Номер
режима
|
Время
начала - окончания; продолжительность режима, ч.
|
Нагрузка
в осенне-зимний период
|
Нагрузка
в весенне-летний период
|
|
|
Активная
,
МВтРеактивная ,
МВАрПолная ,
МВААктивная ,
МВтРеактивная ,
МВАрПолная , МВА
|
|
|
|
|
|
1
|
0
- 4; 4
|
214,67
|
105,84
|
239,341
|
186
|
91,48
|
207,279
|
2
|
4
- 6; 2
|
154,67
|
76,8
|
172,685
|
126
|
62,44
|
140,623
|
3
|
6
- 10; 4
|
292
|
144,24
|
325,683
|
263,33
|
129,88
|
293,621
|
4
|
10
- 17; 7
|
223,33
|
110,52
|
249,183
|
194,67
|
96,16
|
217,122
|
5
|
17
- 21; 4
|
292
|
144,24
|
325,683
|
263,33
|
129,88
|
293,621
|
6
|
21
- 24; 3
|
214,67
|
105,84
|
239,341
|
186
|
91,48
|
207,279
|
Рис. 8 - Суточный график полной
нагрузки ВН
Проверяем автотрансформатор
АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в осенне-зимний период.
Выделяем участки перегрузки на
пересечениях линии с линиями
суточного графика нагрузки осенне-зимнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8,
стр. 96]:
(41)
Находим начальную нагрузку [8, стр.
96]:
.(42)
Определяем предварительное значение
перегрузки [8, стр. 96]:
.(43)
Так как при сравнении значений с [8, стр.
96]:
(44)
перегрузка равна
.(45)
Продолжительность перегрузки
пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:
Определяем допустимую перегрузку для
(авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в
осенне-зимний период при .
Так как
,(47)
то автотрансформатор
АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в осенне-зимний период
будет испытывать недопустимую перегрузку.
Рассмотрим послеаварийный режим
работы трансформатора в осенне-зимний период с отключением неответственных
потребителей III категории.
Отключение потребителей электрической энергии III категории
не должно превышать 1 суток. Максимальная располагаемая мощность для отключения
в режимах перегрузки (режимы 1 и 6) равна
.(48)
В режиме перегрузки следует
ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:
,(49)
что меньше располагаемой мощности
для отключения
.(50)
Отключается
(51)
потребителей III категории.
Ожидаемый недоотпуск электрической
энергии в осенне-зимний период из-за отключения неответственных
потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:
,(52)
где - вероятность аварийного простоя
автотрансформаторов, при вероятности возникновения отказов трансформаторов [8, стр.
46] и времени простоя равном времени
восстановления [8, стр.
46]
.(53)
Проверяем автотрансформатор
АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.
Выделяем участок перегрузки на
пересечениях линии с линиями
суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8,
стр. 96]:
(54)
Находим начальную нагрузку [8, стр.
96]:
.(55)
Определяем предварительное значение
перегрузки [8, стр. 96]:
.(56)
Так как при сравнении значений с [8, стр.
96]:
(57)
перегрузка равна
.(58)
Продолжительность перегрузки
пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:
.(59)
Определяем допустимую перегрузку для
(авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в
весенне-летний период .
Так как
,(60)
то автотрансформатор
АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период
будет испытывать недопустимую перегрузку.
Рассмотрим послеаварийный режим
работы трансформатора в весенне-летний период с отключением неответственных
потребителей III категории.
Максимальная располагаемая мощность для отключения в режимах перегрузки (режимы
1 и 6) равна
.(61)
В режиме перегрузки следует
ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:
,(62)
что меньше располагаемой мощности
для отключения
.(63)
Отключается
(64)
потребителей III
категории.
Ожидаемый недоотпуск электрической
энергии в осенне-зимний период из-за отключения неответственных
потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:
.(65)
Ремонт трансформаторов следует
планировать в весенне-летний период, так как
.
Ожидаемый неодоотпуск электрической
энергии равен
.(66)
.3.4 Анализ режимов работы
автотрансформаторов второго варианта
Анализируем нормальный режим [8, стр.
100], когда оба автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110/10 включены.
Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности:
автотрансформаторном ВНСН;
трансформаторном ВННН.
По условию трансформаторного режима
[7, стр. 9]
,(67)
где - коэффициент типовой мощности [1,
стр. 72]
.(68)
По условию комбинированного режима [8,
стр. 111]:
.(69)
Таким образом в нормальном режиме
автотрансформаторы АТДЦТН-250000/220/110/10 обеспечивают полное
электроснабжение потребителей без перегрузки.
Анализируем послеаварийный режим АТДЦТН-250000/220/110/10
во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе автотрансформатор будет
испытывать аварийную перегрузку, так как .
Выделяем участок перегрузки на
пересечениях линии с линиями
графика нагрузки (на рисунке 8 1, 3 - 6) [8, стр. 96]:
(70)
Находим начальную нагрузку [8, стр.
96]:
.(71)
Определяем предварительное значение
перегрузки [8, стр. 96]:
,(72)
Так как при сравнении значений с
(73)
перегрузку и продолжительность
перегрузки равны
,(74)
.(75)
Определяем допустимую перегрузку для
(авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в
осенне-зимний период при .
Так как
,(76)
то автотрансформатор
АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не
будет испытывать не допустимую перегрузку.
Проверяем автотрансформатор
АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.
Выделяем участок перегрузки на
пересечениях линии с линиями
суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8,
стр. 96]:
(77)
Находим начальную нагрузку [8, стр.
96]:
.(78)
Определяем предварительное значение
перегрузки [8, стр. 96]:
.(79)
Так как при сравнении значений с [8, стр.
96]:
(80)
перегрузку и продолжительность
перегрузки равны
,(81)
.(82)
Определяем допустимую перегрузку для
(авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в
весенне-летний период .
Так как
,(83)
то автотрансформатор
АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не
будет испытывать недопустимую перегрузку.
Ожидаемый неодоотпуск электрической
энергии равен
.
.4 Обоснование и выбор схем
коммутации распределительных устройств
Для сохранения транзита мощность
через подстанцию к схеме РУ-220 кВ предъявляются требования о недопустимости
отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя
присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения [4, стр. 7].
Для РУ-220 кВ с двумя
автотрансформаторами и четырьмя линиям выбираем схему 220-8 - шестиугольник [3,
стр. 44 и 4, стр. 25]. Условное изображение схемы 220-8 на рисунке 9.
Рис. 9. Схема шестиугольник РУ-220
кВ
Достоинства схемы шестиугольник [3,
стр. 44, 45]:
сравнительно дешевая схема,
требующая шесть ячеек выключателей на шесть присоединений;
РУ-220 кВ по схеме 220-8 занимает
минимальные отчуждаемые площади при шести присоединениях;
простая и наглядная,
электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны,
как следствие минимизированы отказы по вине персонала;
автотрансформаторы и линии
подключаются через развилку выключателей, что является дополнительным
преимуществом схемы в ремонтных и послеаварийных режимах;
- возможность расширения до схемы
трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий и полуторной схемы.
Недостатки:
при отказе выключателя возможна
потеря не более одной линии, одного трансформатора, двух линий или двух
автотрансформаторов;
требует сложного учета набора
различных перетоков мощности в ремонтных и послеаварийных режимах (разрыв
кольца) при выборе параметров срабатывания релейной защиты.
Для РУ-110 кВ с двумя
автотрансформаторами и 8 отходящими линиями выбираем схему 110-13 - две рабочие
системы шин, которые используются при 5 и более присоединений с повышенными
требованиями к сохранению в работе присоединения. Условное изображение схемы на
рисунке 10.
Рис. 10. Схема с двумя рабочими
системами шин РУ-110 кВ
Достоинства схемы с двумя рабочими
системами шин [3, стр. 81 - 83 и 4, стр. 25]:
требует ячейку
выключателя, где - количество
присоединений;
занимает минимальные отчуждаемые
площади с учетом количества присоединений при килевой установке одного шинного
разъединителя на каждом присоединении;
гибкая фиксация присоединений по
системам сборных шин.
более надежная схема, по сравнению
со схемой с одной секционированной системой шин на порядок увеличивает
математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при прочих равных условиях.
Недостатки [3, стр. 81 - 83 и 4,
стр. 25]:
по сравнению со схемой с одной секционированной
системой сборных шин требует установки на каждом присоединении второго шинного
разъединителя;
при отказе нормально включенного
шиносоединительного выключателя возможно полное погашение РУ;
при оперативных переключениях
сборные шины имеют непосредственную электрическую связь на развилках из шинных
разъединителей, и при возникновении отказов возможно полное погашение
распределительного устройства;
неоднотипное управление
разъединителями, большое количество технологических операций при оперативных
переключениях, сложные электромагнитные блокировки и операции с
разъединителями, что приводит к значительному числу инцидентов по вине
персонала.
Для РУ-10 кВ с двумя
автотрансформаторами и 15 отходящими линиями выбираем схему 10-9 - одна рабочая
секционированная система шин [3, стр. 50 - 52 и 4, стр. 25], которая
используется при наличии попарно резервируемых воздушных и кабельных линий,
подключаемых к различным секциям шин. Условное изображение схемы на рисунке 11.
Рис. 11. Схема с одной секционированной
системой шин РУ-10 кВ
автотрансформатор
подстанция электрический
Достоинства схемы с одной
секционированной системой шин [3, стр. 50 - 52]:
требует ячейку
выключателя, где - количество
присоединений;
занимает минимально отчуждаемые
площади с учетом количества присоединений;
наиболее дешевая схема с учетом
количества присоединений.
простая и наглядная,
электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны,
как следствие минимизированы отказы по вине персонала;
жесткая фиксация присоединений по
секциям;
является лучшей схемой с позиции
надежности и экономичности при использовании современных выключателей в составе
комплектных распределительных устройств (КРУ).
Недостатки:
попарное резервированные
присоединения необходимо подключать к различным секциям;
при отказе нормально включенного
секционного выключателя возможно полное погашение РУ.
2.5 Расчет технико-экономических показателей
Расчет технико-экономических показателей первого
варианта
Выполняем расчет технико-экономических
показателей.
Нормативный срок службы оборудования - 25 лет.
Стоимость сооружения подстанции
220/110/10 кВ определяем по укрупненным базисным показателям стоимости в ценах
1991г. [9] с последующим пересчетом к рассматриваемым годам с помощью
коэффициентов удорожания приведенных в техническом задании.
Стоимость двух трансформаторов
АТДЦТН-200000/220/110/10-У1:
,(84)
где - стоимость автотрансформатора
220/110/10 мощностью 200 МВА, [9, стр. 294].
Стоимость РУ-220 кВ при 6 комплектах
выключателей:
,(85)
где - стоимость ячейки на один комплект
элегазового выключателя, [9, стр.
293].
Стоимость РУ-110 кВ при 11
комплектах выключателей:
,(86)
где - стоимость ячейки на один комплект
элегазового выключателя, [9, стр.
293].
Стоимость РУ-10 кВ при 18
комплектах выключателей:
,(87)
где - стоимость ячейки на один комплект
выключателя включая соответствующую часть здания закрытого распределительного
устройства, [9, стр.
293].
Стоимость сооружения подстанции
рассчитывается как
(88)
Капиталовложения по годам с учетом
удорожания равны
,(89)
где - капиталовложения по годам
строительства в отн.ед.; -
коэффициент удорожания к базовому 1991г. по годам.
Капиталовложения в 2014г. по данным
из технического задания (30%), равны
тыс.руб.
Для 2015 и 2016гг. расчет
выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в строку капитальных вложений в
таблице 7.
Таблица 7 - Технико-экономические
показатели первого варианта
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
Капиталовложение
,
тыс.руб.150106,32207043,2160458,48
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.28237,428237,428237,428237,428237,428237,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.21394,521394,521394,521394,521394,521394,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 1,81,942,092,232,382,522,662,812,95
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.132047,9140930149220157510166392,2174682,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.22,22,32,42,62,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.7175,67658,38108,88559,390429492,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.96632,9105032,1112871,5120710,9129110,2136949,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.17393,918905,820316,92172823239,824650,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.7923986126,392554,698982,9105870,4112298,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.150106,32357149,52517608570416,9625220,6681886740413,1800934,9863318,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.-150106,3-357149,5-517608-438369-352242,7-259688,1-160705,2-54834,857464
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости , лет7,49
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 1,60161,36891,1710,85470,73050,62440,53370,4561
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.240410,3523831,7711568,1746983,1777665804217,6827195847092,4864302,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-240410,3-523831,7-711568,1-632329,1-558717-491105,9-429301-372798-321578,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0000,1110,2150,310,3970,4760,548
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
|
2023
|
2024
|
2025
|
2026
|
2027
|
2028
|
2029
|
2030
|
2031
|
|
Капиталовложение
, тыс.руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.28237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.21394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 3,13,243,383,533,673,823,964,14,25
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.183564,3191854,3200144,3209026,5217316,5226198,6234488,6242778,6251660,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии ,
тыс.руб.2,82,93,13,23,33,53,63,73,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.9975,110425,610876,111358,811809,212291,912742,413192,913675,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.145349153188,4161027,7169427,1177266,6185665,8193505,2201344,6209743,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.26162,827573,92898530496,93190833419,834830,93624237753,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.119186,2125614,5132042,7138930,2145358,6152246158674,3165102,6171990
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.927696,4993936,21062037,81132134,112040921278045135385914315351511206
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.176650,2302264,7434307,4573237,6718596,2870842,2102951711946191366609
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 0,38980,33320,28480,24340,2080,17780,1520,12990,111
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.879198,5892082903222,4912860,9921191,3928398934627,5940009,8944662,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-275119,7-233264,9-195659,1-161843,5-131609-104540-80421,1-58974,3-39883,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0,6130,6720,7250,7730,8150,8530,8870,9170,944
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
|
2032
|
2033
|
2034
|
2035
|
2036
|
2037
|
2038
|
2039
|
2040
|
2041
|
|
Капиталовложение
,
тыс.руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.28237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,428237,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.21394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,521394,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 4,394,544,684,824,975,115,265,45,545,69
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.259950,8268832,9277122,9285412,9294295,1302585,1311467,2319757,2328047,2336929,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии ,
тыс.руб.44,14,24,44,54,64,84,955,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.1412614608,715059,215509,715992,416442,816925,51737617826,518309,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.217583,4225982,7233822,1241661,4250060,8257900,3266299,5274138,9281978,3290377,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.3916540676,94208843499,145010,946422,147933,94934550756,152268
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.178418,4185305,8191734,1198162,3205049,9211478,2218365,6224793,9231222,2238109,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.1592738167626517616541848905193815020292572122358221732223141472412966
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.1545028173033319220672120230232528025367582755123297991732111403449249
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости ,
лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 0,09490,08110,06930,05920,05060,04330,0370,03160,0270,0231
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.948683,3952158,5955159,2957749,3959987,6961922,5963593,7965035,2966279,1967354,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-22951,5-7923,2536417095,227470,736627,744707,251810,758053,763554
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
19,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0,9680,9891,0081,0241,0391,0511,0631,0731,0821,089
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные капиталовложения равны
.(90)
Издержки на ремонт и обслуживание
подстанционного оборудования:
,(91)
где , - коэффициенты ежегодных издержек
на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования в долях от
капиталовложений соответственно напряжением 220 кВ и выше (4,9 %) и
до 150 кВ (5,9 %) [9,
стр. 258]; -
коэффициент удорожания к базовому 1991г., принимаем по последнему году
строительства, .
Издержки на ремонт и обслуживание
подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу 7 в строку
издержек с 2017г.
Суммарные издержки на ремонт и
обслуживание подстанционного оборудования за нормативный срок службы:
(92)
Амортизационные отчисления на
реновацию подстанционного оборудования рассчитываются по выражению:
(93)
где - коэффициент амортизационных
отчислений на реновацию подстанционного оборудования, определяем исходя из
условия достаточности накопительной амортизации для замены выбираемого
оборудования за нормативный срок службы [11, стр. 130] .
Издержки на реновацию
подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу 7 в строку
издержек с 2017г.
Суммарные издержки на реновацию
подстанционного оборудования за нормативный срок службы:
(94)
Тарифы на электроэнергию по годам
рассчитываются по формуле [10, стр. 350]
,(95)
где - ежегодное удорожание тарифа (8
%); - индекс
изменения цен по отношению к году начала инвестиций г.
Для 2017г. тариф равен
.
Тарифы на электроэнергию приведены в
таблице 7.
Выручка от передачи электроэнергии
потребителям по годам определяется по выражению:
, (96)
где - объем переданной электроэнергии
потребителям, ; - тариф на
электроэнергию, ; - индекс
затрат на транспортировку электроэнергии через подстанцию потребителям СН и НН,
принимаем равным 10 % от индекса затрат на транспортировку электрической
энергии сетевой компанией.
Согласно техническому заданию индекс
транспортировки электрической энергии сетевой компании равен 0,3. Отсюда
.(97)
Выручка от передачи потребителям в
2017г. при объеме переданной энергии составит:
.(98)
Выручка от передачи электрической
энергии по годам приведена в таблице 7. Суммарная выручка от передачи
электрической энергии за нормативный срок службы:
(99)
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
рассчитывается по формуле [8, стр. 46]:
.(100)
Ущерб в 2017г. (100) от недоотпуска
электроэнергии (66) составит:
.(101)
Для других годов расчет ущерба
выполняется аналогично. Расчетные данные приведены в строке ущерб таблицы 7.
Суммарный ущерб от недоотпуска
электрической энергии за нормативный срок службы:
(102)
Рассчитываем потери электроэнергии в
трансформаторах [8, стр. 103, 104]:
,(103)
где , , - потери короткого замыкания
обмоток высшего, среднего и низшего напряжения равные
;(104)
;(105)
.(106)
Затраты на возмещения потерь
электроэнергии по годам рассчитываем по формуле:
.(107)
Затраты на возмещение потерь
электроэнергии в трансформаторах в 2017г. составят:
.
Для других годов расчет затрат на
возмещение потерь в трансформаторах выполняется аналогично. Расчетные данные
приведены в таблице 7.
Суммарные затраты на возмещения
потерь за нормативный срок службы:
(108)
Балансовая прибыль от передачи
электроэнергии равна
.(109)
Налог на прибыль (18 %) определяется
по выражению:
.(110)
Чистая прибыль равна балансовой
прибыли за вычетом налога:
.(111)
В 2017г. балансовая прибыль составила
,
налог на прибыль -
,
чистая прибыль -
Для других годов показатели , , рассчитывается
аналогично. Расчетные данные приведены в таблице 7.
Суммарные затраты рассчитываются по
формуле
.(112)
Затраты в 2014г. равны
,(113)
а в последующие годы могут быть
найдены по формуле
.(114)
Рассчитанные по формулам (113) - (114)
затраты приведены в
таблице 7.
Чистый доход рассчитывается как
.(115)
Чистый доход в 2014г. равен
(116)
В последующие годы
.(117)
Расчетные данные приведены в
таблице 7.
Простой срок окупаемости
определяется из решения уравнения:
.(118)
Срок окупаемости рассчитываем
аналитическим методом [10, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между
годом и , то срок
окупаемости равен
.(119)
При
.
Финансово-экономические показатели с
учетом получаемого дохода определяем по формуле сложных процентов [10, стр.
356] дисконтируемых к началу эксплуатации подстанции.
Коэффициент дисконтирования к году
начала эксплуатации рассчитывается по формуле [10, стр. 356]:
.(120)
где - норма дисконта, по данным
технического задания (17 %); - год
начала эксплуатации подстанции, .
Коэффициенты дисконтирования по
годам приведены в таблице 7.
Суммарные дисконтированные затраты [11,
стр. 129] определяются как
.(121)
Дисконтированные затраты в 2014г.
равны
.(122)
Суммарные дисконтированные затраты в
последующие 2015 - 2041 годы можно рассчитать по формуле:
Расчетные данные (122), (123)
сведены в таблицу 7.
Чистый дисконтный доход [11, стр.
124]:
, (124)
Чистый доход в 2014г. равен
(125)
В последующие годы
.(126)
Расчетные данные приведены в
таблице 7.
Дисконтированный срок окупаемости
определяется из решения уравнения:
.(127)
Дисконтированный срок окупаемости
рассчитываем аналитическим методом [10, стр. 362]. Если вложенный капитал
окупается между годом и , то срок
окупаемости равен
.(128)
При
.(129)
Индекс доходности инвестиций
(рентабельность инвестиций) [11, стр. 125] рассчитываем по формулам:
.(130)
Результаты индекса доходности
инвестиций по годам
приведены в таблице 7.
Внутренняя норма доходности определяется
из решения уравнения [10, стр. 363]:
.(131)
Для расчета используем
метод итеративного приближения [10, стр. 364]. С учетом (109) и (111)
преобразуем уравнение (131):
Используем метод Ньютона.
Итерационная формула метода Ньютона:
.
Начальное приближение:
.
Условие окончания итерационного
процесса:
,
где - точность расчета, принимаем
равной .
В результате решения ходим .
Расчет технико-экономических
показателей второго варианта
Расчет технико-экономических
показателей для второго варианта выполняем аналогично расчетам, выполненным для
первого варианта в разделе 2.5.1.. Расчетные данные (84) - (130) сводим в
таблицу 8.
Стоимость двух трансформаторов
АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в ценах 1991г.:
,
где - стоимость автотрансформатора
220/110/10 мощностью 250 МВА, [9, стр. 294].
Стоимость РУ-220 кВ, РУ-110 кВ,
РУ-10 кВ рассчитана в разделе 2.5.1.:
, ,
Капиталовложения в сооружение
подстанции (88) в ценах 1991г.:
Капиталовложения по годам
строительства 2014 - 2016гг. (89) приведены в таблице 8.
Капиталовложения в подстанцию с
учетом удорожания (90) равны
.
Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного
оборудования: и амортизационные отчисления на реновацию, рассчитанные по
формулам соответственно (91) и (93), приведены в таблице 8.
Суммарные издержки на ремонт и
обслуживание подстанционного оборудования за нормативный срок службы (92):
Суммарные издержки на реновацию
подстанционного оборудования за нормативный срок службы (94):
Выручка от передачи электроэнергии
потребителям по годам (96) приведена в таблице 8. Суммарная выручка от передачи
электрической энергии за нормативный срок службы (99):
Ущерб (см. раздел 2.3.3).
Таблица 8 - Технико-экономические
показатели второго варианта
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
|
Капиталовложение
,
тыс.руб.155082,72213907,2165778,08
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.29106,229106,229106,229106,229106,229106,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.22103,722103,722103,722103,722103,722103,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 1,81,942,092,232,382,522,662,812,95
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.132047,9140930149220157510166392,2174682,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.000000
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.8068,88611,59118,19624,610167,410673,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.94872,9103212,3110995,7118779,2127118,6134902,1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.17077,118578,219979,221380,322881,324282,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.77795,884634,191016,597398,9104237,3110619,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.155082,72368989,92534768589020,1645316703519,5763630,6825785,5889848
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.-155082,7-368989,9-534768-456972,2-372338,1-281321,6-183922,7-79685,430934,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости , лет7,72
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 1,60161,36891,1710,85470,73050,62440,53370,4561
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.248380,5541198,1735158,5772333,5804570,8832493,7856677,2877637,5895781,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-248380,5-541198,1-735158,5-657362,7-585025,9-518538,3-457722,4-402091-351637,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0000,1060,2040,2950,3770,4530,522
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
|
2023
|
2024
|
2025
|
2026
|
2027
|
2028
|
2029
|
2030
|
2031
|
|
Капиталовложение
, тыс.руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.29106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.22103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 3,13,243,383,533,673,823,964,14,25
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.183564,3191854,3200144,3209026,5217316,5226198,6234488,6242778,6251660,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.000000000
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.11216,711723,212229,812772,513279,113821,814328,414834,915377,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.143241,4151024,9158808,3167147,8174931,2183270,6191054198837,5207176,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.25783,527184,528585,530086,631487,632988,734389,735790,837291,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.117457,9123840,4130222,8137061,2143443,6150281,9156664,3163046,7169885,1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.955954,410239681093889,81165855,112397281315645139346914732011554977
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.148392,2272232,6402455,4539516,6682960,2833242,1989906,411529531322838
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 0,38980,33320,28480,24340,2080,17780,1520,12990,111
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.911499,1925103,5936876947069,3955885,4963518970120,1975828980765,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-305852,3-264588,7-227501,2-194140,5-164304-137584-113771-92591,3-73734,1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0,5840,640,6910,7360,7770,8130,8450,8740,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели
|
Величина
показателя по годам
|
|
2032
|
2033
|
2034
|
2035
|
2036
|
2037
|
2038
|
2039
|
2040
|
2041
|
Капиталовложение
,
тыс.руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживание ,
тыс.руб.29106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,229106,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления
на реновацию ,
тыс.руб.22103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,722103,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тариф
на электрическую энергию , 4,394,544,684,824,975,115,265,45,545,69
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выручка
от передачи электроэнергии ,
тыс.руб.259950,8268832,9277122,9285412,9294295,1302585,1311467,2319757,2328047,2336929,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.0000000000
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь электроэнергии ,
тыс.руб.15884,21642716933,517440,117982,818489,419032,119538,720045,320588
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Балансовая
прибыль ,
тыс.руб.214960,4223299,7231083,2238866,6247206,1254989,5263328,9271112,3278895,7287235,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Налог
на прибыль ,
тыс.руб.38692,940193,9415954299644497,145898,147399,248800,250201,251702,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая
прибыль ,
тыс.руб.176267,5183105,8189488,2195870,6202709209091,4215929,7222312,1228694,5235532,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.1638660172438718120221901564199315020866442182181227962623789792480376
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.1499106168221218717002067570227027924793712695300291761331463073381840
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Простой
срок окупаемости ,
лет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент
дисконтирования 0,09490,08110,06930,05920,05060,04330,0370,03160,0270,0231
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты ,
тыс.руб.985035,3988728991918,6994674,1997056,8999117,71000899100243610037631004911
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистый
дисконтированный доход ,
тыс.руб.-57006,3-42156,4-29024,9-17429,4-7172,31881,49870,816895,923070,728511,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости , лет
22,79
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс
доходности 0,9220,9430,9610,9760,991,0031,0131,0231,0311,039
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потери электроэнергии в
трансформаторах (103):
,
где , , - потери короткого замыкания
обмоток высшего, среднего и низшего напряжения (104) - (106) равные
;
;
.
Расчет затрат на возмещения потерь
электроэнергии по годам (107) выполнен в таблице 8. Суммарные затраты на
возмещения потерь за нормативный срок службы (108):
Финансово-экономические показатели,
рассчитанные по формулам (109) - (130) для второго варианта, приведены в
таблице 8.
Внутренняя норма доходности .
Сравнение технико-экономических
показателей вариантов
Технико-экономические показатели
сравниваемых вариантов сводим в таблицу 9.
Таблица 9 Технико-экономические
показатели сравниваемых вариантов
Показатель
|
Значение
|
|
Первый
вариант
|
Второй
вариант
|
1
|
2
|
3
|
Капитальные
вложения ,
тыс.руб.517608534768
|
|
|
Отчисления
на капитальный ремонт и обслуживания в течение нормативного срока службы , тыс.руб.
705935727655
|
|
|
Амортизационные
отчисления на реновацию в течение нормативного срока службы , тыс.
руб.534826,5552592,5
|
|
|
Выручка
от передачи электрической энергии в течение нормативного срока службы ,
тыс.руб.5862216
|
|
Ущерб
от недоотпуска электрической энергии в течение нормативного срока службы ,
тыс.руб.89,80
|
|
|
Затраты
на возмещение потерь в течение нормативного срока службы ,
тыс.руб.318560358209,5
|
|
|
Суммарные
затраты ,
тыс.руб.24129662480376
|
|
|
Чистый
доход ,
тыс.руб.34492493381840
|
|
|
Простой
срок окупаемости ,
лет7,497,72
|
|
|
Суммарные
дисконтированные затраты , тыс.руб.967354,41004911
|
|
|
Чистый
дисконтный доход ,
тыс.руб.6355428511,5
|
|
|
Дисконтирован.
срок окупаемости ,
лет19,622,79
|
|
|
Индекс
доходности 1,0891,039
|
|
|
Внутренняя
норма доходности 0,181330,17408
|
|
|
В сравниваемых вариантах накопительная
амортизация достаточна для замены выбираемого оборудования подстанции :
;
Уровень рентабельности для первого и
второго вариантов приемлем для инвесторов, так как
;
.
По всем технико-экономическим
показателям, за исключением ущерба от недоотпуска электроэнергии, преимущество
имеет первый вариант. В первом варианте возможный ущерб от недоотпуска
электроэнергии, по сравнению с выручкой от передачи элекроэнергии, мал. Поэтому
принимаем первый вариант схемы электрических соединений - схема с
использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 с РУ-220 кВ
по шестиугольник, с РУ-110 кВ по схеме две рабочие системы шин, с РУ-10 кВ -
одна рабочая секционированная система шин.
Список использованных источников
1. Рожкова
Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и
подстанций. - М.: Академия, 2009. - 448 с.
2. Железко
Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии:
Руководство для практических расчетов. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 с.
3. СТО
56947007-29.240.30.047-2010 Рекомендации по применению типовых принципиальных
электрических схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. - М.:
ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. - 128 с.
4. СТО
56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические
распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. - М.: ОАО
«ФСК ЕЭС», 2010. - 132 с.
5. Быстрицкий
Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов. - М.:Академия,
200. - 176 с.
6. СТО
56947007-29.180.01.116-2012 Инструкция по эксплуатации трансформаторов. - М.:
ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. - 52 с.
7. Карнеева
Л.К., Рожкова Л.Д. Электрооборудование электростанций и подстанций (примеры
расчетов, задачи, справочные данные). Практикум. - Иваново: МЗЭТ ГОУ СПО ИЭК,
2006. - 226 с.
8. Балаков
Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. - М.:
Издательский дом МЭИ, 2009. - 288 с.
9. Карапетян
И.Г., Файбисович Д.Л., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических
сетей. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 с.
10. Фомина
В.Н. Экономика электроэнергетики. - М.: Изд-во ИПКгосслужбы, 2005. - 384 с.
11. Экономика
энергетики / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д.
Рогалева. - М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 288 с.
12.
Методические указания к курсовому проектированию по курсу «Электроэнергетика,
ч.1» / А.С. Жданов, А.Г. Акишина, Н.Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2005.
- 26 с.
13. СТО
ИрГТУ.005-2007 Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность.
Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. -
Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2009. - 36 с.
14. Правила
устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого
издания. - М.: Изд-во «КноРус», 2014. - 488 с.
15. РД
153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и
выбору электрооборудования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков, В.В. Жуков [и др.].
- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 144с.
16. Двоскин
Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергия, 1974. -
221 с.
17. Рожкова
Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.:
Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
18.
Номенклатурный каталог. - Тольятти: Тольяттинский трансформатор, 2013. - 54 с.