 |
1.5. Технико-экономические показатели проекта
|
|
|
|
Технико-экономические показатели (ТЭП) проектируемой электрической сети позволяют судить о техническом уровне объекта и экономичности принятых решений.
Основными ТЭП являются: К – капиталообразующие инвестиции (капиталовложения), И – эксплутационные расходы (издержки), 
- себестоимость передачи электроэнергии, 
– коэффициенты полезного действия (максимальный и средневзвешенный).
Определение капиталовложений и издержек производится аналогично тому, как было указано в разделе 2. 5, но следует учесть стоимостные показатели всех элементов сети до вторичных шин подстанций. Капиталовложения и издержки следует определять по подстанциям и ВЛ отдельно. Целесообразно все составляющие 
и 
представить в форме таблиц.
Суммарные потери активной энергии в электрических сетях любой конфигурации могут быть определены по выражению:
, (1. 30)
где 
– потери энергии в течение года в линиях и трансформаторах соответственно.
Потери энергии в линиях (без учета потерь на корону) рассчитываются по формуле [9].
, (1. 31)
где 
– суммарные потери активной мощности в ВЛ в режиме максимальных нагрузок (результаты расчета на ПЭВМ);
– средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети.
Величина определяется в зависимости от средневзвешенной величины продолжительности использования максимальной полной мощности, которая находится как
(1. 32)
где 
– активная и реактивная мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок (даны в задании);
– продолжительности использования максимальных активной и реактивной мощностей 
-го потребителя;
|
|
|
- количество потребителей;
– модуль суммарной полной мощности потребителей сети в режиме максимальных нагрузок;
;
;
(1. 33)
Потери энергии в трансформаторах подстанций могут быть определены по выражению [9]
, (1. 34)
где К – число подстанций;
– постоянные потери энергии в трансформаторах i-й подстанции, определяются по выражению
. (1. 35)
Здесь 
– потери активной мощности в режиме холостого хода в трансформаторе i- й подстанции;
– количество параллельно работающих в режиме максимальных нагрузок трансформаторов i-й подстанции;
– время работы трансформаторов i-й подстанции в течение года ( 
).
Переменные потери энергии в трансформаторах i-й подстанции могут быть определены по выражению
, (1. 36)
где 
– переменные потери мощности в трансформаторе (результаты расчета на ПЭВМ);
- время максимальных потерь.
Целесообразно оценить значение потерь электроэнергии в проектируемой сети за год в процентах по формуле
%, (1. 37)
где 
– величина электроэнергии, полученная потребителями.
(1. 38)
где 
– число нагрузок сети.
Себестоимость передачи электроэнергии 
по сети определяется по выражению
(1. 39)
Коэффициенты полезного действия определяются по выражениям:
% (1. 40)
где 
– суммарные потери активной мощности во всех элементах сети (ВЛ, трансформаторы);
%. (1. 41)
|
|
|
Район электрических нагрузок питается от одной из подстанций энергосистемы (в задании подстанция А). Для оценки нормального и послеаварийных режимов работы района нагрузок по реактивной мощности следует определить значения коэффициентов реактивной мощности на шинах подстанции А в режимах по выражению
, (1. 42)
где 
- величины активной и реактивной мощностей, передаваемых с шин источника питания в район нагрузок в расчетном режиме (с учетом потерь мощности и зарядной мощности сети).
|
|
|
