Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6.1 Общие сведения

При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:

1)  Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.

2)  Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.

В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которые определяются по формуле:

, (27)

где Е – норматив дисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ; принимается равным 0,1;

К – капитальные вложения в рассматриваемый объект за год;

И – суммарные эксплуатационные издержки.

Капитальные вложения – это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов. Они определяются, как:

К = К_ВЛ+К_ПС, (28)

где К_ВЛ – капитальные вложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательские работы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейной арматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;

К_ПС – капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:

К_ПС= К_ТР+ К_РУS+ К_ПОСТ+ К_КУ, (29)

где К_ТР – рыночная стоимость трансформаторов;

К_РУS– суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;

К_ПОСТ – постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;

К_КУ – стоимость принятых к установке БСК.

Для технико-экономического сравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процент отчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовых показателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателей электрических сетей /11 /.

Эксплуатационные издержки включают в себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей в течение одного года.

В эксплуатационные издержки входят:

1)  Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:

И_РЭО=a_РЭО·К, (30)

где a_РЭО – нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.

2)  Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты

, (31)

где К – капиталовложения в ВЛ и ПС;

Т_сл – срок службы ВЛ и ПС.

3)  Стоимость потерь электроэнергии:

, (32)

где ΔW – потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;

– удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60.

Одинаковые элементы в схемах можно не сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению

Покажем нахождение потерь на примере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.

6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка

Определение потерь электроэнергии на обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.

С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоваться сопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по

Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:

 (33)

В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.

Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок ГЭС–Г–Д–ГЭС определим по формуле:

где Т_З(Л) – число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);

Т_Г – число часов в году;

R_тр – активное сопротивление трансформаторов;

ΔР_ХХ – потери холостого хода в трансформаторах.

Потери мощности на участках, образующих кольцо:

 (34)

Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найти потери в данном кольце.

Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.

Таблица 13 – Сравнение двух вариантов по экономическим показателям

Разница в затратах между схемами более 5%.

Из расчета видно, что схема 2 имеет преимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.

В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.

7. Расчёт установившихся режимов

7.1 Общие сведения

В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.

К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:

1.  максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;

2.  режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;

3.   послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети. Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1

Данные по выбранным трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.

Таблица 15 – Исходные данные по воздушным линиям

Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.

Похожие работы

Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ

Скачать

45048

21

7

... = 1,45 = 33,1/16=2,07 В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы. 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА   Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для ...

Проектирование электрических сетей железных дорог

Скачать

38038

2

10

... в узлах 1, а, б и перетоков мощности на отдельных участках сети. Вспомогательными являются задачи, связанные с определением параметров элементов схемы замещения электрической сети, показанной на рис.3(б). Номинальное напряжение нагрузочного и генераторного узлов полагается равными 10 кВ, а номинальное напряжение линии 220(110) кВ. Рис.3. Схема двухцепной линии с трансформаторами по ...

Выбор схемы развития районной электрической сети

Скачать

101980

40

8

... (5.2), где - ударный коэффициент, который составляет (табл.5.1). Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением  (для блоков 200МВт ...

Электрические сети и системы

Скачать

30991

19

4

... 110 78,36 110 25 ИП - а 75 110 150 220 45 а - г 50 110 112,54 220 15 II ИП - в 31 110 99,7 110 25 в - д 17,5 110 78,4 110 25 в - б 6 35 47,9 110 25   Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время ...