Порівняння варіантів і вибір економічно доцільної схеми мережі

 

В курсовому проекті порівнюють варіанти виконання ЕМ за техніко-економічними показниками. Порівняння варіантів проводиться в два етапи.

. На першому етапі варіанти з однаковою номінальною напругою ЕМ наближено порівнюються лише за основними натуральними кількісними показниками: сумарній довжині ліній, по довжині їх траси, та по кількості комірок вимикачів і т. і.

При інших приблизно рівних показниках, перевага надається тим варіантам, у яких електроенергія передається по коротшим лініям від джерела постачання до пунктів її споживання і в яких найменші втрати напруги.

Принципи побудови схеми ЕМ мають враховувати різні якості ЕМ і порівняння їх варіантів повинно засновуватись на основі розрахункових витрат.

. На другому етапі обмежене число (2-3) найбільш раціональних варіантів схеми і номінальної напруги мережі підпадає під техніко-економічне порівняння за приведеними витратами. Кожен з цих варіантів повинен бути старанно розробленим з вибором схем усіх підстанцій, розрахунком втрат напруги, втрат електроенергії і т. і.

Необхідно мати на увазі, що варіанти схеми з різними величинами втрат електроенергії можуть порівнюватись тільки за приведеними витратами. Це положення обов’язкове і для порівняння варіантів із різною надійністю постачання споживачів. При визначенні техніко-економічних показників вартість електрообладнання і його експлуатація приймається за даними з [4], враховуючи коефіцієнт інфляції, а вартість втрат електроенергії та недовідпущеної електроенергії - на основі розрахунку і завдання на проект. При спорудженні всієї ЕМ дисконтні затрати для кожного з варіантів визначають за формулою (розрахунки виконуємо для 1-го варіанту) [9]:

 

З = К + B/Е + З_б, (6.1)

 

де З - дисконтні затрати, тис. грн;

К - одноразові капітальні витрати, тис. грн;

В - амортизаційні витрати на реновацію та витрати на експлуатацію мережі;= 0.1 - норма дисконту;

Зб - можливий народногосподарський збиток від перерви електропостачання, викликаної відключенням споживачів внаслідок пошкоджень елементів електричної мережі.

Одноразові капітальні витрати складаються з двох складових:

 

К = К_П/СТ + К_ЛЕП, (6.2)

 

де К_П/СТ - одноразові капітальні вкладення на спорудження підстанцій, тис. грн;

К_ЛЕП - одноразові капітальні витрати на спорудження ліній електропередач, тис. грн.

Капітальні витрати на спорудження підстанцій обчислюються за формулою:

 

К_П = (К_в + К_вру) + К_т + К_зру + К_кп + К_пост, (6.3)

 

де К_т - витрати, які враховують вартість трансформаторів, тис. грн;

К_в + К_{вру -} витрати, які враховують вартість вимикачів та відкритих розподільчих пристроїв, тис. грн;

К_{зру -} витрати, які враховують вартість закритих розподільчих пристроїв, тис. грн;

К_П - вартість компенсуючих пристроїв, тис. грн;

К_ПОСТ - постійна частина витрат, тис. грн.

Визначаємо К_тi за даними табл.9.18 [4], при цьому враховуємо коефіцієнт інфляції, який рівний 8:

 

К_тi = n_тi × К_т; (6.4)

К_Т1 = К_Т2 = 8. × 2 × 16.7 = 267.2 (тис. грн.);

К_Т5 = 8. × 2 × 15.4 = 246.2 (тис. грн.);

К_Т3 = К_Т4 = 8. × 2 × 21.2 = 339.2 (тис. грн.);

К_т = SК_тi = 1459.2 (тис. грн.).

 

Визначаємо К_в + К_Вру за [4] табл.8.14 - 8.15:

 

К_в + К_вру = 8. × (4 × 14 + 5 × 18.5) = 1188. (тис. грн.).

 

Визначаємо К_зру за [4] табл.9.26 - 9.27:

 

К_зру = 8 × 5. × 70 = 2800. (тис. грн.).

 

Визначаємо К_пост за [4] табл.8.35.

 

К_пост = 8. × (5 × 70) = 2800 (тис. грн.).

 

Визначаємо вартість КП:

 

К_КП = 0 (тис. грн.).

 

Таким чином капітальні витрати на спорудження підстанцій:

 

К_П = 1188. + 1459.2+ 2800. + 0 + 2800 = 8247.2 (тис. грн.).

 

Капітальні витрати на спорудження ліній електропередач визначаються за наступною формулою:

 

К_ЛЕП = С_Т × l, (6.5)

 

де С_Т - вартість 1 км ЛЕП, тис. грн.

Значення С_Т визначаємо за табл.9.4 [4].

 

К_ЛЕП = 8. × (13.7 × 11.55 + 13.7×16.5 + 13.7× 18.15 +13.7 ×14.85+

+13.7× 9.9 +13.7× 18.15 +13.7 × 18.15) = 11754.6 (тис. грн.).

 

Одноразові капітальні витрати К:

 

К = 8247.2 + 11754.6 = 20001.8 (тис. грн.).

 

Витрати на експлуатацію мережі обчислюються за формулою:

= B_л + B_п + B_Dw, (6.6)

 

де В_л - відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт ліній, тис. грн. [9]:

 

В_л = (К_лЕП × Н_Л%) /100, (6.7)

 

де Н_Л% - норма щорічних відрахувань на амортизацію, ремонт та обслуговування повітряних ліній [9]; В_П - відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт підстанцій, тис. грн. [9]:

 

В_П = (К_П/СТ × Н_П%) /100, (6.8)

 

де Н_П% - норма щорічних відрахувань на амортизацію, ремонт та обслуговування електротехнічного устаткування підстанцій [9];

В_Dw - вартість витрат електроенергії за рік:

 

, (6.9)

 

де b - вартість 1 кВт×год втраченої електроенергії (b = 0.74 грн = 74×10^-5 тис. грн/кВт×год);

t - час втрат:

 

. (6.10)

 

Таким чином у відповідності з формулами, що подані вище маємо:

 

В_л = (11754.6 × 5.94) /100 = 698.22 (тис. грн.);

В_П = (8247.2 × 21.) /100 = 1731.91 (тис. грн.);

 (год/рік);

В = 698.22 + 1731.91 + 262.76 = 2692.89 (тис. грн.).

 

Народногосподарський збиток для споживача через недостатню надійність мережі визначається за формулою:

 

Зб = з₀ × DW_нд, (6.11)

 

де з_{0 -} питомий збиток, тобто вартість 1 кВт×год недовідпущеної електроенергії споживачу (з₀ = 9,0 грн/кВт×год);

DW_нд - недовідпущена електроенергія:

 

DW_нд = q × Р_нб × Т_нб, (6.12)

 

де Р_нб - потужність вузла, що лишився без живлення;- імовірність перерви електропостачання для споживачів через недостатню надійність мережі (тобто через аварійний простій) [4]:

= w × Т_в, (6.13)

 

де w - параметр потоку відмов елемента електричної мережі;

Т_{в -} середня тривалість аварійного простою.

Збиток від перерви електропостачання не враховуємо, оскільки усі споживачі І-ї категорії:

Зб = 0 (тис. грн.).

Тоді дисконтні затрати для варіанту 1 дорівнюють:

 

З = 20001.8 + 2692.89/0.1 + 0 = 46930.73 (тис. грн.).

 

Розрахунок дисконтних затрат для 2 варіанту схеми проводиться аналогічно. Результати розрахунків подано в табл.6.1.

Таблиця 6.1 - Результати техніко-економічного порівняння варіантів

Вар.	КЛ	КП	К	BЛ	BП	BDW	B	Зб	З
	тис грн.
1	11754.6	8247.2	20001.8	698.22	1731.91	262.76	2692.89	0	46930.73
2	12116.28	8247.2	20363.48	719.71	1731.91	268.56	2720.18	0	47565.3

 

Оскільки дисконтні затрати для 2 варіанту більші ніж затрати для 1 варіанту на 1.4 % і знаходяться в межах 5%, тому оцінимо економічну ефективність даних варіантів за іншим критерієм.

В даному курсовому проекті загальним критерієм економічної ефективності є значення рентабельності капіталовкладень в електричній мережі [2]:

 

,

 

де  - середньозважений тариф на електроенергію в даній енергосистемі (без податку з обороту), приймається рівним 65 коп. /кВт×год;

g - частка вартості реалізації електроенергії, що припадає на електричну мережу (для мереж 35 кВ g складає 0,25);

 - додаткове надходження електроенергії в мережу, зумовлене спорудженням електромережевого об’єкта, млн. ×кВт×год.;

В - додаткові щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн.

Таким чином рентабельність для 1 варіанта буде такою:

 

.

 

Отже строк окупності буде рівним:

 

Т_ок =  = 3.8 (років).

 

Для 2 варіанту:

 

.

Т_ок =  = 3.89 (років).

 

Таким чином для подальших розрахунків лишаємо 1 варіант схеми мережі, для якого надалі розрахуємо основні режими роботи ЕМ.