Проектирование линии электропередач (стр. 3 из 8)
, (11)где t - порядковый год от начала строительства,
Кt - капиталовложение t - ого года,
Т - срок строительства в годах,
Ен - норматив приведения разновременных затрат (0,15).
Таблица 3 - Капитальные вложения с учетом фактора времени
| Год строительства | Вариант I | Вариант II | ||
| % | КI, тыс. руб | % | КII, тыс. руб | |
| 1 | 40 | 433184,54 | 40 | 430617,51 |
| 2 | 30 | 324888,41 | 30 | 322963,131 |
| 3 | 15 | 162444, 203 | 15 | 161481,57 |
| 4 | 15 | 162444, 203 | 15 | 161481,57 |
| Итого | 100 | 1082961,35 | 100 | 1076543,77 |
Капитальные вложения с учётом временного фактора:
1.4 Расчет текущих эксплуатационных затрат
Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С) определяются по формуле /3/:
С = Сэ + Со. т + Ссн + Снс + Срэ + Срс + Са + Сос + Скр + Спр + Соб;
где Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);
Со. т- годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб.;
Ссн - отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда обслуживающего персонала, руб.;
Снс - отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб.;
Срэ - годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, руб.,
Срс - годовые затраты на ремонт строительной части, руб.,
Са - амортизационные отчисления на полное восстановление от основных фондов, руб.,
Сос - платежи по обязательному страхованию имущества предприятий, руб.,
Скр - затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб.,
Спр - прочие расходы, руб.;
Соб - общесетевые расходы, руб.,
1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии
Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:
Сэ = Zэ·ΔWГ;
где Zэ - действующие тарифы, тыс. руб.,
ΔWГ - годовые потери электроэнергии в кВт. ·ч., определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.
В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт. ·ч. заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (α, руб/кВт) и платы за 1 кВт. ·ч. отпущенной потребителю электрической энергии (β, коп/кВт. ·ч):
где Тμ - время использования максимальной нагрузки энергосистемы, ч.
ΔWГ = ΔWЛЭП + ΔWтр;
где ΔWЛЭП - годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт. ·ч.;
ΔWтр - годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт. ·ч. .
Потери в ЛЭП
ΔWЛЭП = ΔРЛЭП ∑·τμ;
где ΔРЛЭП ∑ - наибольшие потери активной мощности, МВт;
τμ - годовое время максимальных потерь, ч.
где Sn - полная мощность подстанции МВА;
Uc - номинальное напряжение сети кВ;
R - сопротивление линии (с учетом протяженности линий) Ом.
I вариант сети:
Таблица 7 Параметры ЛЭП (вариант I)
| № участка | R, Ом | Sn, МВА | Uc, кВ | ΔРЛЭП | Потери мощности в ЛЭП, МВт |
| 0-1 | 6,27 | 29,76 | 110 | ΔРЛЭП0-1 | 0,4589 |
| 1-2 | 6,05 | 46,5 | 110 | ΔРЛЭП1-2 | 1,081 |
| 0-3 | 8,14 | 22,367 | 110 | ΔРЛЭП0-3 | 0,337 |
| 3-4 | 3,51 | 59,52 | 110 | ΔРЛЭП3-4 | 1,028 |
| 4-5 | 5,15 | 53,01 | 110 | ΔРЛЭП4-5 | 1, 196 |
ΔWЛЭПI =4,101·3186 = 13065,786 МВт·ч
II вариант сети:
Таблица 8 Параметры ЛЭП (вариант II)
| № участка | R, Ом | Sn, МВА | Uc, кВ | ΔРЛЭП | Потери мощности в ЛЭП, МВт |
| 0-1 | 9,83 | 22,4 | 110 | ΔРЛЭП0-1 | 0,408 |
| 1-2 | 12,1 | 28,7 | 110 | ΔРЛЭП1-2 | 0,8237 |
| 2-3 | 22,41 | 22,4 | 110 | ΔРЛЭП2-3 | 0,929 |
| 3-0 | 25,54 | 22,361 | 110 | ΔРЛЭП3-0 | 1,055 |
| 0-4 | 11,65 | 46,72 | 110 | ΔРЛЭП0-4 | 2,102 |
| 4-5 | 4,48 | 46,5 | 110 | ΔРЛЭП4-5 | 0,801 |
∑Sn=189,381 МВА
ΔWЛЭПII =6,1187·3186 = 19494,178 МВт·ч
Потери в трансформаторах
ΔWтр = ΔРтр ∑·τμ;
где ΔР тр ∑ - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, кВт;
Таблица 9 Параметры трансформаторов
| № п/ст | n | Марка трансформатора | Рхх, МВА | Ркз, МВА | Sнагр, МВА | ΔРтр, МВА |
| 1 | 2 | ТРДН 16000/110 | 18 | 85 | 13,22 | 0,065 |
| 2 | 2 | ТРДН 25000/110 | 25 | 120 | 23,13 | 0,10136 |
| 3 | 2 | ТРДН 16000/110 | 18 | 85 | 19,82 | 0,1012 |
| 4 | 2 | ТРДН 32000/110 | 35 | 145 | 26,44 | 0,1195 |
| 5 | 2 | ТРДН 25000/110 | 25 | 120 | 31,95 | 0,1479 |
ΔWтр =0,535·4791 = 2563,185 МВт·ч
Годовые потери электроэнергии. I вариант сети
ΔWГI = 13065,786 + 2563,185 = 15628,971 МВт·ч
II вариант сети
ΔWГII = 19494,178+ 2563,185 = 22057,363 МВт·ч
Стоимость потерь электрической энергии
I вариант сети
СЭI = 0,74 Ч15628,971 = 11565,44 тыс. руб.
II вариант сети
СЭII = 0,74 Ч 22057,363 = 16322,45 тыс. руб.
1.4.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (Са) определяется:
где Соб, Сэ. с - амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей руб. /год;
Коб, Кэ. с - капиталовложения в электрооборудование и электрические сети руб.;
Роб, Рэ. с - нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (5,0% для ЛЭП и 7,5% для подстанций).
1.4.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала (Сфот. раб) определяется как сумма основной (прямой Фо) и дополнительной (Д) заработной платы (включая стоимость продукции, выдаваемой работникам в порядке натуральной оплаты):