5. Технико-экономическое сопоставление вариантов.

В соответствии с Методическими указаниями к курсовому проектированию для технико-экономического сопоставления вариантов схемы электропитающей сети используем формулу суммарных приведённых затрат в упрощённом виде:

5.1. Определение суммарных приведенных затрат.

5.1.1. Капиталовложения в линии электропередачи.

Формула для определения капитальных затрат в линию:

К_л=αК₀L,

где α - поправочный коэффициент, учитывающий провес проводов (1,02), непрямолинейность трасс линии в горизонтальной и вертикальной проекциях (1,1), условия строительства линии (для Иркутской области 1,2). Tаким образом:

α=1,02∙1,1∙1,2=1,35.

Результаты расчётов сведены в табл. 5.1.

5.1.2. Капиталовложения в подстанционное оборудование.

Кроме конфигураций и параметров электрической сети, варианты различаются схемами понижающих подстанций в энергоузлах и составом коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ. Состав трансформаторов и схемы со стороны низкого напряжения во всех вариантах одинаковые, поэ-

тому их в сравнительных расчетах не учитывают. В таблице 5.2 приведе-

ны затраты в подстанционное оборудование для различных вариантов. Ко-

личество оборудования подстанций определено по схемам электропитаю-

щей сети согласно рис. 4.4, 4.8, 4.9.

5.1.3. Годовые издержки производства.

а) амортизационные отчисления определяются по формуле (5.3) Методи-

ческих указаний:

Из табл. 5.2 Методических указаний определяем, что для ВЛ 35 кВ на

железобетонных опорах α_{ам вл} = 2%, а силового электротехнического обо-

рудования подстанции α_{ам об} = 4,4%. С учетом этого, для каждого варианта амортизационные отчисления определяются по формуле:

И_ам=α_{ам вл}/100*К_вл+α_{ам об}/100*К_об.

К_вл берётся из табл. 5.1, К_об – из табл. 5.2.

Результаты расчётов сводятся в табл. 5.3.

б) годовые издержки на эксплуатацию оборудования определяются по формуле (5.3) Методических указаний. Эти издержки включают в себя зар-

плату персонала и стоимость запасных частей и деталей, а также оснастки для ремонта оборудования:

= ,

где = 70 руб/у.е., а N_у.е.i подсчитывается по данным табл. 5.1 и 5.2 в этой пояснительной записке и таблице 5.3 Методических указаний.

Результаты расчётов представлены в табл. 5.4 данной записки.

Таблица 5.1.

Капитальные затраты в сооружении линий.

Номер варианта	ЛЭП	Длина, км	Марка провода	Стоимость 1 км, тыс. руб.	Полная стои- мость сооруже- ния ЛЭП, тыс. руб.
1	ИП-Б двухцепная	29,15	АС-50	27,2	626,7
	ИП-В-Г двухцепная	90,08	АС-50	27,2	792,9
	ИП – Г Двухцепная	67,08	АС-50	27,2	2431,1
	ИП-Д двухцепная	56,56	АС-50	27,2	1538,4
	Итого:	-	-	-	5407,4
2	ИП-Б двухцепная	29,15	АС-50	27,2	792,9
	Г двухцепная	67,08	АС-50	27,2	1824,6
	ИП-Г-Д двухцепная	90,08	АС-50	27,2	2450,8
	Г-Д-В двухцепная	100,07	АС-50	27,2	666,4
	Итого:	-	-	-	4594
3	ИП-Б одноцепная	19,5	АС-50	27,2	325,65
	ИП-Г одноцепная	7	АС-50	27,2	116,9
	ИП-Г-В одноцепная	15,5	АС-50	27,2	258,85
	ИП-Г-В-Д одноцепная	55,5	АС-50	27,2	926,85
	Г-Д одноцепная	24,5	АС-50	27,2	409,15
	ИП-Д одноцепная	43	АС-50	27,2	718,1
	Итого:	-	-	-	2534,4

в) издержки на потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Стоимость потерь в линии определяется по формуле (5.4) Методичес-

ких указаний:

руб/год.

Таблица 5.2.

Капитальные затраты в подстанционное оборудование на стороне 35 кВ.

Номер варианта.	Вид оборудования.	Количество, шт.	Стоимость одного аппа- рата, тыс. руб.	Общая стоимость, тыс. руб.
1	Выключатели	11	5,72	62,92
	Разъединители	40	0,816	32,64
	Отделители	8	0,77	6,16
	Короткозамыкатели	10	0,82	8.2
	Итого:	-	-	108,28
2	Выключатели	16	5,72	91,52
	Разъединители	44	0,816	35,904
	Отделители	2	0,77	1,54
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,20
	Итого:	-	-	130,604
3	Выключатели	19	5,72	108,68
	Разъединители	38	0,816	31,008
	Отделители	0	0,77	0
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,20
	Итого:	-	-	139,688

Таблица 5.3.

Результаты расчётов амортизационных отчислений, тыс. руб.

Вариант № 1	Вариант № 2	Вариант № 3
Иам1 = 0,02*3631,2 +0,044* *108,28 = 77,4	Иам2 = 0,02*4039,2 + 0,044* *130,604 = 86,53	Иам3 = 0,02*2755,5 + 0,044* *781280 = 34431,4

Таблица 5.4.

Результаты расчётов издержек на эксплуатацию оборудования, тыс. руб.

Номер вари-анта	Норма у.е. по ВЛ, у.е./км	Общая длина ВЛ, км	Норма у.е. по выклю-чателям, у.е./выкл	Количество выключате- лей, шт	Норма у.е. по ОД и КЗ, у.е.	Количе- ство ОД и КЗ, шт	Суммар- ные издерж- ки, Иобi
№1	2,1	198.8	32,2	11	19,3	8	53,39
№2	2,1	168.9	32,2	16	19,3	2	62,97
№3	2,6	192	32,2	19	19,3	0	75,04

Результаты расчётов стоимости потерь в линиях по вариантам приведены в табл. 5.5. При этом для варианта № 3 по известным токам в линиях (см. в табл. 3.2), мощность вычисляется по формуле

.

Таблица 5.5.

Результаты расчётов стоимости потерь в линиях для U_ном=35 кВ, τ_макс=2500 ч, С_пот=2,6 коп/кВтч.

Номер вари- анта	Наименование ЛЭП	Марка провода	Удельное активное сопротивление r0, Ом/ км	Длина ЛЭП lл, км	Число цепей n	Макс. мощность Sмакс л, МВт	Издержки Ипот л, тыс.руб.
1	ИП-А	АС-50	0,603	17	2	1,384	0,521
	ИП-Б	АС-50	0,603	16	2	5,05	6,528
	ИП-Г	АС-50	0,603	19	2	1,375	0,575
	ИП-Д	АС-50	0,603	29	2	3,83	6,806
	Итого	-	-	-	-	-	39,706
2	ИП-А	АС-50	0,603	17	2	6,434	11,258
	А-Б	АС-50	0,603	21	2	5,05	8,568
	ИП-Д	АС-50	0,603	20	2	5,205	8,668
	Д-Г	АС-50	0,603	35	2	1,375	1,059
	Итого	-	-	-	-	-	62,778
3	ИП-А	АС-50	0,428	17	1	2,44	3,238
	А-Б	АС-50	0,428	21	1	1,06	0,755
	ИП-Б	АС-50	0,428	16	1	4,00	5,814
	ИП-Г	АС-50	0,428	19	1	0,02	0,000
	Г-Д	АС-50	0,428	35	1	1,36	2,071
	ИП-Д	АС-50	0,428	29	1	5,19	17,740
	Итого	-	-	-	-	-	51,697

Годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах можно не учитывать при сравнении затрат в варианты электропитающей сети, так как они одинаковые для всех вариантов. Однако эти издержки определяются здесь, так как понадобятся в дальнейшем при оценке себестоимости передачи электроэнергии от источника питания до потребителя.

Годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле (5.6) Методических указаний

Обозначения переменных см. в Методических указаниях. Результаты расчетов сведены в табл. 5.6.

Таблица 5.6.

Результаты расчетов годовых издержек на потери электроэнергии в трансформаторах при С_XT=1,3коп./кВтч; С_KT=2,02 коп./кВтч; величина τ_максТ вычисляется в соответствии с формулой (4.10) Методических указаний.

Подстан- ция	Sмакс, МВА	Число трансфор- Маторов	Марка трансфор-матора	∆Pxx, кВт	∆РК3, кВт	τмаксТ, час/год	Издержки ИпотТ, тыс. руб./год
Б	3,51	2	ТМН-2500/35/0,4	4,1	23.5	4098,4	0,62
В	1.827	2	ТМН-2500/35/0,4	4,1	23.5	3090,8	1,28
Г	1,51	2	ТМН-1600/35/0,4	2,9	16,5	1501,4	0,48
Д	0.911	2	ТМН-1000/35/0,4	2,1	12.2	3521,1	0,93
Итого							4,24

Ущерб от недоотпуска потребителям, согласно (5.7) Методических указаний, равен:

У_нед = У_{нед пл.} + У_{нед ав.}.

Поскольку все варианты сети удовлетворяют критерию «n-1», т.е. при отключении в плановый ремонт любого элемента сети недоотпуск электроэнергии потребителям будет отсутствовать, то

У_{нед пл} = 0.

Следовательно, для рассматриваемых вариантов:

У_нед = У_{нед ав} = y₀ ∆Э_{нед.ав.Л},

так как выход из строя одновременно двух трансформаторов на любой из подстанций в узлах нагрузки маловероятен. Тогда допустимо применение формулы (5.9) Методических указаний:

∆Э_{нед.ав.Л} = кВтч.

Удельная повреждаемость принимается из табл. 5.4 Методических указаний для соответствующего элемента. Удельный ущерб y₀ принимается равным средневзвешенному из значений, приведенных в табл. В.4 Методических указаний

y₀ = ,

где - процент соответствующих потребителей в соответствующем узле нагрузки: А, Б и т. д.

Результаты расчетов ущербов от недоотпуска электроэнергии потреби-

телям отображены в табл. 5.7.

Особенностью расчета ущербов по вариантам является то, что в схемах № 1 и № 2 к погашениям потребителей приводит отключение двух цепей одного участка, а в схеме № 3 – определенные сочетания отключе-

ний по одной цепи на разных участках. Для схемы № 3 формула для Э_{нед ав л} приобретает вид:

.

Таблица 5.7.

Результаты расчетов ущербов от недоотпуска электроэнергии.

Номер варианта	Сочетание отключаю- щихся ЛЭП	У0, руб./кВтч	к, ч/год	к, км	, МВт	Тн макс, ч/год	У, тыс.руб
1	ИП-Б обе цепи	0,6	0,28	19,5	1,384	5600	1,8
	ИП-В Обе цепи	0,6	0,28	15,5	5,05	4700	8,7
	ИП-Г обе цепи	0,6	0,28	55,5	1,375	2900	1,5
	ИП-Д обе цепи	0,6	0,28	43	3,83	5100	10,9
	Итого		-	-	-	-	43,6
2	ИП-Б обе цепи	0,6 0,6	0,28 0,28	15,5 15,5	1,384 5,05	4000 5600	1,8 9,2
	А-Б обе цепи	0,6	0,28	7	5,05	5600	11,4
	ИП-Д обе цепи	0,6 0,6	0,28 0,28	43 43	3,83 1,375	5100 2900	7,5 1,5
	Д-Г обе цепи	0,6	0,28	24,5	1,375	2900	2,7
	Итого		-	-	-	-	69,9
3	ИП-А ИП-Б	0,6 0,6	0,7 0,7	19,5 15,5	1,384 5,05	4000 5600	0,5 2,2
	ИП-А А-Б	0,6 0,6	0,7 0,7	19,5 7	1,384	4000	0,5
	ИП-Б А-Б	0,6 0,6	0,7 0,7	15,5 7	5,05	5600	2,2
	ИП-Г ИП-Д	0,6 0,6 0,6	0,7 0,7 0,7	55,5 43 43	4,91 3,83 1,375	4700 5100 2900	4,4 2,7 0,6
	ИП-Г Г-Д	0,6 0,6	0,7 0,7	55,5 24,5	4,91	4700	4,4
	ИП-Д Г-Д	0,6 0,6	0,7 0,7	43 24,5	4,91 1,375	4700 2900	4,4 0,7
	Итого		-	-	-	-	28,6

Определив все составляющие затрат по вариантам, вычисляются суммарные приведенные затраты по каждому варианту.

Вариант № 1.

Вариант № 2.

Вариант № 3.

Таким образом, вариант № 3 является наиболее экономичным. По сравнению с вариантом № 2 он экономичнее на 34,7%, а по сравнению с вариантом № 1 – на 19,7%. Для дальнейшего рассмотрения оставляется вариант № 3.