Электроснабжение промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего народного хозяйства нашей страны.

Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов, часто из уже существующих более мелких систем. Их географическое положение, народнохозяйственная значимость и перспективный план дальнейшего развития - важнейшие факторы, на основании которых определяются экономические предпосылки проектирования энергосистем. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе ее оптимальной структуры, то есть в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи. Проектом должно предусматриваться сооружение таких новых электростанций и электропередач, при которых можно будет достичь наиболее экономических показателей создаваемой электрической системы.

Наиболее крупными потребителями электрической энергии являются промышленные предприятия. В данном дипломном проекте необходимо спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей с учетом их географического положения и потребляемых мощностей. Необходимо рассмотреть несколько вариантов сети электроснабжения и выбрать оптимальный вариант на основании проведенного технико-экономического сравнения. Для выбранного варианта производится уточненный расчет режима наибольших, наименьших нагрузок и послеаварийного режима, определяются токи короткого замыкания и производится выбор основного электрооборудования для одной из подстанций. Выполняется расчет релейной защиты воздушных линий и механический расчет.

1. Составление баланса мощности

Источниками, от которых проектируемая сеть для электроснабжения района получает электроэнергию, являются ТЭЦ и две подстанции энергосистемы ПС1 и ПС2. В часы наибольших нагрузок источник должен иметь необходимый резерв по активной мощности, достаточный для подключения дополнительных потребителей вновь проектируемой сети. Реактивная мощность, которую энергосистема может пропускать в часы наибольших нагрузок, ограничена возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью системообразующих линий электропередач (ЛЭП).

Реактивная мощность, которую в режиме максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема, оказывается недостаточной, и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств.

Составление баланса мощности преследует две цели:

- предварительное определение общего потребления активной мощности всеми новыми потребителями с учетом прогнозируемых потерь, которое сопоставляется с располагаемым резервом энергосистемы по активной мощности и с резервом мощности подстанции энергосистемы;

- определение общего потребления реактивной мощности с учетом потерь, которое сравнивается с располагаемой реактивной мощностью, на основании чего решается вопрос о необходимости компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей.

Будем считать, что по активной мощности в энергосистеме имеется достаточный резерв, поэтому при составлении баланса определяется необходимость компенсации реактивной мощности, на основании чего решается вопрос о необходимости компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей.

Полная мощность потребителей в режиме наибольших нагрузок:

, (1.1)

где P_i - активная мощность i-го потребителя, МВт;

cos - коэффициент мощности энергосистемы.

Из формулы (1.1) полная мощность первого потребителя равна:

МВА.

Аналогичный расчет производится для остальных потребителей.

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах подстанций потребителей принимаются в пределах 3…8% от потребляемой активной мощности.

Принимаем потери активной мощности в размере 5% от потребляемой активной мощности:

. (1.2)

Потери активной мощности, приходящиеся на первый потребитель:

МВт.

Аналогичный расчет производится для остальных потребителей.

Реактивная мощность потребителей:

(1.3)

Реактивная мощность первого потребителя:

 Мвар.

Аналогичный расчет производится для остальных потребителей.

Общие потери реактивной мощности во всей сети:

, (1.4)

где - потери в линиях, Мвар;

- потери в трансформаторах подстанций потребителей, Мвар;

- реактивная мощность в линиях, Мвар.

Потери реактивной мощности в линиях принимаются равными генерируемой ими же реактивной мощности. Поэтому учитываются только потери реактивной мощности в трансформаторах.

В режиме наибольших нагрузок потери реактивной мощности в трансформаторе обусловлены потерями в его реактивном сопротивлении короткого замыкания:

, (1.5)

где - нагрузка трансформатора, МВА;

- реактивное сопротивление короткого замыкания, Ом;

U - номинальное напряжение, кВ.

Реактивное сопротивление короткого замыкания определяется по каталожным данным трансформатора по формуле:

, (1.6)

где u_к - напряжение короткого замыкания, %;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатор, МВА.

После подстановки формулы (1.6) в (1.5) получается следующая формула:

, (1.7)

где - коэффициент загрузки трансформатора.

Зарядная мощность линий, а также потери реактивной мощности в линиях не учитываются.

Напряжение короткого замыкания большинства трансформаторов составляет порядка 10%, а коэффициент загрузки в режиме наибольших нагрузок находится в пределах 0,4…0,7. Таким образом, формула для ориентировочного определения потерь реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей примет следующей вид:

. (1.8)

Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаются равными 6% от его полной мощности:

. (1.9)

Потери реактивной мощности в трансформаторах первого потребителя:

Мвар.

Аналогичный расчет производится для остальных потребителей.

Результаты расчета полной и реактивной мощностей, потери активной и реактивной мощностей для восьми потребителей заносятся в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель	1	2	3	4	5	6	7	8	Итого
,	30,88	4,86	35,85	34,71	41,11	22,42	19,69	4,57
, МВт	17,6	3,6	23,3	23,6	25,9	14,8	12,8	3,2	124,8
, МВт	0,88	0,18	1,165	1,18	1,295	0,74	0,640	0,160	6,240
, Мвар	25,37	3,27	27,24	25,45	31,93	16,85	14,96	3,26	148,33
, Мвар	1,85	0,29	2,151	2,0	2,467	1,3	1,18	0,3	11,65
, Мвар	19,35	1,954	18,97	16,97	22,80	11,6	10,42	2,108	104,2
	39	4	38	34	46	23	21	4	209
	5,87	1,27	8,24	8,45	8,93	5,35	4,46	1,26	43,83

По полученным результатам определяются требуемые активная и реактивная мощности:

МВт; (1.10)

Мвар. (1.11)

Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок. Так как в сети имеется источник ограниченной мощности (местная ТЭЦ), то ее реактивная мощность должна быть учтена. В соответствии с этим располагаемая реактивная мощность вычисляется по следующей формуле:

, (1.12)

где P_? - активная мощность потребителей с учетом потерь, МВт;

tg - коэффициент мощности энергосистемы;

P_тэц - активная мощность ТЭЦ, МВт;

tg- коэффициент мощности ТЭЦ.

Активная мощность потребителей с учетом потерь:

; (1.13)

МВт.

В соответствии с формулой (1.12) располагаемая реактивная мощность:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности (реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать) определяется путем сравнения общего потребления реактивной мощности и располагаемой реактивной мощности:

Мвар (1.14)

Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств.

Необходимая мощность компенсирующих устройств для i-го потребителя рассчитывается по следующей формуле:

, (1.15)

где - коэффициент мощности энергосистемы с учетом мощности ТЭЦ.

Коэффициент мощности определяется по следующему выражению:

; (1.16)

Необходимая мощность компенсирующих устройств для первого потребителя:

Мвар

Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-6-2 и ККУ-10-2 с единичной мощностью Q_ед = 0,5 Мвар [3, таблица 6.92].

Количество компенсирующих устройств у i-го потребителя определяется по следующей формуле:

. (1.17)

Количество компенсирующих устройств у первого потребителя:

шт.

С учетом компенсации реактивная мощность i-го потребителя:

. (1.18)

Реактивная мощность первого потребителя:

Мвар.

Аналогично производятся расчеты для остальных потребителей, и результаты заносятся в таблицу 1.1.

Для проверки правильности расчета баланса необходимо определить новое значение требуемой реактивной мощности:

; (1.19)

Мвар.

Произведем сравнение требуемой реактивной мощности с располагаемой реактивной мощностью:

Мвар;

Мвар;

.

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты можно считать правильными.

2. Предварительный расчет отобранных вариантов

В предварительном расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения линий, выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы ОРУ на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

Предварительный расчет нужен для того, чтобы с минимальными трудозатратами получить необходимые данные для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора из них лучшего.

В качестве примеров предварительного расчета рассмотрим варианты 4, 6 и 10, отобранные в разделе 2. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и кольцевую сеть.

2.1 Радиально-магистральная сеть

Расчет потокораспределения радиально-магистральной линии производится на основании I закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так как расчет приближенный, то потерями мощности можно пренебречь.

Поток мощности на участке 1-8 равен мощности потребителя 8:

МВА.

Поток мощности на участке A-1 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 1:

 МВА.

Потоки мощности на остальных участках определяются аналогично.

Результаты помещаются в таблицу 3.1 и наносятся на расчетную схему (рисунок 3.1).

С помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения U'_ном:

. (2.1)

Формула Илларионова не имеет ограничений по расстоянию и по передаваемой мощности. Поэтому она будет использоваться при расчете целесообразной величины номинального напряжения на участках сети.

Целесообразная величина номинального напряжения на участке А-1 определяется по формуле (3.1):

кВ.

Ближайшее стандартное значение составляет 110 кВ.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков. Результаты помещаются в таблицу 3.1.

Так как нагрузка в пункте 8 очень маленькая, то линию А-1-8 предполагается соорудить с двумя номинальными напряжениями - 110 кВ на участках А-1, и 35 кВ на участках 1-8. При этом на подстанции потребителя 1 предусматривается установка трехобмоточного трансформатора.

По сравнению с напряжением 110 кВ напряжение 35 кВ большой выгоды не даст, и сооружение в пункте 1 подстанции с трехобмоточными трансформаторами экономически не оправдано. Поэтому предлагаю принять на участке 1-8 напряжение 110 кВ. Варианты экономического сравнения напряжений 110 и 35 кВ приведены в таблице 3.2 На всех участках линии Б-2 предусматривается одно номинальное напряжение 110 кВ.

Потери в линии 35кВ на участке 1-8 составляют ?P= 0,02МВт; ?U=1,09%, а в линии 110кВ - ?P=0,002МВт; ?U=0,11%.

Видно, что выгоден вариант с напряжением 110 кВ.

Таблица 2.1 - Выбор напряжения для варианта №4

Участок	L, км	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	ном, кВ	Uном, кВ
А-2	8,75	3,6	1,27	3,82	36,5	35
А-1	16,25	20,8	7,13	21,99	60,7	110
1-8	10	3,2	1,26	3,44	34,7	110
Б-6	12,5	14,8	5,35	15,74	51,4	110
Б-5	13,75	85,6	30,08	90,73	102,7	110
5-3	12,5	59,7	21,15	63,34	89,9	110
3-4	3,75	36,4	12,91	38,62	60,8	110
4-7	10	12,8	4,46	13,55	47,6	110

Таблица 2.2 - Выбор экономически целесообразного напряжения на участке 1-8

Напряжение 35кВ
Воздушные линии
Линия	Uном, кВ	Марка провода	Ко, тыс. руб./км	L, км	КВЛ, тыс. руб.
1-8	35	АС-95/16	10,6	10	106
Подстанции
ПСi	Uном, кВ	nтр, шт.	Sтр.ном, МВА	К, тыс. руб.	КПС, тыс. руб.
1	110/35/10	2	10	310	620
8	35/6	1	6,3	80	80
Всего капиталовложений, тыс. руб.	806
Напряжение 110кВ
Воздушные линии
Линия	Uном, кВ	Марка провода	Ко, тыс. руб./км	L, км	КВЛ, тыс. руб.
1-8	110	АС-120/19	11,4	10	114
Подстанции
ПСi	Uном, кВ	nтр, шт.	Sтр.ном, МВА	К, тыс. руб.	КПС, тыс. руб.
1	110/10	2	10	240	480
8	110/6	1	6,3	125	125
Всего капиталовложений, тыс. руб.	719

При выборе экономически целесообразного сечения будем использовать метод экономических интервалов. Построим номограммы. При построении номограмм будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по толщине стенки гололеда и Ш по ветровой нагрузке. Максимальная температура воздуха +37^оС, минимальная -32^оС, среднегодовая +2^оС. Будут использоваться одноцепные и двухцепные воздушные линии (ВЛ) на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в таблице 3.3 Они взяты из [3, таблицы 6.99 и 6.100], с учетом коэффициента удорожания (k_уд = 35), и из [5, табл. П. 1].

Таблица 2.3 - Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии	Стоимость сооружения К0i, тыс. руб./км для провода марки:
	АС-70/11	АС-95/16	АС-120/19	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
Одноцепная, 35 кВ	-	371	378	392	-	-
Одноцепная, 110 кВ	511	500	459	463	482	529
Двухцепная, 110 кВ	749	735	714	778	826	875
Погонное сопротивление, R0i, Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий 110 кВ с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

При выборе сечения проводов и линий в качестве основного метода будем использовать метод экономических интервалов.

; (2.2)

где - эффективность капиталовложений;

- время наибольших потерь, час;

с_эк - стоимость потерь электроэнергии, руб./кВт·час;

- норма отчислений на амортизацию и обслуживание.

По формуле (3.2) определяется наибольшее значение параметра с учетом ; руб./кВт•час; [3, таблица 6.32] и час:

(кВт/руб.)^1/2.

Граничный ток для одной из пар сечений, например, для мм² и мм² для двухцепной линии 110 кВ определяется по формуле:

А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяются аналогично. Результаты заносятся в таблицу 3.4.

Таблица 2.4 - Граничные токи между сечениями

Пары сечений	95/120	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Одноцепная, 35 кВ	255	381
Одноцепная, 110 кВ		204	528	779
Двухцепная, 110 кВ		815	840	795	816	816

Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм². Это означает, что сечение 185 мм² экономического интервала не имеет. Поэтому определяется граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм². Он оказался практически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм². Следовательно, экономический интервал сечения 150 мм² также практически отсутствует. Поэтому определяется граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм².

Для одноцепных линий 110кВ могут быть выгодными сечения 120 мм², 150 мм², 185 мм² и 240 мм². Для двухцепных линий 110 кВ - 120 мм² и 240 мм².

По построенным номограммам выбираются сечения. Для этого находятся значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По формуле (3.2) найдем для первого потребителя:

(кВт/руб.)^1/2.

Наибольший ток в цепи определяется по формуле:

; (2.3)

Определяем наибольший ток в одной цепи линии 5-8 по формуле (2.3):

А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рисунке 3.2 определяем, что при ток 57,7 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм².

Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19. Выбранное сечение необходимо проверить по техническим ограничениям. В процессе эксплуатации провода воздушных линий подвергаются различным воздействиям: нагрев проводов протекающими токами, атмосферные воздействия (гололед, ветер) и некоторые другие. Выбранное сечение должно быть таким, чтобы эти воздействия не препятствовали нормальной эксплуатации линий электропередачи и не приводили к преждевременному выходу проводов из строя.

Кроме того, высоковольтные воздушные линии (ВЛ), если сечение проводов выбрано неверно, оказывают нежелательное воздействие на окружающую среду вследствие коронного разряда. С одной стороны это значительные электромагнитные помехи и акустический шум, с другой - дополнительные потери энергии. Учет этих условий накладывает на выбираемые сечения определенные ограничения. Поэтому сечения, выбранные по условиям экономической целесообразности, обязательно должны проверяться на соответствие этим ограничениям.

Согласно [6], все проводники должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов. Так как в послеаварийных режимах часть элементов электрической сети выводится из работы, то оставшиеся работают с перегрузкой. Поэтому и проверку на допустимый нагрев нужно производить для послеаварийных режимов. Для каждого сечения установлены «допустимые нагрузки» - длительные токи, при которых при температуре воздуха +25С температура провода равна своему допустимому значению.

Необходимо проверить выполнение неравенства:

; (2.4)

где - допустимая для данного сечения нагрузка, А;

- ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, А.

- поправочный коэффициент, учитывающий фактическую среднемесячную температуру воздуха для наиболее жаркого месяца.

Если неравенство (3.4) выполняется, то проверяемое сечение выбрано правильно, если не выполняется, то сечение необходимо увеличить.

Проверим выбранный провод по техническим ограничениям в наиболее тяжелом послеаварийном режиме. В момент, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 115,4 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода, составляет 390 А [3, таблица 6.54], то есть значительно выше. Необходимо учесть поправочный коэффициент, учитывающий фактическую среднемесячную для наиболее жаркого месяца температуру воздуха в 13.00 ч. дня. Из исходных данных максимальная температура воздуха +37^оС, следовательно, поправочный коэффициент k_т = 0,81.

Ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме в соответствии с неравенством (2.4):

115,4 А А.

115,4 А А.

Проверим выбранный провод по коронному разряду.

Интенсивность коронного разряда зависит от состояния атмосферы и напряженности электрического поля вблизи поверхности провода. Полностью исключить коронный разряд нельзя, но его можно ограничить до величины, когда потери энергии не превышают экономически приемлемый уровень. Исследованиями установлено, что в ВЛ 110…220 кВ. Такое ограничение имеет место, если диаметр провода удовлетворяет условию:

; (2.5)

Для каждого номинального напряжения устанавливается минимальное сечение провода, при котором потери энергии на коронный разряд экономически приемлемы. Для напряжения 110 кВ устанавливается минимальное сечение провода =70 мм². Для двухцепной линии 110 кВ выбран провод марки АС-120/19 с сечением провода =120 мм², что соответствует условию (3.5).

Активные и реактивные сопротивления линий определяются по формулам:

; (2.6)

; (2.7)

где - длина участка, км;

- количество цепей;

- погонные активное, Ом/км;

- реактивное сопротивления, Ом/км.;

Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление Ом/км берем из [3, таблица 6.54А], реактивное погонное сопротивление Ом/км определяем по [5, таблица П. 4].

Тогда для участка ПС2-4 по формулам (2.6) и (2.7) определяем:

 Ом; Ом.

Потери мощности определяются сначала по участкам по формуле:

; (2.8)

где - приближенное значение потока мощности на участке, МВт;

- активное сопротивление участка, Ом.

Потери мощности в линии на участке ПС2-4 определяем по формуле (3.8):

МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме определяются также сначала по участкам по формуле:

; (2.9)

где и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.

Потери напряжения в нормальном (формула 3.9) и наиболее тяжелом послеаварийном режиме на участке ПС2-4:

кВ или ; кВ или .

Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов [3, таблица 6.48], составляющими ±9 Ч1,78 = ±16,02%.

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	S, МВА	I, А	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	?P, МВт	?U, %
А-2	3,82	62,97	95	0,306	2,68	0,421	3,68	0,03	1,17
А-1	21,99	57,70	120	0,249	2,02	0,427	3,47	0,08	0,55
1-8	3,44	18,05	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,002	0,11
Б-6	15,74	41,30	120	0,249	1,56	0,427	2,67	0,03	0,31
Б-5	90,73	238,11	240	0,12	0,83	0,405	2,78	0,56	1,28
5-3	63,34	166,21	240	0,12	0,75	0,405	2,53	0,25	0,81
3-4	38,62	101,36	120	0,249	0,47	0,427	0,80	0,06	0,23
4-7	13,55	35,57	120	0,249	1,25	0,427	2,14	0,02	0,21

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрали Б-7 - %;

в магистрали А-8 - %.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.

Выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

Если потребители подстанции относятся к третьей категории, то на этой подстанции достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей этой подстанции :

; (2.10)

где 0,9 - коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно [6], требуется установки двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям. Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей, то есть:

; (2.11)

Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [6] если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает , то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки. Вторым условием выбора мощности трансформаторов будет:

; (2.12)

Среди потребителей ПС-1 согласно заданию имеются потребители I и II категории. Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (3.11) и (3.12). То есть:

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 110/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 16 МВА [3, таблица 6.134].

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС-3, ПС-4, ПС-5, ПС-6 и ПС-7.



Для ПС-3 выбираем КТПБ 110/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-4 выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-5 выбираем КТПБ 110/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-6 выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА. Для ПС-7 выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Потребители ПС-2 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию:

Выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС-8.

;

Для ПС-8 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА.

2.2 Комбинированная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 3.3. Потоки мощности на участках сети от источника А определяются по I закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику.

При расчете потокораспределения кольцевые участки условно «разрезаются» в точках А и Б и кольца разворачиваются. При этом кольцевые участки сети превращаются в магистральные линии с двухсторонним питанием.

Расчет потокораспределения производится, начиная с головного участка.

Активная и реактивная составляющие потока мощности на участке Б-5 равны:

; (2.13)

; (2.14)

37,38 Мвт

13,01 Мвар

Поток на участке 5-7 определяем по первому закону Кирхгофа:

МВА.

МВА.

Знак «-» говорит о том, что пункт 7 будет точкой потокораздела.

МВА.

МВА.

Целесообразная величина номинального напряжения на участке сети Б-5 находится по формуле Илларионова (3.1):

кВ

Ближайшее стандартное значение принимается равным 110 кВ.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков. Результаты помещаются в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Выбор напряжения для варианта комбинированной сети

Участок	L, км	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	UIном, кВ	Uном, кВ
А-2	8,75	9,28	3,21	9,82	55,3	110
2-8	13,75	5,68	1,94	6,00	45,8	110
8-1	10	2,48	0,68	2,57	30,7	110
1-А	16,25	15,12	5,19	15,99	71,4	110
Б-6	12,5	14,8	5,35	15,74	51,4	110
Б-5	13,75	37,38	13,01	39,58	98,4	110
5-7	17,5	11,48	4,08	12,18	63,7	110
7-4	10	1,32	0,38	1,37	22,7	110
4-3	3,75	24,92	8,83	26,44	65,4	110
3-Б	12,5	48,22	17,07	51,15	104,3	110

Для кольцевых участков примем напряжение 110 кВ.

Наибольший ток в одной цепи линии Б-5 (формула 2.3):

А.

По номограмме для одноцепной линии 110 кВ на рисунке (3.2) определяем, что при ток 207,74 А попадает в экономический интервал сечения 240 мм². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-240/32.

Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. Допустимая нагрузка для этой марки провода составляет 605 А [3, табл. 6.54А]. Необходимо учесть поправочный коэффициент, учитывающий фактическую среднемесячную для наиболее жаркого месяца температуру воздуха в 13 часов дня. Из исходных данных максимальная температура воздуха +37С, следовательно, поправочный коэффициент k_т = 0,81.

Ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме в соответствии с неравенством (3.4):

207,74 А А

207,74 490,05 А

Для напряжения 110 кВ устанавливается минимальное сечение провода =70 мм², при котором потери энергии на коронный разряд экономически приемлемы.

Сечение 240 мм² проходит по этому ограничению.

Определим некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление Ом/км берется из [3, табл. 6.45А], реактивное погонное сопротивление Ом/км определяются по [5, табл. П. 4].

В соответствии с выражениями (3.6) и (3.7) активное и реактивное погонные сопротивления:

Ом;

Ом.

Потери мощности в линии в соответствии с выражением (2.8):

МВт

Потери напряжения в нормальном режиме по формуле (2.9):

кВ;

В процентном соотношении потери напряжения равны:

;

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий производятся аналогично. Результаты расчетов помещаются в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	I, A	S, МВА	L, км	F, мм2	r0, Ом/км	Rуч, Ом	x0, Ом/км	Xуч, Ом	?P, МВт	?U, %
А-2	51,54	9,82	8,75	150	0,198	1,73	0,42	3,68	0,01	0,23
2-8	31,50	6,00	13,75	150	0,198	2,72	0,42	5,78	0,01	0,22
8-1	13,50	2,57	10	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,001	0,08
1-А	83,90	15,99	16,25	150	0,198	3,22	0,42	6,83	0,07	0,69
Б-6	41,30	15,74	12,5	120	0,249	1,56	0,427	2,67	0,03	0,31
Б-5	207,74	39,58	13,75	240	0,12	1,65	0,405	5,57	0,21	1,11
5-7	63,95	12,18	17,5	150	0,198	3,47	0,42	7,35	0,04	0,58
7-4	7,21	1,37	10	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,001	0,04
4-3	138,76	26,44	3,75	240	0,12	0,45	0,405	1,52	0,03	0,20
3-Б	268,48	51,15	12,5	240	0,12	1,50	0,405	5,06	0,32	1,31

Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.

В кольцевой схеме наибольшая потеря напряжения до точки потокораздела;

%.

%.

В кольцевой схеме Б-Б' наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 3-Б.

В кольцевой схеме А-А' наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 1-А.

При этом кольцевые сети превращаются в магистральные линии с питанием с одной стороны. Расчетная схема линий приведена на рисунке 3.4. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по I закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 3.8.

Таблица 2.8 - Потеря напряжения в послеаварийном режиме

?UА-2, %	?U2-8, %	?U8-1, %	?U, %
0,6	0,81	0,57	1,98

?UБ-5, %	?U5-7, %	?U7-4, %	?U4-3, %	?U, %
2,55	2,99	1,55	0,19	7,28

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН [3, таблица 6.48].

Выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН. Расчет мощности трансформаторов аналогичен пункту 3.1.

Для ПС-6 выбираем КТПБ 110/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Для ПС-3 выбираем КТПБ 110/10 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-4 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-5 выбираем КТПБ 110/10 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-1 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-7 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Для ПС-2 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА

Для ПС-8 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА.

2.3 Кольцевая сеть

Так как сеть кольцевая, то условно «разрезается» источник и разворачивается кольцо. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчет потокораспределения производится, аналогично пункту 3.2 для кольцевого участка сети.

Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее протяженным и загруженным головным участкам А-1 и Б-3 по формуле Илларионова (2.1):

кВ.

кВ.

Ближайшее стандартное значение принимается равным 110 кВ.

Результаты помещаются в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	S, МВА	L, км	I, А	F, мм2	r0, Ом/км	Rуч, Ом	x0, Ом/км	Xуч, Ом	?P, МВт	?U, %
А-2	9,82	8,75	51,54	150	0,198	1,73	0,42	3,68	0,01	0,23
2-8	6,00	13,75	31,50	150	0,198	2,72	0,42	5,78	0,01	0,22
8-1	2,57	10	13,50	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,001	0,08
1-А	15,99	16,25	83,90	150	0,198	3,22	0,42	6,83	0,07	0,69
Б-6	43,39	12,5	227,74	240	0,12	1,50	0,405	5,06	0,23	1,11
6-5	27,65	18,75	145,14	240	0,12	2,25	0,405	7,59	0,14	1,06
5-7	0,27	17,5	1,40	120	0,249	4,36	0,427	7,47	0,001	0,02
7-4	13,30	10	69,80	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,04	0,41
4-3	38,36	3,75	201,36	150	0,198	0,74	0,42	1,58	0,09	0,39
3-Б	63,08	12,5	331,08	240	0,12	1,50	0,405	5,06	0,49	1,62

Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.

Общие потери напряжения от источника до точки потокораздела:

;

.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникнет в результате отказа наиболее загруженных участков А' - 1 и Б' - 3. При этом кольцевые сети превращаются в магистральные линии с питанием с одной стороны. Расчетная схема линий приведена на рисунке 3.6. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по I закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Потеря напряжения в послеаварийном режиме

?UА-2, %	?U2-8, %	?U8-1, %	?U, %
0,6	0,81	0,57	1,98

?UБ-6, %	?U6-5, %	?U5-7, %	?U7-4, %	?U4-3, %	?U, %
2,73	3,48	3,46	1,55	0,25	11,47

Общие потери напряжения в послеаварийном режиме оказались меньше чем пределы регулирования устройств РПН. Поэтому переходим к выбору трансформаторов и схем ОРУ на стороне ВН.

Мощности всех трансформаторов рассчитываются аналогично пункту 3.1

Для ПС-1 выбираем КТПБ 110/10 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА.

Для ПС-3 выбираем КТПБ 110/10 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-4 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-5 выбираем КТПБ 110/10 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 16 МВА. Для ПС-6 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 10 МВА. Для ПС-7 выбираем КТПБ 110/6 кВ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Для ПС-2 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА

Для ПС-8 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 6,3 МВА.

3. Технико-экономическое обоснование проекта

На стадии технико-экономического обоснования проекта используется методика, основанная на интегральных критериях экономической эффективности инвестиционных проектов.

При использовании этой методики оценка инвестиционного проекта осуществляется в пределах расчетного периода, который охватывает время строительства и время эксплуатации объекта. При этом срок эксплуатации принимается равным средневзвешенному нормативному сроку службы основного технологического оборудования. При необходимости учитываются и мероприятия, связанные с ликвидацией объекта. Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета. Для электрической сети в качестве шага расчета принимается 1 год.

На каждом шаге определяется эффект, который представляет собой разность между доходами, полученными от реализации проекта и затратами всех участников проекта, как финансовыми, так и производственными. На основе эффектов, рассчитанных для всех шагов, определяются интегральные показатели, характеризующие проект в целом. Для того, чтобы можно было соизмерять эффекты, достигаемые на разных шагах, все они приводятся к их ценности в какой-то один момент времени. В качестве цен используются базисные цены, сложившиеся в народном хозяйстве к моменту начала осуществления проекта. В случае необходимости учета изменения цен и инфляции вводятся индекс изменения цен и дефилирующий множитель.

В методике, основанной на интегральных критериях экономической эффективности инвестиционных проектов, используются следующие критерии экономической эффективности:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости.

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период:

ЧДД , (3.1)

где - номер шага расчета;

- результаты, достигаемые на t-ом шаге расчета;

- затраты, осуществляемые на том же шаге;

- коэффициент дисконтирования на t-ом шаге расчета.

Коэффициент дисконтирования рассчитывается на основании нормы дисконта Е, равной приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Если инвестирование проекта осуществляется за счет собственного капитала, то норма дисконта принимается несколько выше (за счет инфляции и инвестиционного риска), чем банковский процент по депозитным вкладам. Если капитал является заемным, то норма дисконта принимается равной процентной ставке по займам. Если норма дисконта постоянна в течение всего расчетного периода, то коэффициент дисконтирования на t-ом шаге определяется по формуле:

. (3.2)

Если норма дисконта меняется, то используется формула:

. (3.3)

Срок эксплуатации электроэнергетических объектов обычно достаточно велик - несколько десятилетий. При этом, начиная уже со второго десятка лет, коэффициенты дисконтирования получаются настолько малыми, что соответствующие этим годам эффекты не могут оказать существенного влияния на ЧДД. Поэтому при оценке эффективности проектов в электроэнергетике вполне достаточно ограничится горизонтом расчета в 15 лет.

Если ЧДД проекта положителен, то проект эффективен, если отрицателен, то неэффективен. Из нескольких вариантов проекта с положительными ЧДД эффективнее тот, у которого ЧДД выше.

Так как капитальные вложения в проект обычно осуществляются только на первых шагах его реализации, то на практике чаще пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого капитальные вложения исключаются из состава затрат и учитываются отдельно:

ЧДД , (3.4)

где - затраты на t - ом шаге за вычетом капиталовложений;

- сумма дисконтированных капиталовложений в проект;

- капиталовложения на t-ом шаге.

В формуле (4.4) разность называется приведенным эффектом.

При постоянной норме дисконта, в отсутствие роста цен и инфляции для вычисления ЧДД используется формула:

ЧДД = . (3.5)

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов расчетного периода к сумме капиталовложений:

ИД . (3.6)

При оценке проектов по индексу доходности критерием эффективности проекта будет выполнение неравенства: ИД 1, причем, чем выше ИД, тем эффективнее проект.

Внутренняя норма доходности (ВНД) - это та норма дисконта, при которой сумма приведенных эффектов равна сумме капиталовложений. Для определения ВНД необходимо решить уравнение:

. (3.7)

Если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный проект оправданы, если меньше, то инвестиции нецелесообразны. И, соответственно, из нескольких вариантов проекта выгоднее тот, который дает большую ВНД.

Срок окупаемости - это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными результатами осуществления проекта. Его можно определить, решив уравнение:

. (3.8)

где - минимальное положительное число, делающее Т_ок целым.

Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех критериев и интересов всех участников инвестиционного проекта. Результаты проекта, не поддающиеся стоимостной оценке, рассматриваются, как дополнительные критерии, и также учитываются при принятии решения.

В качестве примеров предварительного расчета рассмотрим расчеты вариантов 4, 6 и 10. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и кольцевую сеть. Исходные данные для оценки экономической эффективности этих вариантов взяты из раздела 3 (примеры предварительного расчета).

Для всех вариантов делаем следующие допущения.

1. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

- первый год - 100000 тыс. руб./ год (собственные средства);

- второй год - 50000 тыс. руб./ год (заемные средства);

- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заемные средства).

Плата за кредит - 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

2. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - все расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

3. Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.

4. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций энергосистемы 35…220 кВ) для шага 0 принимаем 1,1 руб./кВт•ч. Принимаем также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимаем на 10% выше.

5. Норму дисконта принимаем равной 0,15.

6. Норму отчислений на эксплуатацию сети принимаем 6% на все оборудование.

7. Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться укрупненными показателями стоимости на 1990 год [3].

Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным 35.

8. Инфляцию не учитываем.

Начнем технико-экономический расчет с варианта №4 (радиально-магистральная сеть).

Стоимость сооружения линии А-1 составит:

где - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для II района по гололеду, по [3, табл. 6.100].

- протяженность линии А-1.

- коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично. Результаты заносятся в таблицу 4.1.

Определяем капитальные вложения в подстанции.

Стоимость сооружения подстанции потребителя 1 определяется с использованием [3, табл. 6.134].

где - стоимость КТПБ 110/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН. Мощности трансформаторов для ПС1-16 МВА.

Стоимость сооружения остальных подстанций определяются аналогично. Результаты сводятся в таблицу 3.2.

Таблица 3.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Линия	Uном, кВ	Кол-во цепей	Марка провода	К0, тыс. руб./км	L, км	КВЛ, тыс. руб.
А-2	35	1	АС-95/16	11,4	8,75	3491,25
А-1	110	2	АС-120/19	18,1	16,25	10294,38
1-8	110	1	АС-120/19	11,4	10	3990,00
Б-6	110	2	АС-120/19	18,1	12,5	7918,75
Б-5	110	2	АС-240/32	24	13,75	11550,00
5-3	110	2	АС-240/32	24	12,5	10500,00
3-4	110	2	АС-120/19	18,1	3,75	2375,63
4-7	110	2	АС-120/19	18,1	10	6335,00
Итого, воздушные линии	56455,00

Из таблиц 3.1 и 3.2 общие капитальные вложения в сооружение электрической сети составляют:

Разбиваем эти капитальные вложения на три года строительства. 1 год - 100000 тыс. руб./год; 2 год - 20000 тыс. руб./год; 3 год - 6560 тыс. руб./год.

Капитальные вложения в радиально-магистральную сеть вносятся в первую строку таблицы 3.7. Остальные расчеты проводится в таблице 3.7.

Во вторую строку таблицы помещается платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа, то есть по 5312 тыс. руб./ год.

Таблица 3.2 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети

Подстанции	Uном, кВ	n, шт.	Sтр.ном, МВА	К, тыс. руб.	Кпс, тыс. руб.
1	110/10	2	16	270	9450
2	35/6	1	6,3	125	4375
3	110/10	2	16	270	9450
4	110/6	2	16	270	9450
5	110/10	2	16	270	9450
6	110/6	2	10	240	8400
7	110/6	2	10	240	8400
8	110/6	1	6,3	125	4375
ПС1, ПС2	Ячейка 110 кВ с выключателем - 7 шт. Ячейка 35 кВ с выключателем - 1 шт.	6510 245
ИТОГО, подстанции	70105

В третью строку таблицы записываются процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на шаге 1, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 5000 тыс. руб./год. Соответственно проценты за кредит на шаге 2 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2, то есть 6640 тыс. руб./год. Начиная с шага 3 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов (то есть на 1328 тыс. руб./год).

Далее для каждого шага определяются отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы и заполняется четвертая строка таблицы.

В пятую строку таблицы вносится тариф на электроэнергию.

Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяются по формуле:

, (3.9)

где с_э - тариф на электроэнергию; на шаге 1 равен 1,11 руб./кВт•ч.

k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам строительства.

В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 k равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.

На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят:

В седьмую строку таблицы помещаются общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк.

В восьмую строку помещается результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Она определяется по формуле:

(3.10)

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяется путем вычитания из результата общих затрат (без капитальных вложений), и заполняется девятая строка таблицы.

В десятую строку помещаются значения коэффициента дисконтирования. В качестве примера приведем расчет коэффициента дисконтирования для шага 6:

В последней строке таблицы определяется на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования):

 (3.11)

На шаге 2:

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываются, так как они сделаны за счет заемных средств.

Расчеты на остальных шагах производятся аналогично.

Чистый дисконтированный доход для варианта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составил 109587,7 тыс. руб. Срок окупаемости

Повторяем расчет для варианта №6 (комбинированная сеть).

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, с использованием [3, табл. 6.99]. Результаты заносятся в таблицу 3.3

Таблица 3.3 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Участок	Uном, кВ	n, шт.	Марка провода	К0, тыс руб.	L, км	КВЛ, тыс. руб.
А-2	110	1	АС-150/24	11,7	8,75	3583,13
2-8	110	1	АС-150/24	11,7	13,75	5630,63
8-1	110	1	АС-120/19	11,4	10	3990,00
1-А	110	1	АС-150/24	11,7	16,25	6654,38
Б-6	110	2	АС-120/19	18,1	12,5	7918,75
Б-5	110	1	АС-240/32	14	13,75	6737,50
5-7	110	1	АС-150/24	11,7	17,5	7166,25
7-4	110	1	АС-120/19	11,4	10	3990,00
4-3	110	1	АС-240/32	14	3,75	1837,50
3-Б	110	1	АС-240/32	14	12,5	6125,00
ИТОГО воздушные линии	53633,13

Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием определяются капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаются в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети

Подстанции	Uном, кВ	n, шт.	Sтр.ном, МВА	К, тыс. руб.	КПС, тыс. руб.
1	110/10	2	16	350	12250
2	110/6	1	6,3	125	4375
3	110/10	2	16	380	13300
4	110/6	2	16	380	13300
5	110/10	2	16	380	13300
6	110/6	2	10	270	9450
7	110/6	2	10	350	12250
8	110/6	1	6,3	125	4375
ПС1, ПС2	Ячейка 110 кВ с выключателем - 13 шт. [3, табл. 6.114]	14105
ИТОГО	96705

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства.

В первый год это составляет 100000 тыс. руб./год, во второй год 50000 тыс. руб./год и в третий 338,13 тыс. руб./год. Вносим их в первую строку таблицы 4.8.

Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта производятся в таблице 4.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Повторяем расчет для варианта №10 (кольцевая сеть).

Расчет стоимости сооружения линий проводится аналогично, с использованием. Результаты сводятся в таблицу 3.5.

Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием определяем капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаем в таблицу 3.6.

Таблица 3.5 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

Участок	Uном, кВ	n, шт.	Марка провода	К0, тыс. руб.	L, км	КВЛ, тыс. руб.
А-2	110	1	АС-150/24	11,7	8,75	3583,13
2-8	110	1	АС-150/24	11,7	13,75	5630,63
8-1	110	1	АС-120/19	11,4	10	3990,00
1-А	110	1	АС-150/24	11,7	16,25	6654,38
Б-6	110	1	АС-240/32	14	12,5	6125,00
6-5	110	1	АС-240/32	14	18,75	9187,50
5-7	110	1	АС-120/19	11,4	17,5	6982,50
7-4	110	1	АС-120/19	11,4	10	3990,00
4-3	110	1	АС-150/24	11,7	3,75	1535,63
3-Б	110	1	АС-240/32	14	12,5	6125,00
ИТОГО воздушные линии	53803,75

Таблица 3.6 - Капитальные вложения в подстанции кольцевой сети

Подстанции	Uном, кВ	n, шт.	Sтр.ном, МВА	К, тыс. руб.	КПС, тыс. руб.
1	110/10	2	16	380	13300
2	110/6	1	6,3	125	4375
3	110/10	2	16	380	13300
4	110/6	2	16	380	13300
5	110/10	2	16	380	13300
6	110/6	2	10	350	12250
7	110/6	2	10	350	12250
8	110/6	1	6,3	125	4375
ПС1, ПС2, ТЭЦ	Ячейка 110 кВ с выключателем - 12 шт. [3, табл. 6.114]	10320
ИТОГО	96670

Общие капитальные вложения для этого варианта составят:

Остальные расчеты эффективности проведены в таблице 4.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Произведем сравнение экономической эффективности трех вариантов сети:

- Чистый дисконтированный доход для проекта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 109587,7 тыс. руб. Срок окупаемости

- Чистый дисконтированный доход для проекта комбинированной сети за все 15 шагов составит 97327,5 тыс. руб. Срок окупаемости

- Чистый дисконтированный доход для проекта кольцевой сети за все 15 шагов составит 107620,2 тыс. руб. Срок окупаемости