Расчет энергосистемы ВЛ-110 кВ. Все режимы / Глава 5
.doc
5.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
Основные мероприятия и результаты от применения мероприятий по снижению потерь электроэнергии приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Потери мощности на подстанциях со стороны 10 кВ
|
Наименование п/ст |
|
Результат мероприятий, (МВт) |
||
|
U на ЯГРЭС 118 кВ |
U на ЯГРЭС 121 кВ с компенсацией |
U на ЯГРЭС 126 кВ с компенсацией |
||
|
|
|
|
|
|
|
Павловск |
0.03-0.114j |
0.019-0.163j |
0.015-0.179j |
0.011 |
|
Жемкон |
0.286-0.31j |
0.239-0.317j |
0.223-0.33j |
0.047 |
|
Дюпся |
0.064-0.122j |
0.059-0.128j |
0.059-0.14j |
0.005 |
|
Балыктах |
0.052-0.08j |
0.047-0.08j |
0.042-0.082j |
0.005 |
|
Хаптагай |
0.03-0.093j |
0.024-0.099j |
0.022-0.11j |
0.006 |
|
Рассолода |
0.027-0.052j |
0.022-0.049j |
0.018-0.046j |
0.005 |
|
Кэптэни |
0.039-0.092j |
0.032-0.099j |
0.026-0.111j |
0.007 |
|
Харыялах |
0.048-0.084j |
0.032-0.087j |
0.021-0.096j |
0.016 |
|
Майя |
0.294-0.846j |
0.292-0.882j |
0.291-0.942j |
0.002 |
|
Хоробут |
0.014-0.09j |
0.009-0.127j |
0.007-0.142j |
0.005 |
|
Табага-Заречье |
0.233-0.217j |
0.202-.021j |
0.157-0.203j |
0.031 |
|
Бютейдях |
0.095-0.17j |
0.076-0.157j |
0.068-0.159j |
0.019 |
|
Бэрия |
0.126-0.0084j |
0.101-0.071j |
0.082-0.061j |
0.025 |
|
Танда |
0.024-0.084j |
0.015-0.084j |
0.012-0.1j |
0.009 |
|
Техтюр |
0.026-0.106j |
0.021-0.115j |
0.02-0.128j |
0.005 |
|
Борогонцы |
0.371-0.631j |
0.361-0.643j |
0.348-0.667j |
0.01 |
|
Матта |
0.026-0.068j |
0.018-0.068j |
0.012-0.068j |
0.008 |
|
Тюнгюлю |
0.109-0.289j |
0.1-0.292j |
0.07-0.346j |
0.009 |
|
Сырдах |
0.06-0.135j |
0.058-0.142j |
0.056-0.155j |
0.002 |
|
Чепара |
0.012-0.057j |
0.007-0.062j |
0.005-0.071j |
0.005 |
|
Маралай |
0.019-0.078j |
0.014-0.084j |
0.011-0.094j |
0.005 |
|
Килэнки |
0.018-0.049j |
0.015-0.053j |
0.01-0.058j |
0.003 |
Потери
мощности со стороны питания (МВА), при
1=
1+j
1
2=
2+j
2
3=
3+j
3
1-
2
Продолжение
табл.5.1
|
Наименование |
Потери мощности со стороны питания (МВА), при |
Результат мероприятий, (МВА) |
||
|
U на ЯГРЭС 118 кВ |
U на ЯГРЭС 121 кВ с компенсацией |
U на ЯГРЭС 126 кВ с компенсацией |
||
|
|
|
|
|
|
|
Мындыгай |
0.015-0.061j |
0.009-0.067j |
0.005-0.078j |
0.006 |
|
Сулгача |
0.048-0.122j |
0.043-0.116j |
0.04-0.112j |
0.005 |
|
Мырыла |
0.026-0.088j |
0.024-0.096j |
0.024-0.111j |
0.002 |
|
Михайловка |
0.018-0.058j |
0.011-0.069j |
0.006-0.085j |
0.007 |
|
Кыйы |
0.006-0.031j |
0.004-0.036j |
0.004-0.042j |
0.002 |
|
Усть-Татта |
0.02-0.089j |
0.018-0.099j |
0.015-0.115j |
0.002 |
|
Абага |
0.016-0.045j |
0.014-0.05j |
0.014-0.06j |
0.002 |
|
Бетюнь |
0.013-0.044j |
0.011-0.053j |
0.01-0.069j |
0.002 |
|
Амга |
0.098-0.221j |
0.075-0.248j |
0.072-0.302j |
0.023 |
|
Покровка |
0.011-0.028j |
0.00883-0.031j |
0.00883-0.038j |
0.00217 |
|
Диринг |
0.021-0.071j |
0.012-0.078j |
0.009-0.087j |
0.009 |
|
Бологур |
0.033-0.053j |
0.022-0.061j |
0.021-0.077j |
0.011 |
|
Черкех |
0.011-0.064j |
0.01-0.072j |
0.009-0.077j |
0.001 |
|
Мегино-Алдан |
0.012-0.062j |
0.007-0.068j |
0.004-0.076j |
0.005 |
|
Уолба |
0.005-0.028j |
0.004-0.031j |
0.004-0.035j |
0.001 |
|
Харбалах |
0.052-0.162j |
0.051-0.175j |
0.049-0.196j |
0.001 |
|
Лыппыария |
0.115-0.099j |
0.111-0.103j |
0.107-0.109j |
0.004 |
|
Крест-Хальджай |
0.051-0.155j |
0.037-0.164j |
0.024-0.18j |
0.014 |
|
Чурапча |
0.248-0.475j |
0.235-0.494j |
0.221-0.527j |
0.013 |
|
Ытык-Кюель |
0.177-0.372j |
0.167-0.388j |
0.157-0.408j |
0.01 |
|
Арылах |
0.022-0.069j |
0.011-0.075j |
0.01-0.085j |
0.01 |
|
Усун-Кель |
0.012-0.065j |
0.011-0.072j |
0.01-0.081j |
0.001 |
|
Тумул |
0.025-0.066j |
0.024-0.063j |
0.025-0.072j |
0.001 |
|
Ожулун |
0.014-0.051j |
0.013-0.073j |
0.012-0.076j |
0.001 |
|
Суммарная разница потерь: |
0.375 |
|||
1
2
3
=
1-
2
После
повышения напряжения можно заметить,
что потери мощности со стороны питания
(ЯГРЭС) и со стороны 1-го узла любой линии
(например, Л-115, с ПС "Табага" до 1Т
ПС "Временная") значительно
уменьшаются (рис.5.1, рис.5.2).
Рис.5.1. Потери мощности со стороны питания
Рис.5.2. Потери мощности со стороны 1-го узла линии Л-115,
с ПС "Табага" до 1Т ПС "Временная".
Как видно из табл.5.1, наши мероприятия, проведенные в сетях 10 кВ, уменьшили потери мощности. Значит, установка конденсаторных батарей мощностью 0,3 МВАр и повышение напряжения на шинах 10 кВ приемных подстанций, которое не требует инвестиций, снижает потери мощности на 375 кВт.
Время использования максимальной нагрузки можно принять равным 4500 часов, что соответствует примерно 6 месяцам. Фактически они больше. Тариф за электроэнергию составляет 1,12 руб за 1 кВт*ч.
Затраты
на оплату потерь снижаются /16/:
Заводская стоимость одного кВАр конденсаторных батарей – 350 р. Соответственно 300 кВАр стоит 105 т.р. Конденсаторные батареи представляют из себя два шкафа размером 2520 х 2200 х 600 мм. Примем, что доставка этих шкафов оценивается в 40 т.р. Стоимость монтажа составляет 5 т.р. Т.е., инвестиции на установку конденсаторных батарей составляют 150 т.р.
Расчетные затраты определяются по формуле /16/:
,
где кН – нормативный коэффициент, определяемый как величина, обратная сроку окупаемости. В энергетике срок окупаемости 8 лет. Соответственно кН = 0,125; К – инвестиции; И – ежегодные издержки, складываемые из амортизационных отчислений и затрат на обслуживание. Принимаются равными от 8 до 10% от первого слагаемого /16/.
Таким образом, расчетные затраты на установку конденсаторных батарей составляют
Экономический эффект от двух последних мероприятий составляет:
Общий экономический эффект равен
В результате проведенных мероприятий общий экономический эффект составил 3.780.000 руб. в год.