2. Технико-экономическое сравнение вариантов

Наивыгоднейшая схема электрической сети выбирается из 2 оставшихся вариантов путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Не будем учитывать ЗРУ, КУ, потому что они везде одни и те же. На подстанциях используем элегазовые выключатели.

Схема№1

Электрическая схема представлена на рисунке 2.

Зональные коэффициенты раны еденице, поэтому стоимость капиталовложений определяется как:

K= K’_s * K’_л + K”_s * K’_п

Где K’_s = 1,06; а K”_s = 1

Суммарная стоимость линий:

К’л=*Ко*L

где - стоимость строительства 1 км.

К₀₁ = К₀₂ = 7,84 (млн. руб.) – стоимость 1 км линий 2-1 и x-2.

К₀₃ = 5,13 (млн. руб.) - стоимость 1 км линии B-3

∑К’_л= 5,13*32,666 + 7,84*( 20 + 24,58) = 517,08 (млн. руб.)

К_л =517.08 * 1.06 = 548.1 (млн. руб.)

Стоимость подстанций:

Капиталовложения К´_{п i} (млн. руб.) в строительство i-й подстанции определяются по формуле

К´_{п i} = К_{пост i} + К_{т i} + К_{рувн i}

где К_пост – постоянная часть затрат по подстанции, принимаемая в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН; К_т – сумма расчетных стоимостей трансформаторов данной подстанции; К_рувн– стоимость распределительных устройств на стороне ВН.

К_пост1 = 105 (млн. руб.) К_т1 = 42*2 (млн. руб.)

К_пост2 = 108 (млн. руб.) К_т2 = 49*2 (млн. руб.)

К_пост3 = 52,4 (млн. руб.) К_т3 = 15,8*2 (млн. руб.)

К_рувн1 = 137 (млн. руб.) К´_п1 = 326 (млн. руб.)

К_рувн2 = 8*50 (млн. руб.) К´_п2 = 606 (млн. руб.)

К_рувн3 = 64 (млн. руб.) К´_п3 = 148 (млн. руб.)

Кп = 1080 (млн. руб.)

∑К=1628,1 (млн. руб.)

Определим издержки на эксплуатацию сети:

Ежегодные суммы отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание для линий и ежегодные суммы отчислений на амортизацию и затраты на обслуживание для подстанций.

а_Л = 0,8%, а_п/ст110 = 5,9%, а_п/ст220 = 4,9% – суммарные нормы затрат на обслуживание и отчислений на амортизацию соответственно для линий и подстанций;

Расчётная стоимость передачи электроэнергии (или удельные определённые приведённые затраты на дополнительно отпущенной электроэнергии), определяемая как

,

Где ; А – полезный отпуск электроэнергии для дополнительных потребителей (если - наибольшая активная нагрузка новых ПС, то ).

А=119*3900=464,1*10⁶ (кВтч)

Ср=58,784/464,1=0,127 руб/кВтч = 12,7 (коп/кВтч)

С_э/э = С_сбпг+С_р+С_орэ

V_субрф = 25 (млрд. кВтч) С_э/эорэ = 928 (руб/МВтч)

С_морэ = 382,194 (руб/МВтч)

С_сбгп = 58,6 (руб/МВтч)= 5,86 (коп/кВтч)

С_э/э = 5,86 + 12,7 + 168 = 186,56 (коп/кВтч) = 1,866 (руб/кВтч).

Потери:

;

где и – потери энергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки; ∆A’=∆P’∙τ, ; ∆A”=∆P’’∙8760.

Время максимальных потерь τ зависит от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика потребления активной мощности: времени использования наибольшей нагрузки подстанций вычисляется по формуле:

.

.

Значение можно принять равным 8760 ч, а значение определяем по формуле: , где – коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы, величина которого принимается из диапазона = 0.7.

t' = 3306.224

Найдем удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии

∆P_i’ = (P/U_ном)² * r0*L/n ;

∆P_x2 = (105/220)² * 10³ * 0,098*20,02/2 = 223,457 кВт;

∆P₂₁ = (46/220)² * 10³ * 0,098*24,58/2 = 52,656 кВт;

∆P_В3 = (14/110)² * 10³ * 0,249*32,67/2 = 65,885 кВт;

∆P’ = ∆P_x2 + ∆P₂₁ + ∆P_В3 = 341,998 кВт

∆P_i” = ∆P_ххi

∆P_хх1 = 50 * 2 = 100 кВт;

∆P_хх2 = 82 * 2 = 164 кВт;

∆P_хх3 = 19 * 2 = 38 кВт;

∆P” = ∆P_хх1 + ∆P_хх2 + ∆P_хх3 = 302 (кВт)

;

;

Определим приведенные затраты:

;

Т_э=n-m+/m – приведенный срок эксплуатации в течении расчетного периода n; m – срок строительства электросети, лет; t – текущий год расчетного периода

Тэ = 4 года;

Е=0,12;

Схема №4

K= K’_s * K’_л + K”_s * K’_п

Где K’_s = 1,06; а K”_s = 1

Суммарная стоимость линий:

К’л=*Ко*L

где - стоимость строительства 1 км.

К₀₃ = К₀₁ = 3,32 (млн. руб.) – стоимость 1 км линий В-3, В-1 и 1-3.

К₀₂ = 7,84 (млн. руб.) - стоимость 1 км линии х-2

∑К’_л= 7,84*20 + 3,32*( 32,666 + 13,578 + 43,616) = 455,135 (млн. руб.)

К_л =468,614 * 1.06 = 482,442 (млн. руб.)

Стоимость подстанций:

К´_{п i} = К_{пост i} + К_{т i} + К_{рувн i}

К_пост1 = 59,1 (млн. руб.) К_т1 = 27,4*2 (млн. руб.)

К_пост2 = 105 (млн. руб.) К_т2 = 49*2 (млн. руб.)

К_пост3 = 59,1 (млн. руб.) К_т3 = 15,8*2 (млн. руб.)

К_рувн1 = 99,2 (млн. руб.) К´_п1 = 213,1 (млн. руб.)

К_рувн2 = 137 (млн. руб.) К´_п2 = 340 (млн. руб.)

К_рувн3 = 99,2 (млн. руб.) К´_п3 = 189,9 (млн. руб.)

Кп = 743 (млн. руб.)

К= 1225,442 (млн. руб.)

Определим издержки на эксплуатацию сети:

Ср=44,297/464,1=0,096 руб/кВтч = 9,6 (коп/кВтч)

С_э/э = С_сбпг+С_р+С_орэ

V_субрф = 25 (млрд. кВтч) С_э/эорэ = 928 (руб/МВтч)

С_морэ = 382,194 (руб/МВтч)

С_сбгп = 58,6 (руб/МВтч)= 5,86 (коп/кВтч)

С_э/э = 5,86 + 9,6 + 168 = 183,46 (коп/кВтч) = 1,835 (руб/кВтч).

∆P_i’ = (P/U_ном)² * r0*L/n ;

∆P_В1 = (30,459/110)² * 10³ * 0,198*43,6 = 661,907 (кВт);

∆P₁₃ = (15,541/110)² * 10³ * 0,198*13,53 = 53,473 (кВт);

∆P_В3 = (29,541/110)² * 10³ * 0,198*32,67 = 466,53 (кВт);

∆P_x2 = (105/220)² * 10³ * 0,098*20,02/2 = 223,457 (кВт);

∆P’ = ∆P_В1 + ∆P₁₃ + ∆P_В3 + ∆P_x2 = 1405,367 (кВт)

∆P_i” = ∆P_ххi

∆P_хх1 = 36 * 2 = 72 кВт;

∆P_хх2 = 82 * 2 = 164 кВт; ∆P” = ∆P_хх1 + ∆P_хх2 + ∆P_хх3 = 274 кВт

∆P_хх3 = 19 * 2 = 38 кВт;

;

;

;

Определим приведенные затраты:

Выбираем схему № 4, т.к. она имеет меньшие приведенные затраты.