Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Задание на проектирование

Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей.

Таблица 1. Задание

Сведения о потребителях	Состав по категориям
№	Р, МВт	сos ц	Uн ном, кВ	I, %	II, %	III, %
1	4,3	0,86	10	30	20	50
2	20,1	0,72	10	0	25	75
3	12,4	0,74	6	25	15	60
4	21,5	0,86	10	0	0	100
5	28,3	0,8	10	10	10	80
6	21,3	0,75	10	0	0	100

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6700. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 30%. При этом tg ц возрастает на 0,03.

Мощность ТЭЦ - 45 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и энергосистемы - 0,95 и 0,94 соответственно.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,05 от номинального.

Выполнить расчёты:

1 Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

3. Предварительный приближенный расчёт трёх отобранных вариантов.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

6. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии.

2. Составление баланса мощности

Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:

где: - активная мощность i-го потребителя из задания;

- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i-тый потребитель.

принимаются в пределах 3…8% от потребляемой активной мощности. Принято - 6%.

Потери активной мощности первого потребителя:

Полная мощность i-того потребителя:

Реактивная мощность каждого потребителя и общее её потребление:

где, - общие потери реактивной мощности во всей сети.

Реактивная мощность потребителей:

Мвар;

Мвар;

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

;

Мвар;

Таблица 2 - Баланс мощности

Потребитель	1	2	3	4	5	6	Итого
Pi,МВт	7,6	8,9	17,3	16,2	28,6	6,9	90,63
Pi,МВт	0,456	0,534	1,038	0,972	1,716	0,414
Qi,Мвар	8,885	9,861	17,65	15,167	35,255	7,238	101,693
Qтрi, Мвар	0,702	0,797	0,483	1,332	2,724	0,6
Qку, Мвар	6,131	6,611	11,266	9,132	24,974	4,701	62,816
nку	14	16	27	22	58	12	149
, Мвар	2,585	2,661	5,5	5,267	9,155	1,838	27,006
Si,МВ·А	8,028	9,29	18,153	17,035	30,03	7,141	89,675

По результатам, занесённым в таблицу, определяются требуемые мощности:

;

МВт;

Мвар.

По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется независимый источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также учитывается:

;

Мвар.

Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств для потребителей:

Так как среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо в эту формулу подставляется:

=0,429

Мвар.

Для компенсации используются батареи статических конденсаторов. Количество компенсирующих установок:

;

где, Q_{ед -} мощность одной установки.

Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10 и ККУ-6 с единичной мощностью 0,45 Мвар.

С учётом компенсации реактивная мощность потребителей составит:

;

Мвар.

Проверка расчёта баланса:

;

Баланс практически сошёлся - расчёты верны.

3. Выбор оптимального варианта схемы сети

Суммарная протяженность ВЛ от РПП1 до потребителей = 361 км, от РПП2 - 354 км. К расчётам принимается РПП2.

Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения. Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта. Все варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые схемы и смешанные.

Вариант 1 - магистрально - радиальная сеть. Все ЛЭП прокладываются напрямую от РПП.

; км;

N _У1 = 7 шт.; L₁ = 408 + 7•4 = 436 км.

Принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (7 шт.) - по одному выключателю на каждый отходящий фидер.

Во втором варианте (рис. 3.3) радиально - магистральной схемы сокращается протяженность ВЛ, но увеличивается количество выключателей, так как ПС1 и ПС5 в новой схеме - узловые.

км;

N _У2 = 14 шт.; L₂ = 423 км.

Вариант 3 (рис. 3.4) усовершенствование радиально - магистральных вариантов 1 и 2. Максимально уменьшается протяженность и наименьшее количество выключателей.

км; N _У3 = 4 шт.; L₃ = 318 км.

Вариант 4 (рис. 3.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются все РП и ТЭЦ. ВЛ в одноцепном исполнении.

км; N _У4= 9 шт.; L₄= 328 км.

Вариант 5 (рис. 3.6). Комбинированная сеть - часть потребителей объединяется в кольцо, остальные соединены радиально-магистральным способом. км; N _У5= 12 шт.; L₅= 360,5 км.

4. Предварительный расчёт выбранных вариантов

Предварительный расчёт необходим для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.

Предварительный расчёт потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок. Расчёт потокораспределения радиально-магистральной линии делается на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удалённых потребителей к источнику. Так как расчёт приближенный, то потерями мощности пренебрегают.

4.1 Предварительный расчёт радиально-магистральной схемы №3

Потокораспределение:

Поток мощности на участке 2-6 равен мощности ПС6:

МВ•А.

Поток мощности на участке 5-2 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 2:

МВ•А.

Поток мощности на участке Р-5 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:

МВ•А.

Поток мощности на линии Р-1-Т-3-4 рассчитывается аналогично.

С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразное номинальное напряжение на участках:

;

кВ.

Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Таблица 4.1 - Выбор напряжений для варианта 2

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, МВ·А	U', кВ	Uном, кВ
Р-5	38	44,4	13,654	46,452	89,168	110
5-2	45	15,8	4,5	16,428	55,252	110
2-6	20	6,9	1,838	7,141	50,812	110
Р-1	20	1,1	4,873	4,995	14,792	110
1-Т	42	6,5	7,458	9,893	35,78	110
Т-3	23	33,5	10,766	35,187	76,474	110
3-4	30	16,2	5,267	17,035	76,475	110

Для участков Р-1 и 1-Т принимается номинальное напряжение 110 кВ, так как участки не конечные.

Выбор сечений проводов линий

В качестве основного метода используется метод экономических интервалов. Считается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. На рисунке 4.2 представлены номограммы экономических интервалов, по которым выбираются сечения проводов.

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рисунок 4.2 - Номограммы экономических интервалов

Для этого находится значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

, (кВт/руб.)^1/2

Аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.

Для заданного значения числа часов использования максимума Т_м=6000 ч ф определяем по графику из справочной литературы: ф =4250 ч.

В качестве приемлемого срока окупаемости принимается года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит: .

Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб./кВт•ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается .

Тогда, (кВт/руб.)^1/2.

Наибольший ток в одной цепи линий:

;

А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рис. 4.2 определяется, что при ток 121,905 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм². Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС-120/19.

Выбранные провода проверяются по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится.

Допустимая нагрузка для провода АС 120/19 составляет 390 А.

.

Все провода выдерживают удвоенный ток послеаварийного режима.

Параметры линий и их режимы

Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам:

, Ом; , Ом;

где, и - длина участка в км и количество цепей;

, - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

Для провода АС-120/19 110 кВ Ом/км, Ом/км.

Ом; Ом.

Потери мощности по участкам:

,

где, , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;

, Ом - активное сопротивление участка.

МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме:

, кВ;

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

кВ или .

Таблица 4.2 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально - магистральной сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	R, Ом	X, Ом	ДP, МВт	ДU, %
Р-5	46,452	121,905	120/19	4,731	8,113	0,844	2,651
5-2	16,428	43,113	120/19	5,603	9,608	0,125	1,089
2-6/1 цепн.	7,141	37,479	120/19	4,98	8,54	0,021	0,414
Р-1	4,995	13,109	120/19	2,49	4,27	0,005	0,195
1-Т	9,893	25,963	120/19	5,229	8,967	0,042	0,834
Т-3	35,187	92,343	120/19	2,864	4,911	0,293	1,229
3-4/1 цепн.	17,035	89,409	120/19	7,47	12,81	0,179	1,558

Потери напряжения по линиям:

ДU_Р-5-2-6 = 4,154%; ДU_{Р-5-2-6 п/ав} = 6,806%;

ДU_Р-1-Т-3-4 = 3,816%; ДU_{Р-1-Т-3-4 п/ав} = 5,045%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаются режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения: участки Р-5 и Т-3. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН трансформаторов 110 кВ, составляющих ±9 ?1,78 = ±16,02%.

Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям.

Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей: ; во-вторых, в послеаварийном режиме, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе:

.

Среди потребителей ПС1 1 кВ согласно заданию имеются потребители I и II категории (40%). Поэтому предусматривается установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов:

Для ПС1 и ПС2 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2?10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1?25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2?25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1?10 МВ·А.

4.2 Предварительный расчёт кольцевой сети, схема №4

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.3. Условно источник «разрезается» и кольцо разворачивается, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчёт потокораспределения производится, начиная с головного участка:

МВт;

Мвар

Поток на участке 1-4 определяется по первому закону Кирхгофа:

МВ•А.

В конце делается проверка правильности расчёта. Для этого определяется поток мощности на противоположном головном участке и сравнивается с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа:

МВт;

Мвар

Расчёты, сделанные по первому закону Кирхгофа проведены верно.

Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее загруженному головному участку 5-Б:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для всей сети 110 кВ.

Выбор сечений проводов, сопротивлений участков, потерь мощности и напряжения проводится аналогично п. 4.1, результаты в табл. 4.3.

Общие потери мощности составляют МВт;

Потеря напряжения от источника до точек потокораздела:

%;

%.

Таблица 4.3 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	R, Ом	X, Ом	ДP, МВт	ДU, %	ДU п/ав, %
А-1	17,454	91,609	150/24	3,96	8,4	0,099	0,74	2,099
1-4	9,671	50,758	150/24	11,484	24,36	0,089	0,93	4,844
4-3	8,428	44,237	150/24	5,94	12,6	0,035	0,876	1,162
3-Т	26,175	137,381	185/29	3,726	9,499	0,211	1,584	0,494
Т-2	17,781	93,328	150/24	9,108	19,32	0,238	2,398	5,522
2-6	8,676	45,538	150/24	3,96	8,4	0,025	0,567	1,925
6-5	2,919	15,325	150/24	14,193	24,339	0,01	0,626	5,196
5-Б	28,915	151,764	185/29	6,156	15,694	0,425	2,248

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 5-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.4. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Потери напряжения послеаварийного режима - табл. 4.3.

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме: ?U, %= 21,243% это выше, чем пределы регулирования устройств РПН = 16% для трансформаторов 110 кВ.

Для уменьшения потерь по напряжению простая кольцевая схема преобразуется в сложно-замкнутую.

4.3 Сложно-замкнутая сеть

Перед расчётом потокораспределения сложно-замкнутая сеть преобразуется в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разносится нагрузка 5 между точкой Р и точкой 6. При этом в точку 6 перемещается мощность:

МВ·А.

Это увеличивает нагрузку в точке 6 до величины:

МВ·А.

Новая нагрузка точки 6 разносится между точками Р и 2:

МВ·А.

В точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

МВ·А.

Две параллельные линии Р-5-6-2' и Р-2 заменяются одной эквивалентной. Её длина:

км.

Получившаяся в результате преобразования кольцевая линия «разрезается» по источнику и представляется, как линия с двухсторонним питанием. Далее, производится расчёт потокораспределения как в п. 4.2. Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рис. 4.6.

Сеть преобразуется в обратном порядке, находятся потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-5-6-2:

МВ·А.

МВ·А.

Возврат нагрузок:

МВ·А;

МВ·А;

МВ·А.

По полученным данным выбираются сечения линий, определяются их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчётов представлены в табл. 4.4

Таблица 4.4 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий сложно-замкнутой кольцевой сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	R, Ом	X, Ом	ДP, МВт	ДU, %
А-1	14,809	77,728	150/24	3,96	8,4	0,072	0,657
1-4	6,981	36,64	120/19	14,442	24,766	0,058	0,834
4-3	10,616	55,72	150/24	5,94	12,6	0,055	1,001
3-Т	28,62	150,22	185/29	3,726	9,499	0,252	1,662
Т-2	15,408	80,87	150/24	9,108	19,32	0,179	2,206
Р-2	6,83	35,85	120/19	15,687	26,901	0,06	0,922
2-6	12,315	64,64	150/24	3,96	8,4	0,05	0,695
6-5	5,306	27,85	120/19	14,193	24,339	0,033	1,091
5-Б	24,915	130,77	185/29	6,156	15,694	0,316	2,05

Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения от источника до точек потокораспределения:

%; %; %; %.

Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 3-Т. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в комбинированную: участок простой кольцевой сети и радиально-магистральной сети. Расчётная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.8.

Таблица 4.5 - Потери напряжения сложно-замкнутой сети послеаварийного режима

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	ДU п/ав, %
А-1	41,1	13,352	2,272
1-4	33,5	10,766	6,202
4-3	17,3	5,5	1,422
3-Т	авария
Т-2	40	18,225	5,921
Р-2	14,575	8,853	3,858
2-6	16,525	6,709	1,007
6-5	9,625	4,872	2,109
5-Б	18,975	4,283	1,521

Общая потеря напряжения до наиболее удаленных точек:

% < 16%; %< 16%.

Выбор трансформаторов и схем ОРУ для этого варианта:

Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов такие же, как в п. 4.1. Для всех подстанций выбрана схема: мостик с выключателем в перемычке и 2-х трансформаторные КТПБ: для ПС1, ПС2 и ПС6 - 110/10 кВ 2?6,3 МВ•А;

для ПС3 - 110/6 кВ 2?10 МВ•А;

для ПС4 - 110/10 кВ 2?10 МВ•А;

для ПС5 - 110/10-10 кВ 2?25 МВ•А;

4.4 Предварительный расчёт комбинированной сети, вариант №7

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.9. Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично п. 4.2.

Целесообразная величина напряжения кольцевого участка:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для кольцевого участка сети 110 кВ.

Целесообразная величина напряжения радиальных участков:

кВ;

кВ.

кВ.

Принимается номинальное напряжение для радиальных линий 110 кВ.

Таблица 4.6 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	R, Ом	X, Ом	ДP, МВт	ДU, %
А-1	12,334	64,738	150/24	3,96	8,4	0,05	0,421
1-Т	5,513	28,937	120/19	10,458	17,934	0,026	0,828
Т-3/2ц	35,188	92,343	120/19	2,863	4,911	0,293	1,229
3-4	17,035	89,409	150/24	5,94	12,6	0,142	1,343
Т-2	12,148	63,762	150/24	9,108	19,32	0,111	1,584
2-6	7,141	37,479	120/19	4,98	8,54	0,021	0,413
2-5	4,57	23,986	120/19	11,205	19,215	0,019	0,444
5-Б	34,374	180,418	240/32	4,56	15,39	0,445	2,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа более загруженных участков: в кольцевой части - Б-5 и 3-Т радиальной сети. При аварии на участке Т-3 сопротивление участка удваивается за счёт обрыва одной цепи, удваивается также и потеря напряжения на участке. При аварии на Б-5 - кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчёт потери напряжения приведён в табл. 4.7.

Таблица 4.7 - потеря напряжения комбинированной сети в послеаварийном режиме

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	I п/ав, А	ДU, %
А-1	45,5	8,782	243,22	2,098
1-Т	37,9	6,196	201,564	4,194
Т-3/2ц	33,5	10,766	92,343	1,229
3-4	16,2	5,267	89,409	1,343
Т-2	44,4	13,654	243,81	5,522
2-6	6,9	1,838	37,478	0,413
2-5	28,6	9,155	157,614	4,102
5-Б	Авария

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

Авария Б-5:% > 16%.

Авария 3-Т: %.

Проверка токов послеаварийного режима по номограммам: на участках А-1, 1-Т, Т-2 и 2-5 можно увеличить сечение проводов. Новые значения комбинированной сети сведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети после замены сечения проводов

Участок	S п/ав, МВ·А	I п/ав, А	F, мм2	R, Ом	X, Ом	ДP, МВт	ДU, %
А-1	46,339	243,22	240/32	2,4	8,1	0,03	0,261
1-Т	38,403	201,564	240/32	5,04	17,01	0,013	0,595
Т-3/2ц	35,188	92,343	120/19	2,864	4,911	0,293	1,229
3-4	17,035	89,409	150/24	5,94	12,6	0,142	1,344
Т-2	46,452	243,81	240/32	5,52	18,63	0,067	1,225
2-6	7,141	37,478	120/19	4,98	8,54	0,021	0,414
2-5	30,09	157,614	185/29	7,29	18,585	0,013	0,295
5-Б			240/32	4,56	15,39	0,445	2,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Потеря напряжения от источника до наиболее удалённой точки:

Авария Б-5:% < 16%;

Авария 3-Т: % < 16%.

Выбор трансформаторов и схем ВН подстанций

Для ПС1 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС2 выбирается схема: мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2?10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1?25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2?25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1?10 МВ·А.

5. Оценка экономической эффективности вариантов

Для расчётов приняты варианты 3, 4а и 7. Они представляют собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ, сложно-замкнутую кольцевую сеть на 110 кВ и комбинированную сеть на 110 кВ.

Для всех вариантов делаются следующие допущения:

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

- первый год - 60000 тыс. руб./ год (собственные средства);

- второй год - 30000 тыс. руб./ год (заёмные средства);

- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные 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 расчётного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - всё расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

3. Горизонт расчёта - 15 лет. Шаг расчёта - 1 год.

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

5. Норма дисконта - 0,15.

6. Норма отчислений на эксплуатацию - 6% на всё оборудование.

7. Для оценки требуемых капитальных вложений использованы укрупненные показателями стоимости на 1990 год. Для учёта последующего изменения цен введён коэффициент удорожания равный 18.

8. Инфляция не учитывается.

5.1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная сеть

Стоимость сооружения линии Р-5 составит:

где, , - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду.

- протяженность линии Р-5.

- коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично. Результаты в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Участок	провод	Uном, кВ	Количество цепей	Ко, тыс. руб.	L, км	Квл, т.р.
Р-5	120/19	110	2	20,4	38	13953,6
5-2	120/19	110	2	20,4	45	16524
2-6	120/19	110	1	13,1	20	4716
Р-1	120/19	110	2	20,4	20	7344
1-Т	120/19	110	2	20,4	42	15422,4
Т-3	120/19	110	2	20,4	23	8445,6
3-4	120/19	110	1	13,1	30	7074
ИТОГО воздушные линии	73479,6

Капитальные вложения в подстанции:

Стоимость сооружения ПС1:

Здесь - стоимость КТПБ 110/10 кВ с двумя трансформаторами 6,3 МВ•А и схемы мостик с выключателем в перемычке.

Стоимость сооружения остальных ПС определяется аналогично. Результаты в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети

ПС	Схема ПС	Uном, кВ	кол-во трансформаторов	Sном.тр, МВА	К, тыс. руб.
1	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3	330
2	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3	330
3	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/6	2	10	350
4	КТПБ блок линия-трансформатор	110/10-10	1	25	195
5	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10-10	2	25	500
6	КТПБ блок линия-трансформатор	110/10	1	10	135
РПП	ячейка с воздушным выключателем		4		57
Итого подстанции

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Эти капитальные вложения разбиваются по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс. руб./год, 30000 тыс. руб./год и 20703,6 тыс. руб./год.

Остальные расчёты проведены в таблице 5.7.

Во вторую строку таблицы помещаются платежи в счёт погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа.

В третью строку таблицы вписываются 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 заёмные средства. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов.

Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы.

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

k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.

На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят:

Седьмая строка таблицы - общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвёртой и шестой строк.

Восьмая строка - результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям:



На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:

Для девятой строки рассчитывается приведённый эффект на каждом шаге, вычетом из результата общих затрат (без капитальных вложений).

Десятая строка - коэффициент дисконтирования.

Коэффициент дисконтирования для шага 3:

.

Одиннадцатая строка - 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 учётом дисконтирования):

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

Чистый дисконтированный доход для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 134726 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.2 Расчёт для варианта 4а сложно-замкнутая сеть

Расчёт стоимости сооружения линий и подстанций проведён аналогично, результаты в таблицах 5.3, 5.4.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети

Участок	провод	Uном, кВ	Количество цепей	Ко, тыс. руб.	L, км	Квл, т.р.
А-1	АС 150/24	110	1	13,2	20	4752
1-4	АС 120/19	110	1	13,1	58	13676,4
4-3	АС 150/24	110	1	13,2	30	7128
3-Т	АС 185/29	110	1	13,8	23	5713,2
Т-2	АС 150/24	110	1	13,2	46	10929,6
Р-2	АС 120/19	110	1	13,1	63	14855,4
2-6	АС 150/24	110	1	13,2	20	4752
6-5	АС 120/19	110	1	13,1	57	13440,6
5-Б	АС 185/29	110	1	13,8	38	9439,2
ИТОГО						84686,4

Таблица 5.4 - Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети

ПС	Схема ПС	Uном, кВ	кол-во трансформаторов	Sном.тр, МВА
1	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3
2	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3
3	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/6	2	10
4	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	10
5	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10-10	2	25
6	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3
РПП	ячейка с воздушным выключателем		3

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Расчёты экономической эффективности этого варианта произведены в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для сложно-замкнутой сети за все 15 шагов составит 123498 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Участок	провод	Uном, кВ	Количество цепей	Ко, тыс. руб.	L, км	Квл, т.р.
А-1	АС 240/32	110	1	15,1	20	5436
1-Т	АС 240/32	110	1	15,1	42	11415,6
Т-3	АС 120/19	110	2	20,4	23	8445,6
3-4	АС 150/24	110	1	13,2	30	7128
Т-2	АС 240/32	110	1	15,1	46	12502,8
2-6	АС 120/19	110	1	13,1	20	4716
2-5	АС 185/29	110	1	13,8	45	11178
5-Б	АС 240/32	110	1	15,1	38	10328,4
ИТОГО		71150,4

Таблица 5.6 - Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети

ПС	Схема ВН ПС	Uном, кВ	кол-во трансформаторов	Sном.тр, МВА
1	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10	2	6,3
2	КТПБ мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН	110/10	2	6,3
3	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/6	2	10
4	КТПБ блок линия-трансформатор	110/10-10	1	25
5	КТПБ мостик с выключателем в перемычке	110/10-10	2	25
6	КТПБ блок линия-трансформатор	110/10	1	10
РПП	ячейка с воздушным выключателем		2

Общие капитальные вложения для этого варианта составят:

Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15 шагов составит 152553 тыс. руб. Срок окупаемости .

Как видно из полученных результатов, наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 7 - комбинированная сеть.

электроснабжение мощность сеть потребитель

Размещено на Allbest.ru