- •3.Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
- •3. 1. Определение числа и мощности трансформаторов собственных нужд.
- •3. 2. Определение числа присоединений в каждом из ру для 2-ух вариантов схем выдачи электрической энергии.
- •3. 3. Выбор схем распределительных устройств для 2-ух вариантов структурных схем выдачи электрической энергии.
- •3.4. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
3.4. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т. п.); потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах; капитальные затраты; потери энергии и приведенные затраты.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
Зi=pнКi+Иi+Yi, (3. 3)
где Кi – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е.;
рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,12 [3, стр. 20];
Иi – годовые эксплуатационные издержки, тыс. у. е.;
Yi – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. у. е.
Капиталовложения Кi определяют по укрепленным показателям стоимости элементов схем на основании таблиц 10. 14 – 10. 26 [2, стр. 562-579], причем при сравнении вариантов целесообразно исключать из расчета те капиталовложения, которые являются одинаковыми для всех вариантов.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерей энергии в трансформаторах РУ ИРУ:
И=Иа+ИРУ=(Ра+Ро)К/100+β∆Э10-5, (3. 4)
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, которые равны, соответственно, 6,3 и 2 о. е. [3, стр.21];
∆Э – потери энергии в трансформаторах, кВтч;
β – стоимость 1 кВтч потерянной энергии, равная 8·10-6 тыс. у. е. [3, стр.21].
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
, (3. 5)
где ∆Рхх – потери холостого хода трансформатора, кВт;
∆Ркз – потери короткого замыкания трансформатора, кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора, МВА;
Т – число часов работы трансформатора, которое можно принять равным 8760 час.;
- число часов максимальных потерь, значение которого определяется по рис 5. 5 [1, стр. 458] на основании числа часов использования максимальной нагрузки Тм, час.
Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
, (3. 6)
где индексами В, С, Н, обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения; величины и определяются также по соответствующему значению Тм. В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приводится величина потерь короткого замыкания для пары обмоток В-Н: ∆РкзВ-Н - и, если мощности всех трех обмоток одинаковы, то принимают: ∆РкзВ=∆РкзС=∆РкзН =0,5∆РкзВ-Н.
Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах определяются:
. (3. 7)
Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты существенно отличаются по надежности питания. Для учета этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов.
Примем число часов использования максимальной нагрузки для потребителей всех уровней напряжения Тм=8760 час., тогда на основании рис 10. 1[2, стр. 546] =4000 час.
Определим годовые потери электроэнергии в трансформаторах связи для первого варианта структурной схемы выдачи электрической энергии согласно выражениям (3. 6) и (3. 7):
Определим годовые потери электроэнергии в блочном трансформаторе согласно выражениям (3. 5):
Определим годовые потери электроэнергии в трансформаторах связи и в блочном трансформаторе для второго варианта структурной схемы выдачи электрической энергии согласно выражениям (3. 5), (3. 6) и (3. 7):
На основании укрупненных показателей стоимости электрооборудования, приведенных таблицах 10. 14 – 10. 26 [2, стр. 562-579] оценим капитальные вложения в оба варианта, результаты сведем в таблицу 3. 4. 1. Но в данную таблицу сведем только то оборудование которым отличаются оба варианта .
Таблица 3.4.1. Укрупненные показатели стоимости основного электрооборудования сравниваемых вариантов.
Оборудование |
Стоимость единицы, тыс. у. е. |
Варианты | |||||
первый |
второй | ||||||
Количество единиц, шт. |
Общая стоимость, тыс. у. е. |
Количество единиц, шт. |
Общая стоимость, тыс. у. е. | ||||
Трансформатор ТДЦ-200000/110 |
284 |
2 |
568 |
- |
- | ||
Трансформатор АТДЦТН-160000/330/110 |
220 |
2 |
440 |
1 |
220 | ||
Трансформатор ТДЦ-160000/110 |
260 |
- |
- |
2 |
520 | ||
Трансформатор ТРДНС-40000/20 |
69,6 |
- |
- |
2 |
139,2 | ||
Ячейки ОРУ 110 кВ |
33 |
1 |
33 |
|
| ||
Ячейки ОРУ 330 кВ: |
170 |
4 |
680 |
|
| ||
Итого |
|
|
1721 |
|
879,2 |
Определим приведенные затраты на основании выражений (3. 3) и (3. 4) для обоих вариантов (следует отметить, что выражение (3. 3) применимо в случае, если строительство осуществляется за один год, на самом же деле следует учитывать фактор времени):
На основании полученного результата принимаем второй вариант структурной схемы выдачи электрической энергии как наиболее экономически целесообразного.