Развитие сетей Калачинского РЭС: реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1,ф2

По таблице 3 [1] выбираем провод СИП 3*35+1*50

Стандартное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 и его параметры:

 F = 35 мм2; rо = 0,868 Ом/км; Iдоп=160*0,88= 140,8А, где 0,88 - поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40оС

 так  как на хо – нет данных, примем усредненное значение хо = 0,06 Ом/км     

      Проверим допустимый  и рабочий ток провода 

I = Ö(Р2 + Q2)/ Ö3 х Uном ,                                                                            (17)

Iф.1 = Ö(31,52 + 9,142)/Ö3 х 0,38 = 49,83 <  Iдоп = 140,8А

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет  условию нагрева.

Действительная наибольшая потеря напряжения до наиболее удаленной точки линии

DUi = Pi rо li + Qi хо li / Uном (17)

фидер-1

DU5¢= (21,6*0,206*0,48+6,26*0,06*0,48)/0,38= 6,09 В

DU4¢= (21,6*0,206*0,33+6,26*0,06*0,33)/0,38= 4,19 В

DU3¢= (19,2*0,206*0,28+5,57*0,06*0,28)/0,38 = 3,16 В

DU2¢= (19,2*0,206*0,275+5,57*0,06*0,275)/0,38 = 3,10 В

DU1¢= (19,2*0,206*0,18+5,57*0,06*0,18)/0,38 =  2,03 В

DSUф.1= DU5¢ +DU4¢ +DU3¢+DU2¢ +DU1¢ = 18,57 В

DSUф.1= 18,57 В < DUдоп = 19 В;

 Выбранное сечение провода СИП2А 3*150+1*95+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 159,5А.

фидер-2

DU9¢= (12,0*0,868 *0,18+3,48*0,06*0,18)/0,38= 5,03В

DU8¢= (12,0*0,868 *0,13+3,48*0,06*0,13)/0,38 = 3,63В

DU7¢= (6,0*0,868 *0,08+1,74*0,06*0,08)/0,38 = 1,12В

DU6¢= (1,5*0,868 *0,03+ 0,44*0,06*0,03)/0,38 = 1,03 В

DSUф.2 =DU9¢  +DU8¢+DU7¢ +DU6¢ = 10,81В

DSUф.2= 10,81В < DUдоп = 19 В;

Выбранное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 50А,  а с учетом перспективы увеличения нагрузки потребителей имеется запас до 140А.

Рассчитаем потерю мощности во всей линии.

DРi = Pi2 * rо * li / 3U2ном,                                                                             (18)

DР1¢ = 19,2 2  * 0,206 * 0,180/ 3 * 0,38 2  = 0,032 кВт

DР2¢ = 19,2 2  * 0,206 * 0,275/ 3 * 0,38 2  = 0,048 кВт

DР3¢ = 19,2 2  * 0,206 * 0,280/ 3 * 0,38 2  = 0,052 кВт

DР4¢ = 21,6 2  * 0,206 * 0,330/ 3 * 0,38 2  = 0,058 кВт

DР5¢ = 21,6 2  * 0,206 * 0,480/ 3 * 0,38 2  = 0,084 кВт

DР6¢ = 1,5 2  * 0,868 * 0,03 / 3 * 0,38 2  = 0,014кВт

DР7¢ = 6,0 2  * 0,868 * 0,08 / 3 * 0,38 2  = 0,057кВт

DР8¢ = 12,0 2  * 0,868  * 0,13 / 3 * 0,38 2  = 0,375кВт

DР9¢ = 12,0 2  * 0,868 * 0,18/ 3 * 0,38 2  = 0,519кВт

Суммарные потери мощности составили DSРВЛ = 1,239кВт, что составило DSРВЛ% =0,94 %.

Суммарная  мощность SРВЛ =  132,3кВт;    SQВЛ =  38,37кВАр;

Расчет токов КЗ при применении СИП2А 3*150+1*95+1*16

         I_З кз max на стороне ВН тр-ра (кА):            1,376

         I_З кз min на стороне ВН тр-ра (кА):            1,287

         Напряжение ВН тр-ра (кВ):                          10

         Напряжение  НН тр-ра (кВ):                          0,4

         Мощность  тр-ра (кВА):                                 250

         Схема соединения  обмоток ВН:                      З

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*150+1*95+1*16 на термическую стойкость:

 IТС = 13,2кА – односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/Öt,где t – продолжительность короткого замыкания   

К= 1/Ö0,1=3,16

IТС=13,2*3,16=41,712 > тока КЗ, следовательно СИП2А 3*150+1*95+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами IСР ≥N*Iрасцепителя, где N-коэффициент запаса (1,25 для автоматов с IНОМ> 100А),  IАВ.1 = 160А*1,25 = 200А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 1 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 IНОМ.=250А.

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*35+1*50+1*16 на термическую стойкость:

 IТС = 3,2кА – односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/Öt,где t –продолжительность короткого замыкания   

К= 1/Ö0,1=3,16

IТС=3,2*3,16=10,112 > тока КЗ, следовательно СИП2А 3*35+1*50+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами IСР ≥N*Iрасцепителя, где N-коэффициент запаса (1,50 для автоматов с IНОМ < 100А), IАВ.2 = 50А*1,25= 75А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 2 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 IНОМ.=80А.

 Расчет потерь мощности в  трансформаторе:

         Табличные  данные :

D Ртр.кз = 3,7 кВт; D Ртр.хх = 0,78 кВт

        Потери в  трансформаторе

D Ртр = rтр * (Р2 +Q2) /U2нн = 5,92(132,32 + 38,372) / 3802 = 1,8кВт

где  rтр = DРкз * U2вн / S2вн = 3,7 * 102/ 2502 = 5,92Ом

      Общие   суммарные   потери   составили:   ∆∑Р = 3.039кВт,   то   есть

∆∑Р% = 2,3 %.

          Расчетные  потери мощности на ВЛ0,4кВ от  ТП-64 не превышают допустимых потерь мощности.

 

 

 9 Экономическое обоснование проекта

 

9.1 Составление сметы для расчета капиталовложений в реконструкцию ВЛ 0,4 кВ от ТП № 64

Исходные данные:

Марка проводов СИП2А

Опоры железобетонные СВ-95 свободностоящие одноцепные

Условия строительства ВЛ:

Климатический район II;

Ветровое давление – 400 Н/м2

Район строительства – Омская область, г. Калачинск

Таблица 14 - Ведомость объемов строительных и электромонтажных работ:

Поз	Наименование работ	Тип, обозначение	Ед.изм	Кол-во
1	Демонтаж ответвлений от ВЛ- 0,4кВ к зданиям в здания и КТП	А-16, А-25,А-35	км.	12
2	Демонтаж проводов ВЛ-0,4 кВ	А-16, А-25,	км	0,47
3	Демонтаж деревянных опор ВЛ-0,4 кВ		шт.	18
4	Установка ж/б опор ВЛ-0,4 кВ	СВ- 95	шт.	16
5	Установка ж/б подкосов	СВ- 95	шт.	14
6	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*150+1*95+1*16	км	0,480
7	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*35+1*50+1*16	км	0,18
8	Устройство ответвлений от ВЛИ-0,4кВ к зданиям 3фазы	СИП2А 3*25+1*25	км	0,175
9	Устройство ответвлений от ВЛ0,4кВк зданиям 1фазы	СИП2А 2*16	км	0,125
10	Установка щитов учета 3фазных		шт	7
12	Установка щитов учета 1фазных		шт	5

 

 

 

9.1.1 Расчет сметы затрат на реконструкцию ВЛИ-0,4кВ

 

Акт технического состояния и определения стоимости материальных ценностей и иного имущества, полученных при демонтаже, разборке и ликвидации объекта основных средств

• Наименование объекта  ВЛ-0,4кВ  от ТП № 64 ОАО «Механический завод Калачинский»

Инвентарный номер  ___И0671009_год выпуска 1975 дата ввода 1975,

% износа - 90

Дата проведения последнего  капитального ремонта, реконструкции – не проводилась

• Техническое состояние объекта  ВЛ-0,4кВ заводской микрорайон г.Калачинск
• В процессе эксплуатации объекта ВЛ-0,4кВ от ТП №1 ОАО «Механический завод Калачинский» Ф1,2 износ составляет 90%, деревянные  опоры имеют трещины и загнивание, на железобетонных приставках трещины и сколы с расскрытием арматуры, провод не равномерно натянуты, на проводах имеются скрутки и оплавления.
• Комиссией принято решение об оприходовании отдельных деталей, узлов, оборудования, конструкций и материальных ценностей, полученных в результате демонтажа.

исходя из текущей рыночной стоимости, в том числе

Таблица 15 – стоимость материалов

№ пп	Наименование деталей, МЦ, оборудования	ед. изм.	кол-во	цена новой единицы тыс.руб.	% годности	фактическая стоимость единицы тыс.руб	итого
1	Ж/Б опора СВ-95	шт	16	9,031	100	9,031	144,500
2	Ж/Б подкос СВ-95	шт	14	9,031	100	9,031	126,434
3	СИП-2А 3х150+1х95+1х16	км	0,480	141,360	100	141,360	67,85
4	СИП2А 3х35+1х50+1х16	км	0,18	129,376	100	129,376	2328,768
5	СИП 2А 3х25+1х25	км	0,175	74,322	100	74,322	13,006
6	СИП 2А 2х16	км	0,125	67,658	100	67,658	8,457
7	Зажим анкерный	шт	84	0,166	100	0,166	13,944
8	Зажим натяжной	шт	42	0,269	100	0,269	11,298
9	Лента бандажная	км	0,06	0,058	100	0,058	0,003
итого							2714,26

 

 

9.1.2 Расчет заработной платы подразделения Калачинский РЭС,выполняющих работы по реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1,ф2

Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 16 - Смета затрат на монтажные работы

 

№ п/п	Должность	Кол-во человек	Кол-во чел.-часов	Окладочный фонд с учетом затрат, руб	Доплата, руб.	Премия, руб.	Районный коэффициент, руб.	Всего, руб.
1	Старший мастер	1	4	448,41		201,78	115,017	1,185
2	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 4 группы	1	4	268,52	56,39	120,83	77,33	0,796
3	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 3 группы	1	4	225,93		101,67	49,14	0,506
итого		3	12	942,86	56,39	424,28	241,49	2,488

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчет работы автотранспорта на реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64

   Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 17 – затраты на автотранспорт

№ п/п	Марка машины	Кол-во отработанных м/часов	Стоимость 1 м/час,руб. с ГСМ	Стоимость 1 м/часа,руб. без ГСМ	Сумма с ГСМ, руб.	Сумма без ГСМ, руб.	Сумма ГСМ, руб.	всего
1	УАЗ-39094	14	324,24	340,03	4959,36	4760,42	198,94	5,158
2	ГАЗ-66 (БМ-302)	14	474,40	266,18	6641,6	3726,52	2915,08	9,556
итого		28			11600,96	8486,94	3114,02	14,714

 

Капиталовложения в реконструкцию ВЛ-0,4кВ  составляют –

-КВЛ =2731,462 тыс.руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.2 Метод оценки эффективности инвестиций без учета дисконтирования

   Методы оценки эффективности  инвестиций, не учитывающие дисконтирование (фактор времени), как правило, используются для оценки проектов, капитальные затраты в которые вкладываются в течение одного года либо проектов с коротким жизненным циклом (3-5 лет), или требующих для своей реализации незначительных по объему инвестиций.

   Расчет критериев эффективности ведется в этом случае, исходя из средних за инвестиционный период экономических показателей или экономических показателей первого года эксплуатации, так как их можно легко и сравнительно точно определить.

9.2.1 Метод оценки эффективности инвестиций по сроку окупаемости

 Срок окупаемости характеризует  период времени, за который инвестированный  капитал возвращается (окупается) за  счет чистой прибыли:

                                                                                              (20)

 ,где    К- капиталовложение

               Пчист – чистая прибыль      

         В условиях  рынка для срока окупаемости  не существует единого жестко  заданного нормативного значения. Любая прибыль рано или поздно  окупит инвестиции, вопрос лишь в том, устраивает ли инвестора этот срок окупаемости.

         Проект  признается эффективным, если срок  окупаемости инвестиций меньше  или равен заранее обусловленному  сроку, определенному инвестором  на основе прошлого опыта осуществления  аналогичных проектов.

         

Основной недостаток метода срока окупаемости состоит в отсутствии учета динамики событий после того, как проект себя окупит, иными словами, он не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на Ток. не влияет прибыль, получаемая за пределами срока окупаемости. Кроме того, этот метод ориентирован не на изменение прибыльности проекта, а на определение его ликвидности.

 

9.2.2 Расчет экономической эффективности инвестиций по сроку окупаемости проекта

 

1)Годовое  потребление электроэнергии по ТП №64 в год:

Wгод =  DSР * Тmax = 132,3* 5300 = 701190 кВт ч / год           (21)

где Тmax = 5300 час;

2)Годовые  потери электроэнергии состоят  из потерь в воздушной линии  и потерь в трансформаторе:

3)D Wпот  = D Wл + DWтр´ + DWтр´´ = DSРВЛ * tпот + DРтр * tпот + DРхх * t;   (22)

где  tпот = (0,124 + Тmax * 10-4)2 * t = (0,124 + 4800 * 10-4)2 * 8760 = 2809 часа