4.2.1 Расчет суммарных приведенных затрат при использовании номинального напряжения 110 кВ Выбор сечения проводника

Расчетный ток в линиях:

А, (0)

где n – число кабелей, шт;

– номинальное напряжение, кВ.

Сечение провода:

мм², (0)

где – экономическая плотность тока, для алюминиевых неизолированных проводов и шин, при числе часов использования максимума нагрузки Т_макс =5300 ч/год [4], согласно ПУЭ, принимаем равной =1 А/мм² [1].

Выбираем провод марки АС 70 (минимальное рекомендованное сечение при =110 кВ, для того чтобы не учитывать потери на корону).

Выбираем трансформаторы 2хТДН-16000/115. С параметрами: ∆Р_ХХ = 21 кВт; ∆Р_КЗ = 85 кВт [3, табл.Б.5].

Расчет капиталовложений

Капиталовложения в ВЛ:

2 ∙ 1602 ∙8 = 25632 тыс.руб., (0)

где – укрупнённый стоимостной показатель для воздушных линий электропередачи [5, табл. П.6].

Капиталовложения в подстанции:

= 38700 тыс. руб.,

где – стоимость комплектной трансформаторной подстанции с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА, напряжение 110 кВ [5, табл. П.15].

Всего суммарные капиталовложения:

= 25632 + 38700 = 64332 тыс. руб..

Расчет ежегодных издержек

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт:

= (0,004+0,004) ∙ 25632 = 205,056 тыс. руб./год; (0)

= (0,029+0,02) ∙ 38700 = 1896,3 тыс. руб./год, (0)

где: – амортизационные отчисления на капитальный ремонт;

– коэффициент, определяющий эксплуатационные затраты (ремонт и обслуживание) в процентах от капиталовложений в линии электропередачи;

, – то же для подстанций [5].

Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

= 205,056 +1896,3= 2101,356 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ:

= 0,02 ∙ 25632 = 512,64 тыс. руб./год; (0)

= 0,035 ∙ 38700 = 1354,5 тыс. руб./год, (0)

где , – соответственно амортизационные отчисления на реновацию ВЛ и ПС [5].

Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:

= 512,64 +1354,5 = 1867,14 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем

Потери в линиях электропередачи определяем по выражению исходя из закона Джоуля-Ленца:

39230,3 кВт∙ч/год, (0)

где I_расч – расчетный ток в линии электропередачи;

– время максимальных потерь, которое равно 3100 ч/год [3, табл. 3.9, стр. 71];

l – длина ЛЭП, заданная по условиям проектирования и равна 8 км;

– удельное активное сопротивление ЛЭП, для провода марки АС-70 =0,422Ом/км [6, табл. 3.8].

Потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле:

548681,62 кВт∙ч/год, (0)

где S_T – мощность наибольшей нагрузки в данный период, кВА (принимается равной расчетной нагрузке предприятия ;

S_НОМ.Т. – номинальная мощность трансформатора;

=3000 ч – время потерь при максимальной нагрузке для ПС 110 кВ [3, табл. 3.9, стр. 71];

∆Р_ХХ = 21 кВт – потери холостого хода трансформатора;

∆Р_КЗ = 85 кВт – потери короткого замыкания трансформатора.

Всего потери энергии в схемах электроснабжения:

587911,92 кВт∙ч/год;

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии:

тыс. руб./год; (0)

где = 1,79 руб./кВт·ч – средний тариф на электроэнергию, заданный по условиям проектирования.

Суммарные приведенные затраты на строительство ЛЭП и ПС:

+ + =0,125∙64332+2101,356+1867,14+

+1052,36=13062,356 тыс. руб./год, (0)

где =0,125 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений [1, с.68].