Меню

Пример технико экономического сравнения вариантов



3.3. Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты. Это вариант, в котором потребитель получит нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности и доступной стоимости.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляются путем сравнения расчетов экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием определяется наивыгоднийший вариант с минимальными приведенными затратами. Схема электрической сети может быть определен путем применения номинальных напряжений, числом ступеней трансформации, схемой соединения подстанций и схемами электрических соединений понижающих подстанций. Сравниваемые варианты развития сети должны обеспечивать равноценный полезной отпуск электроэнергии по потребителям при заданном режиме потребления, мощности нагрузки.

Выбор номинального напряжения электрической сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели и на технические характеристики.

Так при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. В связи с этим становится очевидным важность правильность выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от ряда факторов: мощности нагрузок, удаленность от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способов регулирования напряжения.

Выбор сечения проводов и кабелей по условиям допустимого нагрева является наиболее важной задачей, имеющей первостепенное значение для надежной работы электрических сетей.

Итак, сравниваются два варианта выполнения электропередачи:

Первый вариант выполнения электропередачи:

а) строительство двух ВЛ 35 кВ «Каражота -Новая» протяженностью 12,5 км;

г) строительство ПС 35/10 кВ «Новая».

Второй вариант выполнения:

а) строительство ВЛ 35 кВ «Каражота — Новая» протяженностью 12,5 км;

б) расширение ОРУ 35 кВ ПС 35/10 кВ «Каражота»;

в) строительство ВЛ 35 кВ «Нурлы-Каражота» протяженностью 18 км;

в) расширение ПС 35 кВ «Нурлы»;

Для расчетов введем следующие допущения:

— примем, что варианты равноценны по надежности,

— капиталовложения в сеть считаются единовременными, а годовые издержки — постоянными. В этом случае оценка вариантов производится по расчетным затратам, которые определяются по выражению:

,

где -номера сравниваемых вариантов,

— нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

— капиталовложения в объекты сети,

— полные годовые отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания электрической сети,

— затраты на компенсацию потерь электроэнергии в сети.

Читайте также:  Преимущество вэжх по сравнению с методом газожидкостной хроматографии

Полные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание сети могут быть найдены по выражению:

,

где — капиталовложения вi-ый элемент сети,

— нормы амортизационных отчислений на i-ый элемент.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии для каждого варианта определяем по формуле (2.3):

,

где — переменные потери мощности, зависящие от нагрузки,

— постоянные потери мощности, независящие от нагрузки,

и – удельные затраты на компенсацию соответственно переменных и постоянных потерь, тенге/кВт-час,

и– время максимальных потерь соответственно для переменных и постоянных потерь мощности (принимаем по кривой зависимости времени максимальных потерь от времени использования максимума мощности,часов – это время работы оборудования).

По приведенным выражениям определяем расчетные затраты по каждому из сравниваемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся меньшими расчетными затратами.

Для сравнения необходимо рассчитать капитальные вложения на строительство электрических сетей и подстанций, которые определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования.

Определим капитальные вложения в первом варианте сети. Найдем капитальные затраты на две воздушные линий напряжением 35 кВ, включаемых в рассечку ВЛ 35 ПС Шелек-Каражота, на стальных опорах, в районе по гололедности III. Капитальные затраты рассчитываются по формуле

,

где — удельные капитальные затраты на строительство линии, млн.тенге.,

— длина линии, км,

— поправочный коэффициент, показывающий зависимость затрат от района строительства линии, .

Капиталовложения в подстанцию соответствует средним условиям строительства и учитывает все затраты производственного назначения. В стоимость ПС включены затраты на внешние инженерные сети в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 110-750 кВ». Также в эту сумму заложена стоимость постоянного отвода земли.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

где Ki — расчетные стоимости распределительных устройств, трансформаторов, токоограничивающих реакторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью;

ni — соответственно число единиц перечисленного оборудования;

Кпост — постоянная часть затрат по подстанции, мало зависящая от мощности подстан­ции;

ар — коэффициент, учитывающий район сооружения.

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта рассчитываются по формуле:

Проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Сравнение производим по приведенным затратам. Определим нормы ежегодныхотчислений на амортизацию , ремонт и обслуживание:

,

,

где — норма ежегодных отчислений на амортизацию,

— нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание.

Нормы ежегодных отчислений показаны в таблице 2.1

Таблица 2.1 — Нормы ежегодных отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание, в относительных единицах

Воздушные линии 35 кВ на стальных и железобетонных опорах

Читайте также:  Родина мать памятник высота сравнение

Силовое, электротехническое оборудование 35 кВ

Находим издержки на компенсацию потерь электроэнергии. По заданному значению часов, найдем время максимальных потерьчасов.

Стоимость переменных и постоянных потерь электроэнергии соответственно составляют тенге/кВт-час,тенге/кВт-час.

Определяем переменные и постоянные потери мощности. Потери в ЛЭП рассчитаны в программе “RASTR” рисунок 2.2, 2.8. Постоянные мощности находим по формуле

,

где — переменные потери в линии, МВт,

— переменные потери в трансформаторе, МВт.

,

где — потери на корону в ЛЭП, МВт,

— потери холостого хода в трансформаторе, МВт.

Находим потери на корону

,

где — потери на корону на 1 км линии.

Потери холостого хода в трансформаторе для трансформатора находим из каталожных данных. Найдем переменные потери в ЛЭП.

Рассмотрим потери в трансформаторе при одинаковом времени загрузки обмоток трансформатора. Тогда переменные потери мощности вычисляем по формуле

Источник

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:

где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.; С – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год. Так как у нас потребитель 1-ой категории, то мы не будем учитывать У.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

,

где С1 – стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторе, тыс. руб.; С23 – расходы на ремонт, амортизацию, зарплату, тыс.руб.; ра, ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, рао=8÷9%,  – стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии,  =80 коп./( кВт*ч); ΔW – потери электроэнергии, кВт*ч.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе АОДЦТН-267000/500/220.

,

где Т – продолжительность работы трансформатора, Т=8943 ч; τ – продолжительность максимальных потерь, определяется по продолжительности использования максимальной нагрузки по графику, Тмах=6200; значит, τ – 5500 ч; SН.Т.=267MBA.

,

Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:

Потери электроэнергии в трансформаторе ТДЦ – 250000/500.

,

.

Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:

Потери электроэнергии в трансформаторе АОДЦТН – 167000/500/220.

,

.

Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:

Для расчета капитальных затрат составляем таблицу, в которой будем учитывать только то оборудование, на которое отличаются варианты.

Источник

Пример технико экономического сравнения вариантов

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле

где Е – нормативный коэффициент экономической эффективности (Е=0,160);

ККТП – полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ;

ИП .К ТП – стоимость потерь электроэнергии;

Н а— норма амортизационных отчислений (На=0,035);

Читайте также:  Покрытия для сковородок сравнение

ИОБСЛ .К ТП – затраты на обслуживание.

Сравним технически возможные варианты КТП с трансформаторами:

вариант 1 2×ТМ-250;

вариант 2 2×ТМ-400;

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

где Цо – оптовая цена оборудования, руб. Определяется по региональным ценникам, тыс. руб ;

σт – коэффициент, учитывающий транспортно – заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

σс – коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы,

σ м – коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σм =0,100.

Для технико-экономического сравнения вариантов принимаем:

– оптовая цена оборудования:

для вариант 1 2×ТМ-250 — Цо = 400,000 тыс .р уб ,

– продолжительность работы трансформатора в году Т = 8760,000 ч;

– годовое число часов использования максимальной нагрузки ТМАХ = 3500,000 ч;

– потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, для трансформаторов

ТМ-250 ∆ P ХХ=0,550 кВт.

– потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, для трансформаторов для

– коэффициент загрузки трансформаторов для

Для остальных вариантов параметры приведены в табл.1.

По (2) определяем капитальные затраты:

Кн (1) = 400,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 450,000 тыс. руб.

Потери в трансформаторах, при параллельной работе, рассчитываем по формуле

где Тг – годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч ;

С – стоимость электроэнергии, кВт .ч (по среднему тарифу С = 1,960 руб /кВт × ч);

N тр — количество трансформаторов;

кз – коэффициент загрузки;

∆ P ХХ – потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

∆ P КЗ – потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

t – время максимальных потерь, ч

, ч ; (4)

где ТМАХ – годовое число часов использования максимальной нагрузки

По (4) определим время максимальных потерь:

EQ \B(0,124+\F(3500,000;10000) )\S(2)8760=1968,162 ч ,

По (3) определяем потери в трансформаторе:

Ипот.тр .(1) = 1,960 (2 · 0,550 · 8760,000 +0,800 2 · 3,700 · 1968,162∙ 1/(2)) = 37,156 тыс. руб

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле

где Кн – капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб ;

Нобсл , Нрем -нормы отчислений на ремонт и обслуживание, % (Нобсл=0,010, Нрем=0,029).

Иобсл (1) = (0,010 +0,029)∙ 450,000 = 17,550 тыс. руб

По (1) определяем приведенные затраты по вариантам:

ЗΣ(1) = (0,035+0,160)∙450,000+ 37,156+17,550 =142,456 тыс .р уб

Результаты расчётов для вариантов приведены в табл. 1.

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Источник