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 = КВЛПС, (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 14 – Исходные данные о трансформаторах на подстанциях

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.

 


Информация о работе «Проектирование электрической сети»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 65776
Количество таблиц: 21
Количество изображений: 6

Похожие работы

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 ...

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 ...

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 ...

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 ...

0 комментариев


Наверх