4.5 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Наиболее экономичный вариант внешнего электроснабжения определяем по результатам сравнения годовых приведенных затрат, которые определяются по выражению:

, тыс.руб./год , (4.35)

где – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся

суммой нормативного коэффициента эффективности Ен = 0,12, отчислений

на амортизацию Еаi, расходов на обслуживание Еоi:

=Ен+Еаi+Еоi;

=0,12+0,01+0,063=1,193.

Отчисления на амортизацию, обслуживание и текущий ремонт могут быть приняты по данным /1/;

–сумма капитальных затрат i-той группы электроприемников.

Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяем по каталогам. При этом для упрощения расчетов полагается, что капитальные вложения в СЭС производятся единовременно. Стоимость монтажа электрооборудования одинакова и поэтому ее можно не учитывать;

С_Э – стоимость годовых потерь электроэнергии по двухставочному тарифу

, (4.36)

где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии:

, (4.37)

_где - основная ставка тарифа, руб/кВтгод, = 592,30 руб/кВтгод;

- стоимость одного кВтч электроэнергии, руб/кВтч,= 0,606 руб/кВ∙ч;

К_м = ∆Р_э/∆Р_м = 0,85 – отношение потерь активной мощности предприятия

∆Р_э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максималь-

ным потерям ∆Р_м активной мощности предприятия;

 - поправочный коэффициент, = 1,05 для 35 кВ; = 1,04 для 110 кВ.

для 35 кВ руб/кВтч,

для 110 кВ руб/кВтч.

для 35 кВ ,

для 110 кВ .

У–народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения, определяется для вариантов неравноценных по надежности. Для учебного проектирования рассматриваются равнонадежные варианты и показатель У, таким образом, из расчетов исключаем. Результаты расчетов экономических показателей сводим в таблицу 4.7 и 4.8

Таблица 4.7 – Экономические показатели сети 35 кВ

Наименование оборудования	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы, тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.		Отчисления, о.е.						Затраты, тыс.руб.			Потери эл. энергии, 103кВт*ч			Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.
						Ен		Етр	Еа	Итого
Трансформатор силовой	шт	2	10000	20000		0,12		0,010	0,063	0,193	3860			624			1 847
ТРДН-32000/35
ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах	км	3	503	1509		0,12		0,004	0,028	0,152	229,4			529			1 565
Выключатель	шт	4	300	1200		0,12		0,010	0,063	0,193	231,6			-			-
ВБПЗ-35
Разъединитель	шт	16	60	960		0,12		0,010	0,063	0,193	185,3			-			-
РДЗ-1-35-1000-У1
ОПН	шт	2	14,5	29		0,12		0,010	0,063	0,193	5,6			-			-
ОПН-35У1
Трансформатор тока	шт	6	260	1560		0,12		0,010	0,063	0,193	301,1			-			-
ТФЗМ-35-У1-0,5/10Р
ИТОГО					25418								4844			1154			3413

Таблица 4.8 – Экономические показатели сети 110 кВ

Наименование оборудования	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы, тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.		Отчисления, о.е.						Затраты, тыс.руб.			Потери эл. энергии, 103кВт*ч			Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.
						Ен		Етр	Еа	Итого
Трансформатор силовой	шт	2	12000	24000		0,12		0,01	0,063	0,193	4632			736			2 156
ТРДН-32000/110
ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах	км	3	405	1215		0,12		0,004	0,028	0,152	184,7			156			456
Выключатель	шт	4	450	1800		0,12		0,01	0,063	0,193	347,4			-			-
ВГБУ-110
Разъединитель	шт	18	70	1260		0,12		0,01	0,063	0,193	243,2			-			-
РДЗ.1-110-1000Н-УХЛ1
ОПН	шт	2	30	60		0,12		0,01	0,063	0,193	11,58			-			-
ОПН-110У1-77
ЗОН	шт	2	25	50		0,12		0,01	0,063	0,193	9,65			-			-
ЗОН-35У-1У1
Трансформатор тока	шт	8	360	2880		0,12		0,01	0,063	0,193	555,9			-			-
ТФЗМ-110Б-У1-0,5/10Р/10Р
ОПН	шт	2	29	58		0,12		0,01	0,063	0,193	11,19			-			-
ОПН-110У1-56
ИТОГО					31623								6053			891			2611