3 Приведённые затраты электрической сети

В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.

Проведем расчет на примере схемы 5, подстанции «б» и линии «дб»:

, (16)

где –нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; – суммарные капиталовложения в сеть, руб.; – суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; – ущерб от перерыва электроснабжения, руб.

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

, (17)

где – суммарные капиталовложения в линии сети; – суммарные капиталовложения в подстанции.

Проведем расчет капиталовложений на примере линии «дб»:

, (18)

где – расчетная стоимость одного километра линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств;– длина трассы линии, в км.

Таблица 10 – Капиталовложения в линии схемы 5

j	, км	, тыс. руб/км	, тыс. руб
дб	9,57	799	7646
вд	21,40	1081	23133
ев	57,42	1551	89058
Аг	19,14	893	17092
Ае	42,80	2063	88296
Σ	150,33	4324	136930

Проведем расчет капиталовложений в подстанцию «б»:

. (19)

Составляющие : суммарная расчётная стоимость трансформаторов всех подстанций района

, (20)

где – расчетная стоимость одного трансформатора подстанции «б» (ТДН-16000/110). Берется из таблиц справочников; – количество трансформаторов.

Стоимости каждого трансформатора и их количество на каждой подстанции приведены в таблице 11. На приемных пунктах с потребителями 2 и 3 категорий мы установим по одному трансформатору для снижения затрат на оборудование.

Таблица 11 – Расчет стоимости трансформаторов, выбор их типа и количества для каждой подстанции схемы 5

	Тип трансформатора				, МВА				, кВ		, тыс. руб
б	ТДН	16000	110	15,77		1		10		5849
в	ТРДН	25000	110	22,57		2		10		15106
г	ТРДН	25000	110	21,61		1		10		7553
д	ТДН	16000	110	14,86		2		6		11698
е	ТРДН	25000	110	18,93		2		6		15106
								Σ		55312

Определим суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:

, (21)

где – расчетная стоимость ОРУ подстанции «б» (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы;– количество ОРУ подстанции «б».

Таблица 12 – Расчет количества и стоимости ОРУ каждой подстанции

i		, тыс. руб
б	1	7703
в	7	53921
г	1	7703
д	7	53921
е	7	53921
Σ	23	177169

Суммарная расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ) подстанции «б»:

, (22)

где – расчетная стоимость ячейки с выключателем подстанции «б»; ,,,,– количество фидерных, секционных, водных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ подстанции «б».

Таблица 13 – Расчет количества и стоимости ЗРУ каждой подстанции

							, тыс. руб
б	8	0	1	2	1	12	7896
в	12	2	4	2	4	24	15792
г	11	1	2	1	2	17	11186
д	12	1	2	2	2	19	12502
е	14	2	4	1	4	25	16450
					Σ	97	63826

Расчетная стоимость конденсаторных установок на примере подстанции «б»:

, (23)

где – расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности на подстанции «б»; – количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетные стоимости конденсаторных установок представлены в таблице 2.

Постоянные затраты на подстанции:

. (24)

Определим суммарные годовые эксплуатационные издержки:

, (25)

где – годовые эксплуатационные издержки линии сети; – годовые эксплуатационные издержки подстанции.

Рассчитаем эксплуатационные издержки на примере линии «дб»:

,

где – стоимость одного кВт∙ч потерянной электроэнергии. (26)

Потери электроэнергии в линии «дб»:

, (27)

где – число часов максимальных потерь, которое определяется:

. (28)

Рассчитаем эксплуатационные издержки на примере подстанции «б»:

, (29)

где – потери электроэнергии в трансформаторе, которые рассчитываются по формуле:

. (30)

Рассчитаем ущерб от перерыва электроснабжения на примере линии «дб»:

, (31)

где – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения, которая определяется:

, (32)

где – удельная повреждаемость линии «дб», 1/год; – продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Используя формулы выше, рассчитаем издержки для других подстанций и линий и занесем их в таблицы 14 и 15 соответственно.

Таблица 14 – Расчет эксплуатационных издержек линий схемы 5

	, км	, тыс. руб/км	, тыс. руб	, кВт·ч	, тыс. руб		, тыс. руб
дб	9,57	799	7646	624	1243	8,68·10-3	1710
вд	21,40	1081	23133	2549	4818		-
ев	57,42	1551	89058	10046	18923		-
Аг	19,14	893	17092	1474	2906		2332
Ае	42,80	2063	88296	11491	21211	9,13·10-3	-
Σ	150,33	4324	136930	14693	27890		4042

Таблица 15 – Расчет эксплуатационных издержек подстанций схемы 5

i	, тыс. руб	, тыс. руб	, кВт·ч	, тыс. руб
1	2	3	4	5
б	38028	5849	1056	5226
в	139674	15106	1268	15018
г	41917	7553	1172	5773

Продолжение таблицы 15

1	2	3	4	5
д	126801	11698	892	13220
е	132987	15106	927	13851
Σ	479407	55312		53089

По формуле (16) получаем:

(33)

В результате расчетов мы получили суммарные затраты на схему 5 равные 247,159 млн. руб без учета заработной платы эксплуатационного персонала, поскольку в дальнейшем проведем расчет затрат других схем по аналогии схемы 5 для выбора экономически выгодной схемы.

Проведем расчет схемы 6 по аналогии схемы 5. Поскольку расчетная часть подстанций схемы 6 и схемы 7 аналогична со схемой 5, проведем расчет линий, ущерба и издержек схемы 6 и схемы 7.

	, МВт	, МВар	, Ом/км	, Ом/км	, мм2	, км	, кВ	, км	, тыс. руб/км	, тыс. руб	, кВт·ч	, тыс. руб		, тыс. руб
дб	22	1,868	0,270	0,408	116	10	0,58	10	799	7646	624	1243	8,68·10-3	1710
1д	21	2,090	0,270	0,408	111	39	2,29	19	1081	20851	2297	4343		-
е1	36,5	5,160	0,130	0,376	193	116	7,03	58	1551	89751	10124	19071		-
1в	15,5	3,070	0,460	0,425	83	19	1,47	10	1081	10345	1089	2073		-
Аг	30	3,930	0,170	0,394	159	19	1,16	19	893	17092	1475	2907		2332
Ае	49,5	7,733	0,108	0,366	263	86	6,36	43	2063	88293	11490	21210	9,13·10-3	-
					Σ	288	18,89	158	7468	233979	27099	50846		4042

Таблица 16 – Расчет капиталовложений в линии, издержек линий и ущерб схемы 6

Таблица 17 – Расчет капиталовложений в линии, издержек линий и ущерб схемы 7

	, МВт	, МВар	, Ом/км	, Ом/км	, мм2	, км	, кВ	, км	, тыс. руб/км	, тыс. руб	, кВт·ч	, тыс. руб		, тыс. руб
дб	22	1,868	0,270	0,408	116	10	0,58	10	799	7646	624	1243	8,68·10-3	1710
1д	21	2,090	0,270	0,408	111	43	2,54	21	1081	23133	2549	4818		-
е1	36,5	5,160	0,130	0,376	70	38	2,46	19	1081	20690	1531	3112		-
1в	15,5	3,070	0,460	0,425	193	77	4,65	38	1551	59372	6697	12616		-
Аг	30	3,930	0,170	0,394	159	19	1,16	19	893	17092	1475	2907		2332
Ае	49,5	7,733	0,108	0,366	263	77	5,69	38	2063	78972	10277	18971	9,13·10-3	-
					Σ	263	17,08	145	7468	216905	23153	43666		4042

Далее полученные результаты занесем в таблицу 18 и сделаем экономическое сравнение схем.

Таблица 18 – Экономическое сравнение схем 5, 6 и 7

	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
Схема 5	53089	43022	479407	225227	4042	241080
Схема 6	53089	50846	494747	233979	4042	253723
Схема 7	53089	43666	510087	206905	4042	244196

В результате сравнения мы видим, что схема 5 наиболее экономически выгодная.