Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (К_ЛЭП) и подстанций (К_ПС):

К=К_ЛЭП+К_ПС.

К_ПС=К_ОРУ+К_ТР+К_{ПОСТ. ЗАТР.},

где К_ОРУ – капиталовложения на сооружение ОРУ;

К_ТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

К_{ПОСТ.ЗАТР.} – постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ приведена в [2, табл.9.5].

Для I варианта:

Для II варианта:

где 30 – коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [2, табл.9.14], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена в[2, табл.9.15].

Для I варианта:

Для II варианта:

Стоимость трансформаторов приведена в [2, табл.9.19].

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в

[2, табл.9.35].

Для I варианта:

Для II варианта:

Для I варианта:

К = 99360+101658 = 201018 тыс.руб.

Для II варианта:

К = 103248+111480 = 214728 тыс.руб.

Определим объем реализованной продукции:

где b – тариф отпускаемой электроэнергии (b≈ 1,27 руб./кВт·ч);

- число часов использования максимальной нагрузки ( =4200 ч/год);

N – число подстанций.

Для I варианта и II варианта:

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10.

Определяем суммарные издержки:

где - издержки на амортизацию.

Для I варианта:

Для II варианта:

Коэффициенты 2,8 и 9,4 при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [2, табл.8.2].

где - общие потери электроэнергии.

Для I варианта:

где I_нбА-6 – наибольший ток, принимают равным I_рА-6, который был определен при выборе сечений проводов;

r_А-6 – активное сопротивление линии А-6;

τ – время наибольших потерь.

.

часов

Δ W_{ЛЭП А-6} =3·0,0675²·(24,9·10^-2·30/2)·4765,44=243,289 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 6- 2} =3·0,04034²·(24,9·10^-2·33/2)·4765,44=95,583 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП А-9} =3·0,1136²·(24,9·10^-2·30/2)·4765,44=689,083 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 9-7} =3·0,1166²·(24,9·10^-2·40)·4765,44=1935,89 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 7-5} =3·0,00463²·(24,9·10^-2·28)·4765,44=2,137 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 9-5} =3·0,1134²·(24,9·10^-2·40)·4765,44=1831,09 кВт·ч

Для II варианта:

Δ W_{ЛЭП А-6} =3·0,09471²·(24,9·10^-2·30/2)·4765,44=478,968 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 6- 2} =3·0,1415²·(24,9·10^-2·33)·4765,44=2352,071 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 2-5} =3·0,00198²·(24,9·10^-2·28)·4765,44=0,391 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 6-5} =3·0,12863²·(24,9·10^-2·32)·4765,44=1884,769 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП А-7} =3·0,1237²·(24,9·10^-2·53)·4765,44=2886,947 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП 7-9} =3·0,00248²·(24,9·10^-2·40)·4765,44=0,876 кВт·ч

Δ W_{ЛЭП А-9} =3·0,222²·(24,9·10^-2·30)·4765,44=5263,211 кВт·ч

Определим налог на прибыль:

Н =0,22· П,

где П – прибыль.

Для I варианта:

Для II варианта:

Величина чистой прибыли:

,

Для I варианта:

Для II варианта:

Определим срок окупаемости:

,

Для I варианта:

Для II варианта:

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный I вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.