Дипломная (вкр): Бизнес-план проектирования подстанции 330 кВ

В рыночной экономике оценка эффективности инвестиций осуществляется, как правило, не по критериям, которые ранее использовались в нашей отечественной практике (минимум приведенных затрат, срок окупаемости), а по критериям, соизмеряющим все виды доходов и все виды расходов по данному проекту за весь жизненный цикл объекта, т.е. от момента вложения первого рубля в разработку проекта до последнего года нормативного периода эксплуатации объекта или до момента завершения его существования.

Информационной базой для расчета эффективности инвестиций по всем критериям является поток платежей или, как его еще называют, поток наличности, в который включаются все доходы и расходы по проекту для каждого года инвестиционного периода.

Поскольку нормативный период эксплуатации энергетических объектов достаточно продолжителен, для каждого года формируется поток наличности (Rt):

 <#"819141.files/image002.gif"> <#"819141.files/image003.gif"> <#"819141.files/image004.gif"> <#"819141.files/image005.gif"> <#"819141.files/image006.gif"> <#"819141.files/image007.gif"> <#"819141.files/image008.gif"> <#"819141.files/image009.gif"> <#"819141.files/image008.gif"> <#"819141.files/image010.gif"> <#"819141.files/image011.gif"> <#"819141.files/image012.gif"> <#"819141.files/image013.gif"> <#"819141.files/image014.gif"> <#"819141.files/image015.gif"> <#"819141.files/image016.gif"> <#"819141.files/image017.gif"> <#"819141.files/image018.gif">

Рис.1. Схема «четырехугольник»

А на стороне 110 кВ применяем типовую схему электрических соединений «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Рис.2. «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Обе схемы являются простыми и наглядными. Электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны. Как следствие минимизированы отказы по вине персонала.

Схема «Четырехугольник» сравнительно дешевая схема с учетом количества присоединений для заданной конфигурации сети. Автотрансформаторы подключаются к двум источникам питания через развилку выключателей, что является дополнительным преимуществом схемы в ремонтных и послеаварийных режимах.

На проектируемой подстанция предлагается установить следующее оборудование:

Для связи высшего и среднего напряжения предлагается установить 2 группы 3фазных АТ мощностью 125 МВА каждый.

В качестве трансформаторов собственных нужд установленны трансформаторы трехфазные сухие трансформаторы мощность 250 кВА.

На ОРУ ВН (330кВ) устанавливаются:

элегазовые выключатели типа ВГУ с номинальным током 3150 А,

разъединители РНДЗ-330/3200,

трансформаторы тока ТФУМ-330.

Н ОРУ СН (110кВ):

элегазовые выключатели ВЭК с номинальным током 2000 А,

разъединители РНДЗ-110/1000У1

трансформаторы тока ТФЗМ-110.

На шинах высшего и среднего напряжения устанавливаются трансформаторы напряжения типа НАМИ, соответствующего напряжения.

На стороне НН применяем комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ) со шкафами серии К-63. В которые укомплектованы выключатели типа ВВЭ-10-20/630 и трансформаторы тока типа ТПЛ-10. Также в отдельные ячейки укомплектованы два трансформатора напряжения типа НАМИ-10.

Проверка основного оборудования на подстанции показала, что оно удовлетворяет требованиям термической и электродинамической стойкости, обеспечивает передачу необходимой мощности через подстанцию, трансформаторы тока по вторичной нагрузке позволяют работать в заданном классе точности.

Для запитки подстанции по высшему напряжению необходимо спроектировать две воздушные линии 330 кВ. Кроме того от РУ 110кВ планируется запитать 3 подстанций 110 кВ находящихся в подчинение ОАО «Ленэнерго». То есть в полной мере инвестиционный проект будет включать в себя строительство подстанции, двух линий 330кВ и 3 линий 110кВ. При этом затраты на строительство кабелей для электроснабжения потребителей 6кВ не учитываются, в виду их низкой стоимости в сравнении с ВЛ 330 и 110кВ.

Для линий электропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры с подвеской одной цепи.

Для проектируемых линий принимаем провода сталеалюминевые марки АС.

Таблица 1. Параметры ЛЭП

Таблица 2. Параметры трансформаторов

Глава 3. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта

.1 Определение капиталовложений в строительство подстанции

Базисные показатели стоимости электрооборудования взяты из справочника по проектированию электрических сетей Д. Л. Файбисовича. Базисные показатели стоимости указаны на 2000 год. Для перерасчета цен на 2014 год используется индекс изменения сметной стоимости оборудования цен на 1 квартал 2014 года равный 3,94.

Прямые капитальные затраты во вновь сооружаемые ЛЭП могут определятся следующим образом:

где - затраты на строительство воздушной линии по базисным показателям, руб;

- затраты на вырубку просеки, руб;

- затраты на устройство лежневых дорог, руб;

- затраты на закупку и установку противоаварийной автоматики, руб;

- зональный коэффициент;

Для участка двухцепной ЛЭП 0-1 протяженностью 50,4 км (залессенность трассы 20 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

 тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

 тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-2 протяженностью 50,4 км (залессенность трассы 32 км, протяженность лежневых дорог 5 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

 тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

 тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-3 протяженностью 66,3 км (залессенность трассы 12 км, протяженность лежневых дорог 9 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки:

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

 тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

 тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-4 протяженностью 10,2 км (залессенность трассы 28 км, протяженность лежневых дорог 4 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

Затраты на вырубку просеки:

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

 тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

 тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-5 протяженностью 25,4 км (залессенность трассы 22 км, протяженность лежневых дорог 5 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки:

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

 тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

 тыс. руб.

Капитальные затраты на строительство ЛЭП составят:

Таблица 3.Капитальные вложения для строительства ПС

Находим суммарные капитальные вложения:

∑К=КЛЭП+Кп/ст=325847,5+1235911,6=1561759,1 тыс.руб.

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет, в результате это приносит вред народному хозяйству в связи с «замораживанием» капитальных вложений. Предполагаемый срок строительства - 4 года.

где t - порядковый год от начала строительства,

Кt - капиталовложение t - ого года,

Т - срок строительства в годах,

Ен - норматив приведения разновременных затрат (0,15).

Таблица 4. Капитальные вложения с учетом фактора времени

Капитальные вложения с учётом временного фактора:

3.2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С) определяются по формуле:

С = Сэ + Со.т + Ссн + Снс + Са + Сос + Спр + Соб

где Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);