КАТЕГОРИИ:
АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Определение технико-экономических показателей сети
Выполнив электрические расчеты оптимального варианта ЭС и выбрав необходимые средства управления режимами напряжения и реактивной мощности, необходимо определить основные и удельные технико-экономические показатели сети: 1. Капитальные вложения на сооружение линий, подстанций и ЭС в целом. 2. Ежегодные издержки на эксплуатацию линий, подстанций и ЭС в целом. 3. Потери активной мощности и электроэнергии в проектируемой ЭС. 4. Удельные капиталовложения в ЭС. 5. Себестоимость передачи электроэнергии по ЭС. Эти показатели позволяют определить расходы денежных средств на сооружение и эксплуатацию сети, их структуру, а также оценить экономичность функционирования ЭС. В отличие от предыдущих технико-экономических расчетов подсчитывают полные затраты на всю ЭС. Уточняют затраты на ЭС в связи с возможной установкой новых устройств управления режимом и изменением предварительных проектных решений. Например, в результате подробных режимных расчетов может выявиться необходимость установки компенсирующих устройств повышенной мощности, изменения числа линий по связям, количества присоединений на высшем напряжении подстанций, ее схемы, сечений проводов, исполнения линий и др. Ежегодные эксплуатационные расходы на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание оборудования ЭС уточняют по формулам (4.44) в соответствии с капитальными затратами для ЭС. Для оценки экономической эффективности капитальных вложений в спроектированную систему электроснабжения района определяют удельные технико-экономические показатели, наиболее общими из которых для энергетического строительства являются: а) удельные капитальные вложения в электропередачи, отнесенные или к 1 кВт расчетной передаваемой мощности нагрузки линии
, (4.105)
или к 1 кВт мощности нагрузки к 1 км длины линии
; (4.106)
б) удельные капитальные вложения в подстанции, отнесенные к 1 кВ·А установленной мощности подстанции,
. (4.107)
На рис. 4.13 – 4.15 приведены зависимости удельных капиталовложений , , в линии электропередачи и подстанции различного номинального напряжения. Для линий электропередачи удельные капиталовложения (тыс. руб./кВт) возрастают с увеличением номинального напряжения (рис. 4.13). Применение более высокого номинального напряжения позволяет снизить удельные капиталовложения (коп./кВт∙км), увеличив мощность и дальность передачи электроэнергии (рис. 4.14). В основном на удельные показатели стоимости влияют мощность, напряжение, электрическая схема на высшем напряжении, типы оборудования и другие факторы. Значения снижаются при увеличении мощности подстанции (рис. 4.15). Для характеристики экономичности работы ЭС определяют относительные значения потерь активной мощности в режиме наибольших нагрузок, выраженные в процентах от суммарной активной мощности нагрузки сети и потери электроэнергии в процентах от общего количества электроэнергии, переданной через данную ЭС за год. Обычно эти величины равны 3 – 7 % [3]. С учетом допущений, указанных в п. 4.1, суммарные потери активной мощности могут быть определены как разность суммы потоков активной мощности, поступающей от источников в районную ЭС, и суммы активных нагрузок потребителей сети. При расчете потерь электроэнергии необходимо из суммарных потерь мощности выделить составляющие потерь холостого хода (потери в стали трансформаторов подстанций,накоронирование, в реакторах поперечного включения и др.) и нагрузочных потерь в продольных элементах схемы замещения (в линиях, в обмотках трансформаторов).
Потери электроэнергии на холостой ход определяют по времени работы электрооборудования в году, которое можно принять равным 8760 часам, при условии, что электрооборудование включено весь год, за исключением 2 – 3 суток планового ремонта. Нагрузочные потери электроэнергии в линиях сети и обмотках трансформаторов зависят от времени максимальных потерь τ. Тогда при одинаковом (по заданию) для всех подстанций времени использования максимальной нагрузки Тм суммарные потери электроэнергии в ЭС можно приближенно определить по формуле
. (4.107)
Стоимость потерь электроэнергии в проектируемой ЭС
, (4.108)
где β – стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии, руб./кВт∙ч. При известной величине суммарных ежегодных издержек
(4.109)
может быть определена среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт·ч электроэнергии по ЭС. Она равна отношению ежегодных издержек на ЭС к количеству полезно переданной потребителям электроэнергии:
. (4.110)
Средние значения С для электропередачи 110 – 750 кВ приведены на рис. 4.16. Величины себестоимости и удельных капитальных вложений являются достаточно показательными технико-экономическими характеристиками. Сравнение этих величин со средними значениями (рис. 4.13 – 4.16) позволяет судить о целесообразности принятых в проекте решений.
|