - капитальные вложения и эксплуатационные расходы для базисного варианта. Капитальные вложения для нового варианта определяются по формуле: где Киов - стоимость нового оборудования с учетом затрат на его установку; КДЕМ - затраты на демонтаж старого оборудования; КВОз - возрастная стоимость, учитывающая реализацию старого оборудования, не отработавшего нормативный срок службы.
