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 = КВЛ+КПС, (28)
где КВЛ – 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;
КПС – капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:
КПС= КТР+ КРУS+ КПОСТ+ ККУ, (29)
где КТР – рыночная стоимость трансформаторов;
КРУS– суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;
КПОСТ – постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;
ККУ – 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:
ИРЭО=aРЭО·К, (30)
где aРЭО – 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;
Тсл – 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 ТЗ(Л) – число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);
ТГ – число часов в году;
Rтр – активное сопротивление трансформаторов;
ΔРХХ – 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
Показатель | Схема 2 | Схема 6 |
Капиталовложения в подстанции, млн. руб. | 295,8 | 491,6 |
Капиталовложения в линии, млн. руб. | 477,4 | 781,8 |
Суммарные капиталовложения, млн. руб. | 773,2 | 1273 |
Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб. | 14,18 | 10,06 |
Эксплуатационные издержки, млн. руб. | 18,31 | 30,34 |
Издержки на амортизацию, млн. руб. | 38,66 | 63,67 |
Суммарные издержки, млн. руб. | 71,15 | 104,07 |
Затраты, млн. руб. | 148,46 | 231,4 |
Себестоимость, | 3,01 | 6,21 |
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.
ПС | Сведения о трансформаторах | |||||
Rтр, Ом | Xтр, Ом | DPХ, МВт | DQХ, Мвар | Gтр, мкСм | Bтр, мкСм | |
А | 4,38 | 86,7 | 0,018 | 0,112 | 4,5 | 31 |
Б | 4,38 | 86,7 | 0,018 | 0,112 | 1,23 | 11,81 |
В | 2,54 | 55,9 | 0,025 | 0,175 | 2,7 | 19,66 |
Г | 0,87 | 22 | 0,059 | 0,41 | 2,04 | 13,23 |
Д | 0,87 | 22 | 0,059 | 0,41 | 2,04 | 13,23 |
Е | 4 | 100 | 0,082 | 0,504 | 1,44 | 8,45 |
Ж | 4 | 100 | 0,082 | 0,504 |
Таблица 15 – Исходные данные по воздушным линиям
Участок | Сведения о линиях | |||
RВЛ, Ом | XВЛ, Ом | Вij, мкСм | QCi, Мвар | |
УРП-Б | 1,62 | 9,07 | 233,3 | 5,56 |
УРП-А | 7,34 | 24,79 | 172 | 1,04 |
УРП-Е | 3,67 | 12,39 | 86 | 0,52 |
Б-Г | 7,78 | 26,24 | 182 | 1,1 |
Б-Д | 2,9 | 9,79 | 272 | 1,64 |
Г-В | 5,38 | 9,22 | 56,2 | 0,34 |
В-Д | 2,59 | 8,75 | 60,7 | 0,37 |
А-Е | 13,54 | 28,73 | 185 | 1,12 |
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.
... = 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 ...
... 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 ...
... (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 ...
... 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 ...
0 комментариев