Технико – экономическое обоснование выбора целесообразного
варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района.
При проектировании систем сельского электроснабжения необходимо обеспечить выбор наиболее целесообразного, имеющего лучшие технико – экономические показатели, варианта. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты.
Приведенные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущих затрат на издержки производства и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен [4].
З = Ен × К + И, тыс. тенге (1.41)
где Ен – нормативный коэффициент эффективности принимаемый в энергетике, 0,15;
К – капиталовложения, тыс. тенге;
И – ежегодные издержки производства, тенге
Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.
Определение капитальных вложений.
Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:
К = åКл + åКп/ст + Кя + Кq, (1.42)
где åКл – суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс. тенге;
Кя – капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс. тенге;
Кд – дополнительные капиталовложения, тыс. тенге
Стоимость линий и оборудования выбирают по справочным материалам [2, 9].
Капиталовложения в линии электропередач приведены в таблице 1.8., а капитальные вложения в подстанции в таблице 1.9.
Дополнительные капитальные затраты определяют по формуле:
Кд = a × (å∆Рл + å∆Рп/ст), тыс.тенге (1.43)
где a - удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности электростанции, тенге/кВт;
å∆Рл, å∆Рп/ст – соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.
Потери мощности в линии определяется:
∆Рл = 3 × I2р × R × 10-3, тыс тенге (1.44)
где R – активное сопротивление линии, Ом;
Iр – расчетный ток линии, А.
Пример расчета. Вариант I Линия 0 –1 110 кВ Iр = 95,4; r0 = 0,43 Ом/км;
L = 50 км.
∆Рл = (3 × 62,92 × 50 × 0,43 × 10-3)/2= 127,2 кВт.
Потери мощности в линиях электропередач сведены в таблицу 1.10.
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:
∆Рт = ∆Рст× n + 
∆Рм. ном(
)2, кВт (1.45)
где ∆Рст – потери в стали трансформатора, кВт;
n – количество параллельно включенных трансформаторов;
∆Рм. ном – потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.
Пример расчета. Вариант I, п/ст “Карагайлы”
Трансформаторы ТМН – 6300/110кВ, включены 2 штуки паралельно:
∆Рт = 2 × 11,5 + 
× 44 × 
= 31,73 кВт.
Потери мощности в трансформаторных подстанциях заносятся в таблицу 1.11.
Находим дополнительные капитальные вложения по I – му варианту:
Кд=157,5×(248,9+136,5)=60,5 тыс. тенге
Таблица 1.8
Капитальные вложения линии электропередач 110 кВ.
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||||||
| Номер линии | ℓ, км | Стоимость 1 км тыс. тенге | Клi, тыс.тенге | Номер линии | ℓ, км | Стоимость 1 км тыс. тенге | Клi, тыс.тенге |
| 0 – 1 | 36,5 | 0 – 1 | 36,5 | ||||
| 1 – 2 | 36,5 | 1 – 2 | 36,5 | ||||
| 1 – 4 | 36,5 | 912,5 | 1 – 4 | 36,5 | 912,5 | ||
| 1 – 5 | 36,5 | 4 – 5 | 36,5 | 839,5 | |||
| 2 - 3 | 36,5 | 2 – 3 | 36,5 | ||||
| SКл=6095,5 тыс. тенге | SКл=5840,0 тыс. тенге |
Таблица 1.9 Капитальные вложения в подстанции
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||||
| Характеристики подстанции | Кол-во шт. | К п/ст, тыс. тенге. | Характеристики подстанции | Кол-во шт. | К п/ст, тыс. тенге |
| Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ | Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ | ||||
| Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ | Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ | ||||
| Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ | Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ | ||||
| На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ | На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ | ||||
| - | - | - | На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ | ||
| SКп/ст=7440 тыс. тенге. | SКп/ст=7590тыс. тенге. |
Таблица 1.10 Потери мощности в линиях электропередач 110 кВ
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||
| Номер линии | DРл, кВт | Номер линии | DРл, кВт |
| 0 – 1 | 198,9 | 0 – 1 | 198,9 |
| 1 – 2 | 38,1 | 1 – 2 | 38,1 |
| 1 – 4 | 2,4 | 1 – 4 | 9,3 |
| 1 – 5 | 2,7 | 4 – 5 | 2,1 |
| 2 – 3 | 6,8 | 2 – 3 | 6,8 |
| SDРл=248,9 кВт | SDРл=255,2 кВт |
Таблица 1.11 Потери мощности в трансформаторах подстанций 110/10 кВ
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||
| Трансформаторы | DРп/ст, кВт | Трансформаторы | DРп/ст, кВт |
| п/ст “Рахат” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 27,3 | п/ст “Рахат”ТМН 2500/110 кВх2шт. | 27,3 |
| п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт. | 30,8 | п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт. | 30,8 |
| п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 21,9 | п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 21,9 |
| п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 34,6 | п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 34,6 |
| п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 21,9 | п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 21,9 |
| SDРп/ст=136,5 кВт | SDРп/ст=136,5 кВт |
Результаты расчетов капитальных затрат по вариантам сведены в таблицу 1.12. Капитальные вложения в ячейки ОРУ – 110 кВ на пункте питания от энергосистемы будут величиной постоянной для вариантов I и II и составят Кя = 90 млн. тенге
Таблица 1.12.Капитальные вложения в электрическую сеть.
| Варианты | Кл, млн. тенге. | Кп/ст, млн. тенге. | Кя, млн. тенге. | Кq, млн. тенге. | åК млн. тенге |
| I | 30477,5 | 60,5 | |||
| II | 61,5 | 37301,5 |
