Экономическая оценка электропитающих установок

1. Экономическая оценка электропитающих установок 1) Особенности технико-экономической оценки электропитающих сетей 2) Расчет капитальных вложений 3) Определение годовых эксплуатационных издержек 4) Определение ущерба от перерывов электроснабжения 5) Расчет основных экономических показателей проекта

2. 1) Особенности технико-экономической оценки электропитающих сетей 2) Расчет капитальных вложений • 1) Повышенное требование к надежности систем электроснабжения; • 2) Рассмотрение не менее 3-х вариантов реконструкции или строительства сетей; • 3) Значительная протяженность сетей; • 4) Учет стоимости отчуждения земли; • 5) Значительные капитальные вложения; • 6) Длительный срок службы системы электроснабжения; • 7) Большой срок окупаемости проекта.

3. Капитальные вложения в строительство новых электросетевых установок включают • затраты на изыскательные, проектные и подготовительные работы (Кпр); • стоимость оборудования (Ко); • стоимость строительно-монтажных работ, включающих транспортные расходы и затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов (Км.н); • стоимость отчуждения земли и затраты на переустройство других объектов (Ко.з): Если проектом предусмотрена реконструкция электрической сети или ее части то • стоимость новых производственных фондов (Кн) с учетом • монтажа и наладки (Км.н); • - ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования, • которое может быть реализовано (Клк) со знаком «-»; • - стоимость демонтажа оборудования (Кдем). К = Кн +Км.н - Клк + Кдем К = Кпр + Ко + Км.н + Ко.з

4. 3) Определение годовых эксплуатационных издержек • Составляющие эксплуатационных издержек: • Зоб – издержки на обслуживание сетей; • Зп.э – стоимость потерь электроэнергии; • Зпроч – прочие расходы при эксплуатации электрических сетей. Зоб + Зп.э + Зпроч З =

5. Затраты на обслуживание электрических сетей включают: • стоимость израсходованного сырья, топлива, энергии и • других материальных средств; • заработную плату персонала; • расходы на техническое обслуживание и текущий ремонт. При этом с - стоимость эксплуатационных работ, соответствующая 1 у.е. Qi– объем работ по обслуживанию i-го элемента сети в у.е. n – количество элементов сети. где Условные единицы дифференцированы для различных элементов сетей и даются в технической литературе

6. Издержки от потерь электроэнергии определяются как сумма издержек для различных элементов сети: При этом для линий электропередачи: где Z – число участков линии электропередачи; Sp – расчетная максимальная нагрузка участка линии, кВ·А; Uн– номинальное напряжение, кВ; R0z – удельное активное сопротивление проводов участка линии, Ом/км; lz– длина участка линии электропередачи, км; τ – время потерь, ч; c– стоимость электроэнергии, коп/(кВт·ч).

7. для трансформаторов: где Sном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А; рки рх– потери короткого замыкания и холостого хода трансформатора, кВт; tв– время включенного состояния трансформатора (при работе круглый год tв = 8760 ч). Прочие издержки на производственные и непроизводственные нужды невелики и берутся в размере 0,03 … 0,04 от капитальных вложений.

8. 4) Определение ущерба от перерывов электроснабжения Перерывы электроснабжения потребителей могут привести к прекращению технологических процессов, порче и недоотпуску продукции. В дипломных проектах ущерб следует рассчитывать в двух случаях: • при разработке специальных организационных и технических • мероприятий по повышению надежности электроснабжения • (рассматривается в специальной части дипломного проекта); • при технико-экономическом сравнении вариантов электроснабжения, • имеющих разное значение показателей надежности.

9. Одним из наиболее простых методов расчета ущерба является использование удельных показателей где у0 – удельный ущерб от недоотпуска 1 кВт·ч электроэнергии, руб./(кВт·ч); Wп.э – количество недоотпущенной электроэнергии за время перерывов электроснабжения потребителей, кВт·ч. Удельный ущерб учитывает ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителю и ущерб энергосистемы, вызываемый недоиспользованием оборудования, а также затраты на ремонтно-восстановительные работы. Для условий европейской части России можно принять средние значения удельного ущерба у0 = 20 … 30руб./(кВт·ч).

10. Объем недоотпуска электроэнергии за время перерывов в электроснабжении зависит от потребляемой мощности и продолжительности перерывов. где Z – количество расчетных участков сети; Рz– активная мощность трансформаторных подстанций по z-му участку сети, кВт; kоz– коэффициент одновременности включения электроприемников по z-му участку сети (при отсутствии реальных данных koz = 0,6); τпz – суммарная продолжительность отключений за год по z-му участку сети, ч.

11. В общем случае для системы электроснабжения суммарную продолжительность отключений во всех элементах сети за год можно определить по формуле где - длительность перерывов питания в питающих линиях,ч; - длительность перерывов питания в распределительных линиях, ч; τп.п – длительность перерывов питания при отказе трансформаторных подстанций, ч; - длительность перерывов из-за отключений низковольтной сети, ч; Δτп.л, Δτр.л, Δτп.н- среднестатистические годовые удельные продолжительности отключений на 1 км линии, соответственно в питающих, распределительных и низковольтных сетях, ч/км; lп.л, lр.л, lн.л – длина питающей, распределительной и низковольтной линий электропередачи, км.

12. 5) Расчет основных экономических показателей проекта • годовой экономический эффект при реконструкции может выражаться в сокращении эксплуатационных затрат, сокращении ущерба от перерывов и улучшения качества электроснабжения. • При строительстве новой линии годовой экономический эффект связан с потреблением электроэнергии подключившимися потребителями • При реконструкции сетей коммерческий риск минимален, при строительстве новой СЭС - высокий • Расчетный период при расчетах основных показателей эффективности ИП при этом ограничится темпом роста электропотребления и пропускной способностью линии. Как правило линии строятся и реконструируются на срок 10…12 лет. The end