Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная»

Технико-экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»

В данном разделе производится технико-экономическое сравнение двух вариантов, описанного в данном проекте.

Вариант № 1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3 км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».

Вариант № 2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш — Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2 км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 цепь).

Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта.

Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.

При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками И. Т. е. передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии Э, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.

В отечественной практике при выборе оптимального варианта проектного решения в качестве критерия используется показатель — годовые приведенные строительно-эксплуатационные расходы (затраты). Приведенные затраты (руб/год) состоят из: отчислений от капитальных вложений К на сооружение линий и подстанции; текущих эксплуатационных издержек производства — стоимости потерь электроэнергии, затрат на техническое обслуживание и ремонт, а также затрат на амортизацию С.

Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле:

З = Е_н * К + С, (7.1).

где Е_н — нормативный коэффициент экономической эффективности, зависящий от нормативного срока окупаемости капитальных вложений Т_ок, продолжительность которого принимается с учётом срока службы основного оборудования (10 лет).

(7.2).

Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведенных затрат, т. е. из вариантов проектного решения выбирается тот, который обеспечит:

З_опт > min (7.3).

Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по сметной стоимости строительства, приведенной в таблице 7.1. При этом в связи с тем, что часть сооружений подстанции были построены в 1990;х, их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается. Стоимость капиталовложений по второму варианту приводятся к уровню 2006 г. домножением цен 1991 г. на коэффициент приведения равный для оборудования — 20, для строительно-монтажных работ — 14.

Т.е. капиталовложения по вариантам составляет: К1 = 35 563,9 тыс. руб., Кп = 25 719,9 тыс. руб.

Таблица 7.1.

Сметная стоимость строительства подстанции.

Годовые эксплуатационные издержки С состоят из стоимости потерь электроэнергии в линиях С_пл, стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах С_пт и эксплуатационных отчислений С_э и определяются по формуле:

И = С_пл + С_пт + С_э. (7.4).

Стоимость потерь электроэнергии в линиях определяются по формуле:

С_пл = ДЭ_л * с₀, (7.5).

где ДЭ_л — потери электроэнергии в линиях;

с₀ = 0,31 руб/кВт/ч — удельная стоимость потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_л = 3 * I_max.p² * r₀ * l * ф, (7.6).

где I_max.p, r₀, l параметры линий определенные ранее, ф — время максимальных потерь, определяемое по выражению:

(7.7).

где T_max — число часов использования максимума.

Для обоих вариантов параметры линий.

I_max.p = 163 А, r₀ = 0,21 Ом/км,.

l = 0,35 км, и число часов использования максимума T_max = 5500 ч. Получаем:

ДЭ_л = 3 * 163² * 0,21 * 0,35 * 3979,5 = 23,31 тыс. кВт*ч,.

С_пл = 23,31* 0,38 = 8,9 тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

С_пт = ДЭ * с₀, (7.8).

где ДЭ_т — потери электроэнергии в трансформаторах:

(7.9).

где n — число трансформаторов;

ДP₀ и ДP_к — номинальные потери трансформатора в режиме ХХ и КЗ соответственно (взяты из таблицы 2.1);

Т время работы трансформаторов, ч/год (при работе круглый год Т = 8760 ч);

S_п фактическая мощность, протекающая по трансформатору;

S_ном — номинальная мощность трансформатора.

Для обоих вариантов параметры трансформаторов ДP₀ = 25 кВт, ДP_к = 307 кВт, S_п = 15,5 МВА, S_ном = 25 МВА. Получаем:

С_пт = 672,8 * 0,38 = 255,7 тыс. руб.

Стоимость эксплуатационных отчислений С_а определяется по формуле:

С_а = р_У * К (7.10).

где р_У = р_а + р_р + р_о отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание, соответственно, о.е./год [5]. По второму варианту в среднем по подстанции отчисления на амортизацию составят 0,1, по первому варианту в связи с установкой современного оборудования эти расходы снизятся до 0,025.

Для двух вариантов стоимость амортизационных отчислений составит:

С_аI = 0,025 * 49 940,6 = 1248,5 тыс. руб.

С_аII = 0,1 * 40 096,6 = 4009,7 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки С для первого и второго вариантов составят:

С_I = 8,9 + 255,7 + 1248,5 = 1513,1 тыс. руб.

С_II = 8,9 + 255,7 + 4009,7 = 4274,3 тыс. руб.

Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле (7.1):

З_I = 0,1 * 35 563,9 + 1513,1 = 7632,16 тыс. руб.

З_II = 0,1 * 25 719,9 + 4274,3 = 7883,56 тыс. руб.

Анализ полученных решений показывает, что наиболее рациональным вариантом для строительства подстанции является 1 вариант, имеющий большие капитальные вложения, но в то же время более современное оборудование, меньшие затраты на эксплуатацию, меньшее время монтажа, удобство обслуживания, а также ряд других преимуществ.