Определение приведенных затрат

Расчёт приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:

Определяют капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач и подстанций сети:

К = К_л + К_пс (1.4)

Капитальные затраты с достаточной точностью можно определить с помощью укрупнённых показателей стоимости отдельных элементов электрической системы для средних условий строительства:

К_л = К_уд · l, (1.5)

где К_уд – стоимость 1 км линии [3];

l - длина линии, км.

Затраты на сооружение подстанции включают стоимость оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.

К_пс ⁼ К_яч + К_тр + К_пост, (1.6)

где К_яч – стоимость ячеек распределительных устройств [3];

К_тр – стоимость трансформаторов [3];

К_пост – постоянная часть затрат [3],

Определяются ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

И'=И_л+И_пс=(а_ал+а_ол)·К_л /100+(а_ап+а_оп)·К_пс /100 (1.7)

где а_ал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;

а_ол – отчисления на обслуживание линий электропередачи;

а_ап – амортизационные отчисления на подстанции;

а_оп – отчисления на обслуживание подстанций.

Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:

З_пот=З_э'ΔЭ'+ З_э''ΔЭ", (1.8)

где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;

ΔЭ" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;

З_э' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;

З_э'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.

Переменные потери электрической энергии определяются:

ΔЭ'=τΣΔР_макс, (1.9)

где ΣΔР_макс – суммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путемсуммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";

τ – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:

τ = (0,124 + Т_нб/10000)²·8760 (1.10)

Постоянные потери электрической энергии определяются:

ΔЭ''=Т_р ΣΔР_хх, (1.11)

где ΣΔР_хх – суммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;

Т_р - время работы трансформаторов в году. Т_р обычно принимается равным 8760 часов.

Значения З_э' З_э '' определяются по графическим зависимостям [3].

Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И = И' + З_пот (1.12)

Приведенные затраты для различных вариантов развития определяются по выражению:

З=Е_н·К+И, (1.13)

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Е_н =0,12).

После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.

Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать следующим условиям сопоставимости:

• варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;

• все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;

• развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени;

• сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;

• все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;

• тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.

Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение энергорайона одного из южных регионов РФ.

На балансе электрических сетей «В» находятся:

• 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;

• 4 подстанций 220 кВ;

• 12 подстанции 110 кВ;

• ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;

• ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.

Карта-схема существующей сети с новым перспективным узлом потребления представлена в приложении А. Данные о перспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представлены в исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети в программе RastrWin (см. приложение Б).

Варианты развития электрической сети

Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.

На основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов по (1.1).

S_П25=13МВ·А; tgφ =0,4.

S_тр= (0,65÷0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5÷9,1МВ·А

Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов новой подстанции

П/с

Тип

S_НОМ,

МВ·А

Кол-во

U_НОМ, кВ

U_К,