10. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети

Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

В этом разделе проекта определяются следующие основные технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом;

ежегодные расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам

и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети, коэффициент полезного действия электрической сети в основном режиме

максимальных нагрузок и среднегодовой.

При определении капиталовложений следует учитывать стоимость электрооборудования всей спроектированной сети от ячеек РУ ВН источников питания до шин низшего напряжения подстанции сетевого района включительно. Капитальные вложения должны быть определены с учетом стоимости конструктивной и строительной частей. Для этого пользуются укрупненными показателями стоимости УПС, приведенными в справочной литературе и коэффициента индексации, который задается руководителем проекта. Приведенные в таблицах УПС относятся к средним условиям строительства в районах европейской части страны. Для других районов к УПС применяются территориальные поясные коэффициенты.

Капиталовложения на сооружение электропередачи определяются по УПС с учетом материала опор, количества цепей с подвеской проводов стандартных сечений, климатических районов по гололеду, расчетной скорости ветра до 30 м/с при прохождении трассы линии до 10% по лесистой местности в сухих и мокрых грунтах. Для участков трасс, характеристика которых отлична от указанных, вводятся поправочные коэффициенты.

В стоимость 1 км линии электропередачи включены строительные и монтажные работы по линиям, оборудование, временные сооружения, вырубка просек, приобретения, непредвиденные расходы, затраты на содержание дирекции и проектно-изыскательные работы.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n – число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_у,лi- удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент. Поправочный коэффициент строительства равен 1.32.

Для одноцепных линий K_у,лi=21 тыс.руб./км, для двухцепных линий K_у,лi=34.4 тыс.руб./км (для АС400/51, стальные опоры).

Таким образом, капитальные вложения на сооружение ЛЭП равны

К_Л=14176,378 тыс. руб.

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ –3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты, заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости, которая включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений устройств, релейной защиты и контрольной аппаратуры.

В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов:

аккумуляторной батарей, компрессорной, вспомогательных зданий, связи и телемеханики, маслосклада к маслостоков, маслоуловителей, наружного освещения, подъездного железнодорожного пути, внутриплощадочной железной дороги, подъездной и внутриплощадочной дороги, планировки, озеленения и прочие затраты.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:

.

где K_T,K_Я,K_K.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, К_П –постоянные затраты подстанции.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций К_Т=2·154+2*253+2*84+2·96,5=1175 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется

K_Я=К_Я.ОРУ+К_Я.ЗРУ

Где К_{Я. ОРУ}=3*90+180*2=630 тыс. руб., стоимость К_{Я. ЗРУ} определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

Si,МВА	Uном	Выводы	КУ	Секцион. ячейки	Отход. линии	Всего	Итого
50	10	4	4	2	16	26
70	10	4	4	2	20	30	120
50	6	4	4	2	20	30
60	6	4	4	2	24	34

К_{Я. ЗРУ}=2.3*120=276 тыс. руб.

K_Я=630+276=906 тыс.руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется

К_КУ=8*18+8*30=384 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна

К_Пост=1300 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны

К_ПС=1.2*(906+1175+384+1300)=4518 тыс. руб.

В курсовом проекте рекомендуется учесть стоимость ремонтно-производственных баз (РПБ). Условно принимается одна РПБ на весь проектируемый район. Капиталовложения на создание РПБ можно приближенно определить исходя из расчета, что на одну условную единицу сети приходится 180 р. Количество условных единиц на ЛЭП и на подстанциях 35 кВ и выше зависит от напряжения сети, типа опор, числа линий, классификации оборудования подстанции. Условные единицы для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует принять с коэффициентом 1,4.

К_Б.Л=180*[(54+76+99)*1.1+(48+48+68)*1.0]=74.862 тыс.руб.

К_Б,Т=46.08 тыс.руб.

К_РПБ=201.294 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций и РПБ определяет стоимость спроектированной сети:

К_С=К_Л+К_ПС+К_РПБ

К_с=14176,378+4518+201.294 =18895.672 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений С_а , отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_П:

С=С_а+С_о+С_П

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где , , - нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

С_а=2.4*14176,378/100+6.4*(+4518+384)/100=340.224 тыс.руб.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где , , - нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующих устройств.

С_О=0.4*14176,37/1 00+2.0*(4518+384)/100=56.704 тыс.руб.

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают м/аксимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем . Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям – потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП, и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования T_Г и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`_Э и З``_Э.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:

Где - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле

Где З_Э’ и З_Э’ ‘ - удельные приведенные затраты для значений τ_м / и Т_Г =8760ч соответственно, ΔW’ и ΔW’’ - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

Определим τ_м для 1 подстанции

τ_м1=(0.124+2800/10000)^2*8760=1501 ч

Определим τ_м для линии 1-А

τ_м1-А=(0.124+4482/10000)²*8760=2868 ч.

По условию =0.8 ,тогда по кривым приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии для τ_м / =1876 для 1 подстанции находим З_Э’=1.76 и З_Э”=1.75 , для линии 1-А τ_м / =3585 З_Э’=1.4 и З_Э’’=1.75

Для остальных линий и подстанций расчет ведем аналогично. Результаты сведем в таблицу.

Элемент	τм / ,= τм ч	ЗЭ’, коп/кВт ч	ЗЭ’’, коп/кВт ч
ЛЭП
А-1	2868	1.4	1.22
А-2	4342	1.26	1.22
1-2	4342	1.26	1.22
2-3	5248	1.25	1.22
2-4	2356	1.55	1.22
3-4	5248	1.25	1.22
Подстанция
1	1501	1.76	1.22
2	4342	1.26	1.22
3	5248	1.25	1.22
4	2225	1.6	1.22

Определим потери электроэнергии. Постоянные потери электроэнергии рассчитываются из условия потерь на холостой ход трансформатора и потерь на корону в линиях ΔW_пост=ΔP_xx*Т_г + ΔP_кор*Т_г

Потери электроэнергии на 1 подстанции равны ΔW_1пс=ΔP_xx*T_г=2*0.082*8760= =1436.64 МВт. ч

Потери электроэнергии на линии 1-А равны ΔW_1-А= ΔP_кор*Т_г=0.0407*8760= =356.53 МВт. ч

Переменные потери определим из условия потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах. Потери электроэнергии на 1 подстанции равны ΔW_1пс=ΔP* τ_м1=2*0.1104*5384=1188.7 МВт.ч. Потери электроэнергии на линии 1-А равны

ΔW_1-А= ΔP* τ_м1-А=0.2513*4709=1183 МВт.ч.

Аналогично для всех подстанций и линий.

Элемент	ΔWпост, МВт.ч	ΔWпер. МВт.ч
Подстанция
1	1436,56	1188,7
2	928,56	814,8
3	876	474,6
4	1430,64	839,608
ЛЭП
1-А	356,53	1183
1-В	809,4	1877
2-В	809,4	3140,4
2-3	942,57	790,63
4-3	443,256	5,345
4-1	884,76	2392,58
Всего	8917,67	12706,66

Составим таблицу для определения отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии.

Элемент	Зэ’	ΔW’МВт.ч	Зэ’ ΔW’т.р.	ΔW’’МВт.ч	Зэ’’ ΔW’’т.р.
Подстанция
1	1.76	1188.7	20,2079	1436.64	24,423
2	1.26	814.8	14,5849	928.56	15,7855
3	1.25	474.6	9,9666	876	14,892
4	1.6	839.608	14,6931	1430.6	24,31
ЛЭП
1-А	1.4	1183	20,7025	356.53	6,06101
A-2	1.26	1877	33,4106	809.4	13,7598
1-2	1.26	3140.4	58,0974	809.4	13,7598
2-3	1.25	790.63	16,6032	942.576	16,024
2-4	1.55	5.34	0,1121	443.256	7,5353
3-4	1.25	2392.52	42,588	884.76	15,041
Всего			433,054		151,5808

Таким образом, С_П=433,054+151,5808 =584.11 т.р.

Ежегодные эксплутационные расходы равны

С=340.224 +56.704 +584.11=981.04т.р.

Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле

Где W- количество передаваемой электроэнергии через элемент системы, С – эксплутационные расходы на элемент системы.

Количество электроэнергии ,передаваемой через элемент сети, например ЛЭП, определяется в курсовом проекте по рассчитанной в разделе максимальной активной мощности (с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах, компенсирующих устройствах и ЛЭП ) и времени использования максимальной активной нагрузки Т_маЛ :

W_Л =P_М.Л Т_МА

При определении себестоимости передачи электроэнергии передачи электроэнергии по сети находятся ежегодные эксплутационные расходы по сети и количество электроэнергии полученной потребителем за год. Последняя определяется по заданным P_max и T_max.

Следует также определить удельные капитальные вложения, отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:

и 1 кВт мощности нагрузки и 1 км длины линии:

Для линии

С₁==2.4*82288,121/100+0.4*82288,121/100+20.7+6.42=424.4 т.р.

W=P_maxT_max= 1307979.948МВт. ч

=0.00032 т.р./МВт.ч=0,032 коп/кВт.ч

С₂==2.4*5888.257/100+0.4*5888.257/100+20.7+6.42=192 т.р.

W=P_maxT_max= 486457.366МВт. ч

=0.0068 т.р./МВт.ч=0,068 коп/кВт.ч

К_ул1=82288,121/247.014=33.31 р./кВт ч.=3331 коп/кВт ч.

К’_ул1=3331/229=14.55 коп/кВт ч.км

К_ул2=5888.257/92.771=55.47 р./кВт ч.=5547 коп/кВт ч.

К’_ул1=5547/164=32.55 коп/кВт ч.км