Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Расчёт основных рабочих режимов электропередачи
Режим наименьшей передаваемой мощности
Тыс. руб
Послеаварийный режим
Синхронизационные режимы передачи
Синхронизация на шинах передающей станции
Навигация
Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи
32953
знака
3
таблицы
9
изображений
1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Технически возможные варианты выполнения электропередачи сопоставляются по приведенным народнохозяйственным затратам на её сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов, а также неучёт затрат на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду их малости по сравнению с такими затратами для участков ВЛ.
Одинаковым элементом для обоих вариантов является: схема ОРУ 220 кВ.
Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другие варианты превышают наименьшие более чем на 5%.
Приведенные затраты:
EН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений
– суммарные капиталовложения, 
– суммарные издержки, 
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
Технико-экономический расчёт для варианта №1: Капиталовложения:•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
, 
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км
МВт
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов – это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы – это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем. Приведенные затраты: 
тыс. руб.
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18–7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
, – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
МВт
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
Приведенные затраты: 
тыс. руб.
Итак, получили:
З1= 18986,8 тыс. руб.
З2= 19458,4 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
.
Разница в процентах получилась менее 5%, что говорит о примерной равноценности вариантов, но исходя из того, что в схеме 1 левая часть схемы это двухцепная линия, соответственно более надежная, чем одноцепная во второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1
Похожие работы
... ;U2/Xл1 – Р0)/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 % kз2 = (Рпр2– Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2– Рсис)/Рсис=(490∙481,88/66,82 – 580)/580 = 509 % Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале ...
... luc – программа используется для разложения матрицы на треугольные сомножители; rluc – программа, которая отвечает за решение системы уравнений. 4. Разработка адаптивной системы управления режимами электропотребления 4.1 Функции автоматизированной системы Сбор, накопление и передача информации, характеризующей режим электропотребления комбината (информация о нагрузках). Сбор, накопление ...
... 2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН № скв Тип УЭЦН Н Кпод Ндин Рпл Рзаб %в Qн Qв 934 УЭЦНA5-60-1200 1450 0,63 1385 157 50 88 75 73,3 936 УЭЦНA5 ...
... сети Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь. В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...
0 комментариев