Проектирование системы электроснабжения города (стр. 20 из 24)
г) Нормативный срок строительства, лет – Тн = 1.
д) Удельные капиталовложения на 1км КЛ, грн/м:
ААШВУ 3х70 – ККЛ70 = 29,67;
ААШВУ 3х95 – ККЛ95 = 41,745;
ААШВУ 3х150 – ККЛ150 = 139,8;
ААШВУ 3х185 – ККЛ185 = 145.
е) Удельные капиталовложения на 1км ВЛ, грн/м:
2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) – КВЛ35-150 = 19,2;
2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) – КВЛ110-240 = 33,7;
ж) Стоимость ТП в зависимости от мощности трансформаторов, грн:
ГПП 2 х 63 000 кВА – КГПП = 5 112 500;
ТП 2 х 400 – КТП400 = 131 753;
ТП 2 х 630 – КТП630 = 188 646;
ТП 2 х 1000 – КТП1000 = 272 216.
з) Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей, %:
ТП – Иор.ТП = 4,3;
КЛ 10 кВ – Иор.КЛ10 = 4,3;
ВЛ 35 кВ – Иор.ВЛ35 = 1,2;
ВЛ 110 кВ – Иор.ВЛ110 = 1,2.
и) Расчетный срок эксплуатации проекта, лет – Т = 24.
к) Нормы амортизационных отчислений, %:
КЛ 10 кВ – НаКЛ = 4,0;
ВЛ – НаВЛ = 2,0;
Электрооборудование – НаЭО = 4,4.
л) Тариф на поставку электрической энергии, коп/кВт·ч – Тэ = 0,935.
м) Длины траншей с кабелями, м:
ААШВУ 3х70 – ℓКЛ70 = 1 110;
ААШВУ 3х95 – ℓКЛ95 = 2 520;
ААШВУ 3х150 – ℓКЛ150 = 3 415;
ААШВУ 3х185 – ℓКЛ185 = 6 735.
н) Длины ВЛ, м:
2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) – ℓВЛ35-150 = 6 160;
2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) – ℓВЛ110-240 = 6 700.
о) Кол-во ТП, шт:
ГПП 2 х 63 000 кВА – NГПП = 1;
ТП 2 х 400 – NТП400 = 2;
ТП 2 х 630 – NТП630 = 19;
ТП 2 х 1000 – NТП1000 = 26.
п) Норма транспортно-заготовительных отчислений, % – Нтз = 6.
6.2 Определение экономической эффективности проекта
Определение потребляемой ЭЭ по группам потребителей.
Суммарная нагрузка для жилых домов с электро- и газовыми плитами.
ΣРmax.ждэ = Р`Σждэ + Р`Σждэ + Р`Σждэ = 4 127 + 12 419 + 6 874 = 23 420 (кВт);
ΣРmax.ждг = 11 556 кВт.
Количество ЭЭ, потребляемое за год жилыми домами с электро- и газовыми плитами.
Wждэ = ΣРmax.ждэ · Тmax.ждэ = 23 420 · 5 800 = 135 836 000 (кВт·ч);
Wждг = 65 869 200 кВт·ч.
Количество ЭЭ, потребляемое за год общественными учреждениями.
Wоу = РΣоу · Тmax.оу = 26 121 · 4 380 = 114 409 980 (кВт·ч).
Количество ЭЭ, потребляемое за год заводами.
Wз1 = Рз1 · Тmax.з1 = 4 300 · 4 350 = 18 705 000 (кВт·ч);
Wз2 = 8 085 000 кВт·ч; Wз3 = 17 980 000 кВт·ч;
Wз4 = 14 100 000 кВт·ч; Wз5 = 7 812 000 кВт·ч.
Количество ЭЭ, потребляемое за год всеми потребителями района.
Wa = Wждэ + Wждг + Wоу + Wз1 + Wз2 + Wз3 + Wз4 + Wз5 =
= 135 836 000 + 65 869 200 + 114 409 980 + 18 705 000 + 8 085 000 +
+ 17 980 000 + 14 100 000 + 7 812 000 = 382 797 180 (кВт·ч).
Потери ЭЭ.
Количество ЭЭ, потребляемая за год всеми потребителями района с учетом потерь.
Wобщ = Wа – ΔWпот = 382 797 180 – 48 155 885 = 334 641 295 (кВт·ч).
Определение величины капитальных вложений.
Капитальные вложения – это инвестиции, направленные на создание основных фондов, которые определяются укрупненным методом. Расчет строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы электроснабжения района города.
Стоимость прокладки кабелей.
ΣККЛ70 = 2 · ℓКЛ70 · ККЛ70 = 2 · 1 110 · 29,67 = 65 867 (грн);
ΣККЛ95 = 210 395 грн; ΣККЛ150 = 954 834 грн;
ΣККЛ185 = 1 953 150 грн.
Общая стоимость кабельных линий.
ΣККЛ = ΣККЛ70 + ΣККЛ95 + ΣККЛ150 + ΣККЛ185 =
= 65 867 + 210 395+ 948 834 + 1 953 150 = 3 184 246 (грн).
Стоимость ВЛ.
ΣКВЛ35-150 = ℓВЛ35-150 · КВЛ35-150 = 6 160 · 19,2 = 118 272 (грн);
ΣКВЛ110-240 = 225 790 грн.
Общая стоимость ВЛ.
ΣКВЛ = ΣКВЛ35-150 + ΣКВЛ110-240 = 118 272 + 225 790 = 344 062 (грн).
Стоимость ТП
ΣКГПП = КГПП · NГПП = 5 112 500 · 1 = 5 112 500 (грн).
ΣКТП400 = 263 506 грн; ΣКТП630 = 3 584 274 грн;
ΣКТП1000 = 7 077 616 грн.
Общая стоимость ТП и ГПП.
ΣКТП = ΣКГПП + ΣКТП400 + ΣКТП630 + ΣКТП1000 =
= 5 112 500 + 263 506 + 3 584 274 + 7 077 616 = 16 037 896 (грн).
Капитальные затраты.
ΣК = ΣККЛ + ΣКВЛ + ΣКТП =
= 3 184 246 + 344 062 + 16 037 896 = 19 566 204 (грн).
Капитальные затраты с учетом транспортно-заготовительных расходов.
Кобщ = ΣК · (1 + Нтз / 100) = 19 566 204 · (1 + 6 / 100) = 20 740 176 (грн).
Годовые эксплуатационные издержки на электроснабжение города.
Ежегодные затраты на обслуживание.
ИорКЛ10 = ΣККЛ · ИорКЛ10% / 100 = 3 184 246 · 4,3 / 100 = 136 922 (грн);
ИорВЛ35 = 1 419 грн; ИорВЛ110 = 2 709 грн; ИорТП = 689 630 грн.
Суммарные ежегодные затраты на обслуживание.
Иор = ИорКЛ10 + ИорВЛ35 + ИорВЛ110 + ИорТП =
= 136 922 + 1 419 + 2 709 + 689 630 = 830 681 (грн).
Амортизационные отчисления.
Балансовая стоимость электрооборудования
Бст.эо = ΣКТП · (1 + Нтз / 100) = 16 037 896 · (1 + 6 / 100) = 17 000 169 (грн).
Балансовая стоимость линий.
Бст.КЛ = ΣККЛ · (1 + Нтз / 100) = 3 184 246 · (1 + 6 / 100) = 3 375 300 (грн);
Бст.ВЛ = 364 706 грн.
Амортизационные отчисления на основные фонды.
Иа.эо = Бст.эо · На.эо / 100 = 17 000 169 · 4,4 / 100 = 748 007 (грн);
Иа.КЛ = 135 012 грн; Иа.ВЛ = 7 249 грн.
Суммарные амортизационные отчисления на основные фонды.
Иа = Иа.эо + Иа.КЛ + Иа.КЛ = 748 007 + 135 012 + 7 249 = 890 313 (грн).
Общепроизводственные годовые издержки.
Ипр = 0,55 · Иор = 0,55 · 830 681 = 456 874 (грн).
Доход от реализации услуг.
Дэ =Wа · Тэ = 382 797 180 · 0,00935 = 3 579 154 (грн).
Коммерческие издержки
Иком = 0,03 · Дэ = 0,03 · 3 579 154 = 107 375 (грн).
Суммарные издержки по энергоснабжению города.
ИΣ = Иор + Иа + Ипр + Иком =
= 830 681 + 890 313 + 456 874 + 107 375 = 2 285 244 (грн).
Себестоимость услуг по поставке ЭЭ.
Определение финансовых показателей проекта.
Доход от реализации услуг по поставке ЭЭ потребителям.
Дэ = 3 579 154 грн.
Рентабельность продукции.
Эксплуатационные расчеты без амортизационных отчислений.
Иэксп = ИΣ – Иа = 2 285 244 – 890 313 = 1 394 929 (грн).
Налогооблагаемая прибыль.
Пнал = Дэ – ИΣ = 3 579 154 – 2 285 244 = 1 293 910 (грн).
Налог на прибыль.
Нпр = 0,25 · Пнал = 0,25 · 1 293 910 = 323 478 (грн).
Дисконтированные показатели проекта.
Чистая дисконтированная прибыль
,где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации,
Т – расчетный срок эксплуатации,
ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.,
Иэксп – эксплуатационные издержки в год t в грн.,
Кt – капитальные затраты в год t в грн.,
Нпрt – налог на прибыль в год t в грн.,
(1 + ЕД)–t – дисконтный множитель, где ЕД1 = 5%, ЕД2 = 15%,
Все расчетные данные для расчета прибыли заносим в таблицу 6.1.
Критерием эффективности инвестиций является положительное значение интегрального эффекта ПДС > 0.
При ЕД1 = 5% ΣПДС5% = 4 151 081 грн., при ЕД2 = 15 % ΣПДС15% = 7 681 360 грн.
Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности инвестиций (индекс доходности) PI.
при ЕД1 = 5%; 
при ЕД2 = 15%.Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности РI5% = 1,21 > 1 сохраняется при ЕД1 = 5%.
Внутренняя норма прибыли «е» (IRR).
Значение внутренней нормы рентабельности е = 8,51 % означает, что на строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного значения 8,51 %.
Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году расчетного периода, после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0 в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 16-м году расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности капиталовложений
Токуп.< Трасч., т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения расчетного периода.
Общие положения.
В настоящем разделе будут рассмотрены меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 110/35/10 кВ. Подстанция напряжением 110/35/10 кВ является объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала на подстанциях применяются следующие меры:
устройство защитного заземления;
выравнивание потенциалов;
устройство защиты от атмосферных перенапряжений (молниезащита);
контроль изоляции электрооборудования;
ограждение токоведущих частей или расположение их на высоте, недоступной для случайного прикосновения;
блокировки безопасности;
методы ориентации в электроустановках;
применение электрозащитных средств при производстве работ в электроустановках;
выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность производства работ в электроустановках.
Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению электробезопасности на подстанциях.
Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют устройства, обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции. Кроме того, в сроки, устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-предупредительных ремонтов (ППР), производятся испытания изоляции повышенным напряжением и замеры ее сопротивления.
Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2 м, с размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого распределительного устройства (ОРУ) напряжением 110/10 кВ, находящиеся на открытом воздухе, расположены на высоте 3,6 м, что обеспечивает безопасность производства осмотров и обслуживания электрооборудования в порядке текущей эксплуатации. Токоведущие части напряжением 35кВ и 10 кВ находятся в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ-35 и ЗРУ-10 кВ) на высоте 2,5 м от пола, что обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина коридора обслуживания составляет 2 м. ЗРУ-10 кВ комплектуется шкафами КРУ (комплектными распределительными устройствами), конструкция которых исключает возможность доступа к токоведущим частям во время нормального режима работы.
Электромагнитные и механические блокировки, применяемые на подстанции, предусмотрены для исключения возможности:
включения разъединителей на заземляющие ножи;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;