3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи
Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
3= Ен К∑ +И∑ +У, где
Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);
К∑ - капиталовложения в сеть;
И∑ - издержки всей сети;
У – ущерб.
К∑ = Кл + Кп/ст.
Кл = Ко· ℓ, где
Ко – удельная стоимость сооружения линий,
ℓ – длина линии, км
Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч
В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0
Кору = Корувн + Корусн
Ктр- капиталовложение трансформаторов,
Кпч – постоянная часть затрат
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ, где
И∑ - издержки всей сети;
И∑.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
И∑потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.
И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст
И∑потери ээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл = ал·кл
ал – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
Ипотери ээ = Ипотери ээВЛ + И∑потери ээтр , где
И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
Схема 1
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кå вл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))· ℓ1 = 97∙630 = 43470 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр +К пч
Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.
Кпч = 6800 тыс. руб.
КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.
3) Кп/ст = Кору вн 750 +Ктр 750 + К пч 750
Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр 750 = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.
Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.
Тогда Кå = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
Иå=Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р. ГЭС + Иå а.о.р.н/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ΔWл1 = ΔР л1 τ л1·α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт
τ л1= (0,124 + Тмах./10000)2 8760
Wгод= 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106/1340 = 5528 час.
τ л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час
ΔW л1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч
Ипотери ээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙156410,8 + 1,75∙10-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:
Ипотери ээтр = ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
1) Т 750/10:
Ипотери ээтр 750/10 = 2∙10-2∙1/2∙0,8∙(1353,5./1251)2 ∙4012,59 + 1,75∙10-2∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.
2) Т 750/500/10:
Ипотери ээтр 750/500 = 2∙10-2∙1/2∙0,7∙(1353,5./1251)2∙ 4012,59 + 1,75∙10-2∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.
Ипотери ээтр Σ = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
Ипотери ээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр Σ
Ипотери ээΣ = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.
У = ω∙Тв∙(Рнб – Ррез )∙εн∙Уов
ω = 0,2∙10-2∙630 = 1,26
εн = (Рнб – Ррез )/Рнб = (1340 – 470)/1340 = 0,649
Тв = 1,7∙10-3
Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.
У = 1,26∙1,7∙10-3∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
Схема 2
З = Ен· Кå + Иå + У
Кå = К л1 + КГЭС
1) Кл1 = 2∙к0(500))· ℓ1 = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр +К пч
Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.
Ктр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.
Кпч = 2400 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.
Тогда Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
Иå=Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС
Иå а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт
Wгод = 7,408∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.
τ л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час
ΔW л1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙134298,37+ 1,75∙10-2∙75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:
Ипотери ээтр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2∙10-2∙1/2∙2(1353,5./2000)2∙4012,5+1,75∙10-2∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.
Ипотери ээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр
Ипотери ээΣ = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2
З1 = 22889,86 тыс. руб.. З2 = 14688,188 тыс. руб.
Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 – 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%
Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.
Рассчитаем параметры схемы замещения.
Линия 13АС 330/43. Сопротивления на одну цепь:Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = [1 – (0,664)2/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,664)2/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,664)2/12]∙630∙3,6∙10–6 = 2,351 ∙10–3 См
Где 0,664 = β0∙ℓ , где ℓ = 630 км и
Линия 23АС 330/43.
Сопротивления на одну цепь:
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = [1 – (0,443)2/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,443)2/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,443)2/12]∙420∙3,6∙10–6 = 1,537∙10–3 См
Где 0,443 = β0∙ℓ , где ℓ = 420 км.
... второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1 2. Расчёт основных рабочих режимов электропередачи В расчёте принимаются следующие допущения: – протяжённые участки ВЛ представляются П – образными схемами замещения с учётом поправочных коэффициентов на распределённость параметров – распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ – ...
... 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 ...
... потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Ррезерв = 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а Западной Сибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвели расчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачи требуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и ...
0 комментариев