Определение капитальных вложений.

Технико – экономическое обоснование выбора целесообразного

варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района.

При проектировании систем сельского электроснабжения необходимо обеспечить выбор наиболее целесообразного, имеющего лучшие технико – экономические показатели, варианта. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты.

Приведенные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущих затрат на издержки производства и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Е_н [4].

З = Е_н × К + И, тыс. тенге (1.41)

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности принимаемый в энергетике, 0,15;

К – капиталовложения, тыс. тенге;

И – ежегодные издержки производства, тенге

Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.

Определение капитальных вложений.

Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:

К = åК_л + åК_п/ст + К_я + К_q, (1.42)

где åК_л – суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс. тенге;

К_я – капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс. тенге;

К_д – дополнительные капиталовложения, тыс. тенге

Стоимость линий и оборудования выбирают по справочным материалам [2, 9].

Капиталовложения в линии электропередач приведены в таблице 1.8., а капитальные вложения в подстанции в таблице 1.9.

Дополнительные капитальные затраты определяют по формуле:

К_д = a × (å∆Р_л + å∆Р_п/ст), тыс.тенге (1.43)

где a - удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности электростанции, тенге/кВт;

å∆Р_л, å∆Р_п/ст – соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.

Потери мощности в линии определяется:

∆Р_л = 3 × I²_р × R × 10^-3 , тыс тенге (1.44)

где R – активное сопротивление линии, Ом;

I_р – расчетный ток линии, А.

Пример расчета. Вариант I Линия 0 –1 110 кВ I_р = 95,4; r₀ = 0,43 Ом/км;

L = 50 км.

∆Р_л = (3 × 62,9² × 50 × 0,43 × 10^-3 )/2= 127,2 кВт.

Потери мощности в линиях электропередач сведены в таблицу 1.10.

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:

∆Р_т = ∆Р_ст× n + ∆Р_{м. ном}( )² , кВт (1.45)

где ∆Р_ст – потери в стали трансформатора, кВт;

n – количество параллельно включенных трансформаторов;

∆Р_{м. ном} – потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.

Пример расчета. Вариант I, п/ст “Карагайлы”

Трансформаторы ТМН – 6300/110кВ, включены 2 штуки паралельно:

∆Р_т = 2 × 11,5 + × 44 × = 31,73 кВт.

Потери мощности в трансформаторных подстанциях заносятся в таблицу 1.11.

Находим дополнительные капитальные вложения по I – му варианту:

К_д=157,5×(248,9+136,5)=60,5 тыс. тенге

Таблица 1.8

Капитальные вложения линии электропередач 110 кВ.

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	ℓ, км	Стоимость 1 км тыс. тенге	Клi, тыс.тенге	Номер линии	ℓ, км	Стоимость 1 км тыс. тенге	Клi, тыс.тенге
0 – 1		36,5		0 – 1		36,5
1 – 2		36,5		1 – 2		36,5
1 – 4		36,5	912,5	1 – 4		36,5	912,5
1 – 5		36,5		4 – 5		36,5	839,5
2 - 3		36,5		2 – 3		36,5
SКл=6095,5 тыс. тенге	SКл=5840,0 тыс. тенге

Таблица 1.9 Капитальные вложения в подстанции

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Характеристики подстанции	Кол-во шт.	К п/ст, тыс. тенге.	Характеристики подстанции	Кол-во шт.	К п/ст, тыс. тенге
Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ			Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ
Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ			Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ
Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ			Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ
На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ			На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ
-	-	-	На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ
SКп/ст=7440 тыс. тенге.	SКп/ст=7590тыс. тенге.

Таблица 1.10 Потери мощности в линиях электропередач 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	DРл, кВт	Номер линии	DРл, кВт
0 – 1	198,9	0 – 1	198,9
1 – 2	38,1	1 – 2	38,1
1 – 4	2,4	1 – 4	9,3
1 – 5	2,7	4 – 5	2,1
2 – 3	6,8	2 – 3	6,8
SDРл=248,9 кВт	SDРл=255,2 кВт

Таблица 1.11 Потери мощности в трансформаторах подстанций 110/10 кВ

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Трансформаторы	DРп/ст, кВт	Трансформаторы	DРп/ст, кВт
п/ст “Рахат” ТМН 2500/110 кВх2шт.	27,3	п/ст “Рахат”ТМН 2500/110 кВх2шт.	27,3
п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт.	30,8	п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт.	30,8
п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9	п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9
п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт.	34,6	п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт.	34,6
п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9	п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9
SDРп/ст=136,5 кВт	SDРп/ст=136,5 кВт

Результаты расчетов капитальных затрат по вариантам сведены в таблицу 1.12. Капитальные вложения в ячейки ОРУ – 110 кВ на пункте питания от энергосистемы будут величиной постоянной для вариантов I и II и составят К_я = 90 млн. тенге

Таблица 1.12.Капитальные вложения в электрическую сеть.

Варианты	Кл, млн. тенге.	Кп/ст, млн. тенге.	Кя, млн. тенге.	Кq, млн. тенге.	åК млн. тенге
I	30477,5			60,5
II				61,5	37301,5