Результаты выбора сечений проводов воздушных линий

Учас-ток сети	Uн, кВ	Ток, А	jэ, А/мм2	Сечение по условию (мм2)	Iдоп , А	Марка провода
Нормальный режим	Послеаварийный режим	jэ	Нагрева	Короны
ИП-1		223,4	446,8	1,1					АС-185/29
1-2		106,8	213,6	1,1					АС-95/16
1-3		119,3	-	1,1					АС-120/19
1-4		88,5	-	1,1					АС-70/11
2-5		19,7	39,4	1,1			-		АС-25/4,2
2-6		41,8	-	1,1			-		АС-35/6,2

 

 

Выбор сечений проводников для смешанной сети электроснабжения:

 

В качестве проводов примем сталеалюминевые провода марки АС.

 

Определим время использования максимальной нагрузки для каждого участка линии:

Время использования максимальной нагрузки:

Т_{нб 1} = 5450 ч;

Т_{нб 2} = 3160 ч;

Т_{нб 3} = 3280 ч;

Т_{нб 4} = 4280 ч;

Т_{нб 5} = 3560 ч;

Т_{нб 6} = 4240 ч;

Для участка линии ИП-4 время использования максимальной нагрузки определяется формулой

T_{нб ип-4} = ;

 

T_{нб ип-4} = = 5051,7 ч.

Для участка линии ИП-2 время использования максимальной нагрузки определяется формулой

T_{нб ип-2} = ;

T_{нб ип-2} = 3266ч;

 

 

По табл. 4.1 [3, стр. 118] находим, что экономическая плотность тока для участков электрической сети равна:

j_{э ип-4} = 1,0 А/мм²;

j_{э 4-1} = 1,0 А/мм²;

j_{э ип-3} = 1,1 А/мм²;

j_{э ип-2} = 1,1 А/мм²;

j_{э 2-3} = 1,1 А/мм²;

j_{э 2-5} = 1,1 А/мм²;

j_{э 2-6} = 1,1 А/мм²;

 

 

Потоки мощности в линиях:

S_ип-3 = =

= МВ×А;

S_ип-2 = =

=13,852 + j3,986 МВ×А;

S₂₃ = S_ип-3 – S_ип-2 = 20,483 + j5,67 – (13,852 + j3,986) = 6,631 + j1,684 МВ×А;

 

S_ип-4 = S₁+S₄ = 31 + j10,124+16 + j5,335=47+ j15,459 МВ×А;

 

S_4-1 = S₁ = 31 + j10,124 МВ×А;

 

S_2-5 = S₅ = 0,648 + j0,219 МВ×А;

 

S_2-6 = S₆ = 0,687 + j0,23 МВ×А;

 

 

Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока.

Определяем токи в линиях для нормального рабочего режима по формуле:

I_нб = ;

I_{нб ип-4} = = 259,7 А;

I_{нб 4-1} = = 171,2 А;

I_{нб ип-3} = =111,6 А;

I_{нб ип-2} = = 75,7 А;

I_{нб 2-3} = = 35,9 А;

 

I_{нб 2-5} = = = 19,7 А;

I_{нб 2-6} = = = 41,8 А;

 

 

Экономически целесообразное сечение проводов линий определим по формуле .

Экономически целесообразные сечения проводов линий:

F_{э ип-4} = I_{нб ип-4}/ j_{э ип-4} = 259,7/1 = 259,7 мм²;

F_{э 4-1} = I_{нб 4-1}/j_{э 4-1} = 171,2/1 = 171,2 мм²;

F_{э ип-3} = I_{нб ип-3}/j_{э ип-3} = 111,6/1,1 = 101,5 мм²;

F_{э ип-2} = I_{нб ип-2}/j_{э ип-2} = 75,7/1,1 = 68,8 мм²;

F_{э 2-3} = I_{нб 2-3}/ j_{э 2-3} = 35,9/1,1 = 32,6 мм²;

F_{э 2-5} = I_{нб 2-5}/ j_{э 2-5} = 19,7/1,1 = 17,9 мм²;

F_{э 2-6} = I_{нб 2-6}/ j_{э 2-6} = 41,8/1,1 = 38 мм²;

 

В соответствии со шкалой стандартных сечений выбираем ближайшее, соответствующие поводам марок

для линии ИП-4 при напряжении 110 кВ максимально допустимое сечение провода 240 мм² поэтому принамаем двухцепную линию, тогда:

 

F_{э ип-4} = I_{нб ип-4}/2× j_{э ип-4}= 129,9/1 = 129,9 мм²;

принимаем провод марки АС-120/19;

 

для линии 4-1 АС-185/29;

для линии ИП-3 АС-95/16;

для линии ИП-2 АС-70/11;

для линии 2-3 АС-70/11;

для линии 2-5 АС-25/4,2;

для линии 2-6 АС-35/6,2;

 

Послеаварийный ток для каждой из линий равен:

ИП-4: I_п.а = 259,7 А;

При обрыве линии ИП-3:

ИП-2: I_п.а = I_{нб ип-3} + I_{нб ип-2} = 111,6+75,7 = 187,3 А;

2-3: I_п.а = = 119,3 А;

При обрыве линии ИП-2:

ИП-3: I_п.а = I_{нб ип-3} + I_{нб ип-2} = 111,6+75,7 = 187,3 А;

 

2-5: I_п.а = 2×I_{нб 2-5} = 19,7×2 = 39,4 А;

 

Допустимый ток для каждого участка линии равен

I_{доп ип-4} = 390 А >259,7 А;

I_{доп 4-1} = 510 А > 171,2 А;

I_{доп ип-3} = 330 А> 187,3 А;

I_{доп ип-2} = 265 А>187,3 А;

I_{доп 2-3} = 265 А>119,3 А;

I_{доп 2-5} = 145 А>39,4 А;

I_{доп 2-6} = 175 А>41,8 А;

Результаты выбора сечений проводов воздушных линий представим в виде таблицы 3.3.2

Таблица 3.3.2

Результаты выбора сечений проводов воздушных линий

Учас-ток сети	Uн, кВ	Ток, А	jэ, А/мм2	Сечение по условию (мм2)	Iдоп , А	Марка провода
Нормальный режим	Послеаварийный режим	jэ	Нагрева	Короны
ИП-4		129,9	259,7						АС-120/19
4-1		171,2	-						АС-185/29
ИП-3		111,6	187,3	1,1					АС-95/16
ИП-2		75,7	187,3	1,1					АС-70/11
2-3		35,9	119,3	1,1					АС-70/11
2-5		19,7	39,4	1,1			-		АС-25/4,2
2-6		41,8	-	1,1			-		АС-35/6,2

Составление схем электрических соединений подстанций

 

Схемы электрических соединений подстанций должны удовлетворять ряд требований: обеспечивать надёжное питание присоединяемых потребителей и при необходимости транзит мощности через подстанцию, они должны быть по возможности просты, наглядны и экономичны, должны допускать развитие и т.д. Одно из важнейших требований – унификация конструктивных решений по подстанциям. Это привело к разработке типовых схем распределительных устройств 35-750 кВ, которые приведены в [1, стр. 126-136]. Там же дана характеристика схем и область применения. При этом область применения схем определяется номинальным напряжением, количеством присоединяемых линий и стороной подстанции, к которой относится распределительное устройство (высшего или среднего напряжения).

 

Выбор схем распределительных устройств.

Для радиальной схемы электроснабжения.

Для подстанции 1 выберем схему №10 [1, с. 126] – одна секционированная система шин собходной, с областью примененния: напряжение 110 кВ, сторона подстанции ВН, количество присоединяемых линий до 4.

Для подстанций 3 и 4 выберем схему №3 с выключателем [1, с. 126] – блок линия-трансформатор, так как подстанции являются тупиковыми.

Для подстанции 2 выберем схему №4 [1, с. 126]- два блока с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии, с областью примененния: напряжение 35-220 кВ, сторона подстанции ВН, количество присоединяемых линий до 2.

 

Для смешанной схемы электроснабжения.

Для подстанции 1 выберем схему №3 с выключателем [1, с. 126] – блок линия-трансформатор, так как подстанция является тупиковой.

Для подстанции 2 выберем схему №5 [1, с. 126] – мостик с выключателем в перемычке и в цепях трансформаторов, с областью примененния: напряжение 35-220 кВ, сторона подстанции ВН, количество присоединяемых линий – 2. Для подстанции 3 – мостик с выключателями в перемычке и в цепи трансформатора (напряжение 35-220 кВ, сторона подстанции ВН, количество присоединяемых линий – 2).

Для подстанции 4 выберем схему №6 [1, с. 126] – сдвоенный мостик с выключателями в перемычке и в цепи трансформатора, с областью примененния: напряжение 110 кВ, сторона подстанции ВН, количество присоединяемых линий – 3.

 

В обеих схемах электрических соединений распределительное устройство напряжением 10 кВ и ниже условно показано в виде системы шин.

Схемы электрических соединений двух видов сети приведены в графической части.

Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Задачей технико-экономического сравнения является выбор наилучшего из двух рассматриваемых. Критерием этого является минимум приведённых затрат, определяемых по формуле

З = p_н×К + И, (5.1)

 

где p_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,

принимаемый равным 0,12;

К– капитальные затраты на сооружение сети;

И – годовые эксплуатационные расходы.

 

Определение капитальных затрат.

В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость линий и подстанций

К = К_Л + К_ПС. В состав последних включается стоимость трансформаторов, ячеек выключателей и постоянные затраты.

Стоимость линий определяется их длиной, номинальным напряжением, материалов и типом опор, районом по гололёду и сечением проводов.

Стоимость трансформаторов зависит от их количества, типа, мощности и напряжения.

Стоимость остальных элементов, составляющих распределительные устройства (РУ), определяется схемой РУ, количеством и напряжением выключателей. При выполнении проекта стоимость РУ напряжением ниже 110 кВ учитывать не будем.

Определение годовых эксплуатационных расходов.

 

В их состав входят соответствующие расходы в линии И_Л и подстанции И_ПС. Каждую из этих составляющих можно найти по формуле

И = И_А + И_Э + И_DW, (5.2)

 

где И_А – издержки на амортизацию линий или подстанций;

И_Э – издержки на эксплуатацию;

И_DW – издержки, связанные с потерями электроэнергии в линиях или

трансформаторах.

Издержки на амортизацию определяются по норме отчислений на амортизацию от капитальных затрат соответственно для линий и трансформаторов И_А = р_а%×К/100. Значения р_а даны в [1, с. 315].

Издержки на эксплуатацию находятся аналогично И_А. При этом величины р_э даны там же, что и р_а.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются по величине потерь электроэнергии, DW и их стоимости з_э. При этом для линий и трансформаторов они находятся несколько различно.

В линиях учитываются только потери электроэнергии в активном сопротивлении, рассчитанные для нормального режима работы сети. Величину стоимости 1 кВт×ч потерянной энергии з_э можно найти в [1, c.317] в зависимости от времени использования максимальной нагрузки линии T_M. В результате:

И_DWл = DW_л×з_э. (5.3)

 

В трансформаторах имеют место две составляющие потерь электроэнергии: нагрузочные потери (в обмотках) DW_М и потери холостого хода (в стали) DW_ХХ. Им соответствуют два различных значения стоимости 1 кВт×ч потерянной электроэнергии и . Величина находится как и для линий в зависимости от T_M нагрузки подстанции. Величина также находится по [2, c.317], но всегда выбирается её наименьшее значение для соответствующей энергосистемы.

ИDW_Т = DW_М× +DW_ХХ× (5.4)

 

Для уменьшения объёма расчётов из сравниваемых вариантов исключим абсолютно одинаковые линии и подстанции.

Для выбранных электрических схем сети не будем проводить технико-экономическое сравнение для линий к потребителям 5;6 и подстанций 5;6, т.к. они абсолютно одинаковы и в данном курсовом проекте не учитываются.

 

В данном курсовом проекте примем район по гололёду – III.

Опоры примем стальные.

 

Определим приведенные затраты радиальной схемы.

Участок линии ИП-1.

Номинальное напряжение: 110 кВ.

Марка провода АС-185/29 (r₀ = 0,159 Ом, x₀ = 0,413 Ом).

Количество цепей – 2; длина участка 46,27 км.

Стоимость сооружения линий определяем по [1,табл.9.5]; для двухцепной линии о стальными опорами 30,4 тыс. руб/км. Откуда стоимость линии будет равна

46,27×30,4 =1406,6 тыс. руб.

Норму амортизационных отчислений равна 2,4% от капитальных затрат на сооружение (для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах); затраты на эксплуатацию и обслуживание 0,4%.

Издержки на амортизацию: И_Аип-1 =1406,6×0,024 =33,758 тыс. руб;

Издержки на эксплуатацию: И_Эип-1 =1406,6×0,004 = 5,626 тыс. руб.

Определим потери электрической энергии в линии ИП-1 по формуле

DW_Л = , (5.5)

где S_Л – мощность, протекаемая по линии;

U_Н – номинальное напряжение;

R_Л – сопротивление линии;

t_Л – время наибольших потерь, определяемая по формуле:

t_Л = (0,124 + T_нб×10^-4)²×8760 (5.6)

Следовательно

t_ип-1 = (0,124 + T_{нб ип-1}×10^-4)×8760 = (0,124 + 4298×10^-4)²×8760 = 2686,6 ч.

DW_ип-1 = ×10³ = 5918140,8 кВт×ч.

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.

Издержки на возмещение DW И_DWип-1 = 5918140,8×0,8×10_­^-5 = 47,345 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

И_ип-1= 33,758 + 5,626 + 47,345 = 86,729 тыс. руб.

 

Общие приведенные затраты для линии ИП-1 будут равны:

Зип-1=0,12×1406,6 + 86,729 =255,521 тыс. руб.

 

Участок линии 1-2.

Номинальное напряжение: 35 кВ.

Марка провода АС-95/16 (r₀ = 0,301 Ом, x₀ = 0,421 Ом).

Количество линий – 2; длина участка 33,54 км.

Стоимость линий определяем по [1,табл.9.4]; для двухцепной линии со стальными опорами 24,2 тыс. руб/км.

Откуда стоимость линии будет равна

33,54×24,2 = 811,67 тыс. руб.

Откуда издержки на амортизацию И_А1-2 =811,67×0,024 = 19,48 тыс. руб;

издержки на эксплуатацию И_Эи1-2 = 811,67×0,004 = 3,25 тыс. руб.

t_1-2 = (0,124 + T_{нб 1-2}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 3241×10^-4)²×8760 = 1759 ч.

Потери электрической энергии в линии 1-2

DW_1-2 = ×10³ = 1216146,6 кВт×ч.

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.

Издержки на возмещение DW И_DW1-2 =1216146,6×0,8×10^-5 = 9,73 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

И_1-2= 19,48 + 3,25 + 9,73 = 32,46 тыс. руб.

 

Общие приведенные затраты для линии 1-2 будут равны:

З1-2=0,12×811,67 + 32,46 =129,86 тыс. руб.

 

Участок линии 1-3.

Номинальное напряжение: 110 кВ.

Марка провода АС-120/19 (r₀ = 0,244 Ом, x₀ = 0,427 Ом).

Количество цепей – 1; длина участка 16,28 км.

Стоимость линий определяем по [1,табл.9.5]; для одноцепной линии со стальными опорами 19,0 тыс. руб/км.

Откуда стоимость линии будет равна

16,28×19,0 = 309,32 тыс. руб.

Откуда издержки на амортизацию И_А1-3 =309,32×0,024 = 7,42 тыс. руб;

издержки на эксплуатацию И_Э1-3 = 309,32×0,004 = 1,237 тыс. руб.

t_1-3 = (0,124 + T_{нб 1-3}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 3280×10^-4)²×8760 = 1789,7 ч.

Потери электрической энергии в линии 1-3:

DW_1-3 = ×10³ = 303459,7 кВт×ч.

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.

Издержки на возмещение DW И_DW1-3 =303459,7×0,8×10^-5 = 2,43 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

И_1-3= 7,42 + 1,237 + 2,43 = 11,087 тыс. руб.

 

Общие приведенные затраты для линии 1-3 будут равны:

З1-3=0,12×309,32 + 11,087 =48,205 тыс. руб.

 

Участок линии 1-4.

Номинальное напряжение: 110 кВ.

Марка провода АС-70/11 (r₀ = 0,422 Ом, x₀ = 0,444 Ом).

Количество цепей – 1; длина участка 15 км.

Стоимость линий определяем по [1,табл.9.5]; для одноцепной линии со стальными опорами 19,4 тыс. руб/км.

Откуда стоимость линии будет равна

15×19,4= 291 тыс. руб.

Откуда издержки на амортизацию И_А1-4 =291×0,024 = 6,984 тыс. руб;

издержки на эксплуатацию И_Э1-4 = 291×0,004 = 1,164 тыс. руб.

t_1-4 = (0,124 + T_{нб 1-4}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 4280×10^-4)²×8760 = 2669 ч.

Потери электрической энергии в линии 1-4:

DW_1-4 = ×10³ = 397183,8 кВт×ч.

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.

Издержки на возмещение DW И_DW1-4 =397183,8×0,8×10^-5 = 3,177 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

И_1-4= 6,984 + 1,164 + 3,177 = 11,325 тыс. руб.

 

Общие приведенные затраты для линии 1-3 будут равны:

З1-4=0,12×291 + 11,325 =46,245 тыс. руб

 

 

Все результаты расчета сведем в таблицу 5.1.

 

 

Таблица 5.1

Результаты расчета капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий

Определяемый показатель	Участок сети
ИП-1	1-2	1-3	1-4
Номинальное напряжение, кВ
Марка провода	АС-185/29	АС-95/16	АС-120/19	АС-70/11
Количество линий и длинна участка,км	2x46,27	2x33,54	1х16,28	1х15
Стоимость 1км линий, т.руб/км	30,4	24,2	19,0	19,4
Стоимость линии, т.руб	1406,6	811,67	309,32
Издержки на амортизацию т.руб	33,758	19,48	7,42	6,984
Издержки на эксплуатацию, т.руб	5,626	3,25	1,237	1,164
∆W в линиях, Мвт×ч	5918,1408	1216,1466	303,4597	397,1838
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, коп.	0,8	0,8	0,8	0,8
Издержки на возмещение ∆W, т.руб	47,345	9,73	2,43	3,177
Годовые эксплуатационные расходы, т.руб	86,729	32,46	11,087	11,325
Приведенные затраты, т.руб	255,521	129,86	48,205	46,245
Итого	479,831

 

 

Подстанция №1

Стоимости трансформаторов на подстанции (110 кВ) S = 40 МВ×А трехобмоточный с РПН [1, табл.9.19] 2×117 = 234 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 7×35 = 245 тыс. руб.

[1. табл.9.15] стоимость ячейки с выключателем 35 тыс. руб.

 

Постоянная часть затрат по подстанции 110/35/10 с электрической схемой подстанции на стороне ВН сборные шины 320 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанци№1 для радиальной схемы электроснабжения

234 +245 + 320 = 799 тыс. руб;

 

Ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию силового оборудования и распределительных устройств напряжением до 150 кВ равны соответственно 6,4% и 3% [1.,табл.8.2].

Издержки на амортизацию подстанции №1 И_Апс1 = 799×6,4/100 = 51,136 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс1= 799×3/100 = 23,97 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах

-холостого хода определяем по формуле DW_х.т = DP_х×Т

DW_х.т = 2×DP_х×Т = 2× 43×8760 = 753360 кВт×ч;

-нагрузочные потери для трехобмоточного трансформатора определяем следующим образом:

Потери короткого замыкания для каждой обмотки равны между собой:

DРк1=DРк2=DРк3=0,5DРк=0,5×200=100 кВт;

Для обмотки низшего напряжения:

t_нн = (0,124 + T_{нб нн}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 5450×10^-4)²×8760 = 3920,6 ч.

Тогда потери определятся по формуле:

(5.7)

 

= =130298,12 кВт×ч;

 

Для обмотки среднего напряжения:

t_сн = (0,124 + T_{нб сн}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 3241×10^-4)²×8760 = 1759,1 ч.

Тогда потери определятся по формуле:

= =9223,53 кВт×ч;

Для обмотки высшего напряжения:

t_вн = (0,124 + T_{нб вн}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 4821,3×10^-4)²×8760 = 3218,4 ч.

Тогда потери определятся по формуле:

= =208805 кВт×ч;

Тогда общие нагрузочные потери определятся по формуле:

 

кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии для холостого хода равна 0,45 коп/кВт×ч.[1.,стр.317]

И_DWххТ1 =753360×0,45×10^-5 = 3,39 тыс. руб.

И_DWмТ1 =348326,65×0,8×10^-5 = 2,787 тыс. руб.

И_DWТ1 =3,39 +2,787 =6,177 тыс. руб.

 

Подстанция №2

Стоимость трансформаторов на подстанции (35 кВ) S = 10 МВ×А двухобмоточный с РПН [1, табл.9.18] 2×41,8 = 83,6 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 35кВ 2×9 = 18 тыс. руб.

[1. табл.9.15] стоимость ячейки с выключателем 9 тыс. руб.

 

Постоянная часть затрат по подстанции 35/10 с электрической схемой на стороне ВН с выключателями 70 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанци№2 для радиальной схемы электроснабжения

18 +83,6 + 70 = 171,6 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №2 И_Апс2 = 171,6×6,4/100 = 10,98 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс2= 171,6×3/100 = 5,148 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах:

- потери холостого хода определяем по формуле

DW_х.т2 =2×DP_хт2×Т

 

DW_х.т2 =2×14,5×8760=254040 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

 

= =95921,2 кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ2 =254040×0,45×10^-5 =1,143 тыс. руб.

И_DWмТ2 =95921,2 ×0,8×10^-5 = 0,767 тыс. руб.

И_DWТ2 =1,143 + 0,767 =1,91 тыс. руб.

 

 

Подстанция №3

Стоимости трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1, табл.9.19] 84 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 36 тыс. руб [1. табл.9.14]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 130 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанци№3 для радиальной схемы электроснабжения

84 +36 + 130 = 250 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №3 И_Апс3 = 250×6,4/100 = 16 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс3= 250×3/100 = 7,5 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах:

- потери холостого хода определяем по формуле

DW_х.т3 =DP_хт3×Т

 

DW_х.т3 =27×8760=236520 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

 

=177471 кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ3 =236520×0,45×10^-5 =1,06 тыс. руб.

И_DWмТ3 =177471 ×0,8×10^-5 =1,42 тыс. руб.

И_DWТ3 =1,06 + 1,42 =2,48 тыс. руб.

 

Подстанция №4

Стоимости трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1, табл.9.19] 84 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 36 тыс. руб [1. табл.9.14]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 130 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанци№4 для радиальной схемы электроснабжения

84 +36 + 130 = 250 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №4 И_Апс4 = 250×6,4/100 = 16 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс4= 250×3/100 = 7,5 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах:

- потери холостого хода определяем по формуле

 

DW_х.т4 =27×8760=236520 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

 

=145772 кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ4 =236520×0,45×10^-5 =1,06 тыс. руб.

И_DWмТ4 =145772 ×0,8×10^-5 =1,166 тыс. руб.

И_DWТ4 =1,06 + 1,166 =2,226 тыс. руб.

 

 

Результаты расчета сведем в таблицу 5.2

 

 

Таблица 5.2

Определяемый показатель	Номер подстанции
Стоимость трансформаторов, т. руб.		83,6
Стоимость ячеек выключателей, т. руб.
Постоянные затраты, т. руб.
Стоимость подстанции, т. руб.		171,6
Издержки на амортизацию, т. руб.	51,136	10,98
Издержки на эксплуатацию, т. руб.	23,97	5,148	7,5	7,5
DW в трансформаторах, МВт×ч -холостого хода -нагрузочные	753,360 348,32665	254,040 95,9212	236,520 177,471	236,520 145,772
Издержки на возмещение DW, т. руб.	6,177	1,91	2,48	2,226
Годовые эксплуатационные расходы, т.руб	81,283	18,038	25,98	25,726
Приведенные затраты, т.руб	177,163	38,63	55,98	55,726
Итого	327,499

Для радиальной схемы электроснабжения приведенные затраты будут равны: З = Зл + Зпс = 479,831 + 327,499 =807,33 тыс. руб.

 

Определим приведенные затраты смешанной схемы.

 

Номинальное напряжение 110 кВ.

Марки проводов на участках электрической сети:

 

для линии ИП-4 АС-120/19;

для линии 4-1 АС-185/29;

для линии ИП-3 АС-95/16;

для линии ИП-2 АС-70/11;

для линии 2-3 АС-70/11;

 

 

Количество цепей и длина участков:

ИП-4 – 2x37,66 км;

4-1 – 1x15 км;

ИП-3 – 1x38,91 км;

ИП-2 – 1x55,17 км;

2-3 – 1x21,59 км

Стоимости 1 км линий для участков ИП-4, 4-1, ИП-3, ИП-2, 2-3 для линий со стальными опорами соответственно равны: 28,3; 19,7; 19,1; 19,4; 19,4 тыс. руб/км.

Стоимости линий:

ИП-4 –37,66×28,3 = 1065,78 тыс. руб;

4-1 –15×19,7 = 295,5 тыс. руб;

ИП-3 –38,91×19,1 = 743,181 тыс. руб;

ИП-2 –55,17×19,4 = 1070,3 тыс. руб;

2-3 –21,59×19,4 = 418,85 тыс. руб;

Издержки на амортизацию:

ИП-4 –1065,78 ×0,024 = 25,58тыс. руб;

4-1 – 295,5 ×0,024 =7,092 тыс. руб;

ИП-3 –743,181 ×0,024 = 17,84тыс. руб;

ИП-2 – 1070,3 ×0,024 =25,69 тыс. руб;

2-3 – 418,85 ×0,024 =10,05 тыс. руб;

 

Издержки на эксплуатацию

ИП-4 –1065,78 ×0,004 = 4,263тыс. руб;

4-1 – 295,5 ×0,004 =1,182 тыс. руб;

ИП-3 –743,181 ×0,004 = 2,973 тыс. руб;

ИП-2 – 1070,3 ×0,004 =4,28 тыс. руб;

2-3 – 418,85 ×0,004 =1,68 тыс. руб;

 

Время наибольших потерь для каждого участка электрической сети равно:

t_ип-4 = (0,124 + T_{нб ип-4}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 5051,7×10^-4)²×8760 = 3467,7 ч.

t_4-1 = (0,124 + T_{нб 4-1}×10^-4)²×8760 = (0,124 +5450 ×10^-4)²×8760 = 3920,6 ч.

t_ип-3 = (0,124 + T_{нб ип-3}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 3280×10^-4)²×8760 = 1789,7 ч.

t_ип-2 = (0,124 + T_{нб ип-2}×10^-4)²×8760 = (0,124 +3266 ×10^-4)²×8760 = 1778,6 ч.

t_2-3 = (0,124 + T_{нб 2-3}×10^-4)²×8760 = (0,124 + 3280×10^-4)²×8760 = 1789,7 ч.

 

Потери электрической энергии в линиях:

DW_ип-4 = ×10³ = 3223326,4 кВт×ч.

DW_4-1 = ×10³ = 821847,3 кВт×ч.

DW_ип-3 = ×10³ =782482,8 кВт×ч.

DW_ип-2 = ×10³ = 711022 кВт×ч.

DW_2-3 = ×10³ =63075,6 кВт×ч.

 

Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии для каждого участка сети:

0,8 коп/кВт×ч.

Издержки на возмещение DW:

И_DWип-4 =3223326,4×0,8×10^-5 = 25,79 тыс. руб.

И_DW4-1 = 821847,3 ×0,8×10^-5 = 6,575 тыс. руб.

И_DWип-3 = 782482,8×0,8×10^-5 = 6,26 тыс. руб.

И_DWип-2 = 711022×0,8×10^-5 = 5,688 тыс. руб.

И_DW2-3 =63075,6×0,8×10^-5 = 0,505 тыс. руб.

 

Годовые эксплуатационные расходы:

И_ип-4= 25,58 + 4,263+25,79 = 55,633 тыс. руб.

И_4-1= 7,092 +1,182 +6,575 = 14,849 тыс. руб.

И_ип-3= 17,84 +2,973+6,26 = 27,073 тыс. руб.

И_ип-2=25,69 +4,28 +5,688 = 35,658 тыс. руб.

И_2-3= 10,05 +1,68 + 0,505 = 12,235 тыс. руб.

 

Приведенные затраты:

Зип-4=0,12×1065,78 +55,633 =183,53 тыс. руб.

З4-1=0,12×295,5 +14,849 =50,309 тыс. руб.

Зип-3=0,12×743,181 +27,073 =116,25 тыс. руб.

Зип-2=0,12×1070,3 +35,658 =164,09 тыс. руб.

З2-3=0,12×418,85 +12,235 =62,5 тыс. руб.

 

Результаты расчета сведем в таблицу 5.3

Таблица 5.3

Определяемый показатель	Участок сети
ИП-4	4-1	ИП-3	ИП-2	2-3
Номинальное напряжение, кВ
Марка провода	АС-120/19	АС-185/29	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11
Количество линий и длинна участка	2х37,66	1х15	1х38,91	1х55,17	1х21,59
Стоимость 1км линий, тыс. руб/км	28,3	19,7	19,1	19,4	19,4
Стоимость линии, тыс. руб	1065,78	295,5	743,181	1070,3	418,85
Издержки на амортизацию тыс. руб	25,58	7,092	17,84	25,69	10,05
Издержки на эксплуатацию, тыс. руб	4,263	1,182	2,973	4,28	1,68
DW в линиях, Мвт×ч	3223,326	821,847	782,483	711,022	63,0756
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, коп.	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Издержки на возмещение DW, тыс. руб	25,79	6,575	6,26	5,688	0,505
Годовые эксплуатационные расходы, т.руб	55,633	14,849	27,073	35,658	12,235
Приведенные затраты, т.руб	183,53	50,309	116,25	164,09	62,5
Итого	576,679

 

 

Подстанция №1

Стоимости трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 40 МВ×А [1, табл.9.19] 109 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 36 тыс. руб.

[1. табл.9.14]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 130 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанци№1:

36 +109 + 130 = 275 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №1 И_Апс1 = 275×6,4/100 = 17,6 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс1= 275×3/100 = 8,25 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторе:

- потери холостого хода определяем по формуле

 

DW_х.т1 =36×8760=315360 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

=448217,9 кВт×ч;

 

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ1 =315360×0,45×10^-5 =1,42 тыс. руб.

И_DWмТ1 = 448217,9 ×0,8×10^-5 = 3,586 тыс. руб.

И_DWТ1 =1,42 + 3,586 =5,006 тыс. руб.

 

 

Подстанция №2

Стоимость трансформаторов на подстанции (110 кВ) S = 10 МВ×А [1, табл.9.19] 2×54=108 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 120 тыс. руб.

[1. табл.9.14]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 210 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанции №2:

120 +108 + 210 = 438 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №2 И_Апс2 = 438×6,4/100 = 28,032 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс2= 438×3/100 = 13,14 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторе:

- потери холостого хода определяем по формуле

 

DW_х.т2 =2×14×8760=245280 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

=88542,6 кВт×ч;

 

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ2 =245280×0,45×10^-5 =1,104 тыс. руб.

И_DWмТ2 = 88542,6 ×0,8×10^-5 = 0,708 тыс. руб.

И_DWТ2 =1,104 + 0,708 =1,812 тыс. руб.

 

Подстанция №3

Стоимость трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1, табл.9.19] 84 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 120 тыс. руб [1. табл.9.14]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 210 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанции №3

84 +120 + 210 = 414 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №3 И_Апс3 = 414×6,4/100 = 26,5 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс3=414 ×3/100 = 12,42 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах:

- потери холостого хода определяем по формуле

 

DW_х.т3 =27×8760=236520 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

 

=177471 кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

 

И_DWххТ3 =236520×0,45×10^-5 =1,06 тыс. руб.

И_DWмТ3 =177471 ×0,8×10^-5 =1,42 тыс. руб.

И_DWТ3 =1,06 + 1,42 =2,48 тыс. руб.

 

Подстанция №4

Стоимость трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1, табл.9.19] 84 тыс. руб;

Стоимость распределительного устройства 110кВ 4×35=140 тыс. руб [1. табл.9.15]

Постоянная часть затрат по подстанции 110/10 210 тыс. руб;

Откуда стоимость подстанции №4

84 +140 + 210 = 434 тыс. руб;

 

Издержки на амортизацию подстанции №4 И_Апс4 = 434×6,4/100 = 27,78 тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию И_Эпс4= 434×3/100 = 13,02 тыс. руб.

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторах:

- потери холостого хода определяем по формуле

DW_х.т4 =27×8760=236520 кВт×ч;

 

- нагрузочные потери определяем по формуле

=145772 кВт×ч;

Издержки на возмещение DW, т. руб.:

И_DWххТ4 =236520×0,45×10^-5 =1,06 тыс. руб.

И_DWмТ4 =145772 ×0,8×10^-5 =1,166 тыс. руб.

И_DWТ4 =1,06 + 1,166 =2,226 тыс. руб.

Результаты расчета сведем в таблицу 5.4

Таблица 5.4

Определяемый показатель	Номер подстанции
Стоимость трансформаторов, т. руб.
Стоимость ячеек выключателей, т. руб.
Постоянные затраты, т. руб.
Стоимость подстанции, т. руб.
Издержки на амортизацию, т. руб.	17,6	28,032	26,5	27,78
Издержки на эксплуатацию, т. руб.	8,25	13,14	12,42	13,02
DW в трансформаторах, МВт×ч -холостого хода -нагрузочные	315,360 448,2179	245,28088,5426	236,520 177,471	236,520 145,772
Издержки на возмещение DW, т. руб.	5,006	1,812	2,48	2,226
Годовые эксплуатационные расходы, т.руб	30,856	42,984	41,4	43,026
Приведенные затраты, т.руб	63,856	95,544	91,08	95,106
Итого	345,586

Для смешанной схемы электроснабжения приведенные затраты будут равны: З = Зл + Зпс = 576,679 +345,586 =922,265 тыс. руб.

 

807,33 <922,265

На основе технико-экономических показателей более выгодным оказался вариант радиальной схемы электроснабжения. Его принимаем для дальнейших расчетов.