Технико-экономические расчеты

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(М_О) – 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 (И_А), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (И_Э):

, (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 t_а - 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 a_а - нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П.10];

Издержки на обслуживание оборудования определяются из:

, (4.21)

где a_э - 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.