В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1) практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико-экономический расчет только для одного варианта.
При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего варианта основывается на минимуме приведенных затрат.
, (4.13)
где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,1.2;
К - единовременные капитальные вложения, тыс. р.;
И - ежегодные издержки в тыс. р.;
У(МО) – математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс. р.
Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико - экономических расчетах его можно не учитывать.
Капитальные вложения (К) - это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.
Ежегодные эксплутационные расходы (И) (тыс.р./год.), определяются затратами на потери электроэнергии (И1), на амортизацию (ИА), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (ИЭ):
, (4.14)
Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:
, (4.15)
где Со - стоимость электроэнергии (принимаем 1,2 руб/кВт.ч) или задается преподавателем;
DWa - годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;
(4.16)
(4.17)
(4.18)
(4.19)
где tа - число часов максимальных потерь, часов;
Тм - число часов использования максимума нагрузки, часов.
Ro - расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии Ом/км [П. 7];
L - длина линии, км;
Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже: АС=70/11 - для линий напряжением 35 и 110 кВ;
АС – 240/21,6 - для линий 220 кВ;
Ежегодные амортизационные расходы определяются из:
, (4.20)
где aа - нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П.10];
Издержки на обслуживание оборудования определяются из:
, (4.21)
где aэ - нормативный коэффициент отчислений на обслуживание (%) [П.10].
Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведенные затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. у принятого варианта должно быть:
- более высокое номинальное напряжение сети для учета перспективного развития;
- меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.
Технико - экономические показатели вариантов
Таблица 4.1
| Наименование | Цена | Вариант 1 | Вариант 2 | отчисление на (aа+aэ) | ||
| оборудования | тыс.р. | Кол-во | Стоимость тыс.р. | Кол-во | Стоимость тыс.р. | амортизацию и обслуживание. |
| Трансформатор типа | ||||||
| Ячейки выключателей питающих подстанций U1= U2= ОРУ по схеме | ||||||
| U1= U2= Воздушная линия напряжением U1= U2= с проводом Итого: капитальные затраты К= Потери энергии в трансформаторах в линии. |
Таблица 4.2
| Вариант | Капитальные затраты К, тыс.р. | Ежегодные отчисления от капитальных затрат К | Потери энергии DРн, кВт. | Стоимость годовых потерь электроэнергии, Иn тыс.р./год. | Приведенные затраты З, тыс.р./год. |
