| 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:
Тнб 1 = 5450 ч;
Тнб 2 = 3160 ч;
Тнб 3 = 3280 ч;
Тнб 4 = 4280 ч;
Тнб 5 = 3560 ч;
Тнб 6 = 4240 ч;
Для участка линии ИП-4 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
Tнб ип-4 = 
;
Tнб ип-4 = 
= 5051,7 ч.
Для участка линии ИП-2 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
Tнб ип-2 = 
;
Tнб ип-2 = 
3266ч;
По табл. 4.1 [3, стр. 118] находим, что экономическая плотность тока для участков электрической сети равна:
jэ ип-4 = 1,0 А/мм2;
jэ 4-1 = 1,0 А/мм2;
jэ ип-3 = 1,1 А/мм2;
jэ ип-2 = 1,1 А/мм2;
jэ 2-3 = 1,1 А/мм2;
jэ 2-5 = 1,1 А/мм2;
jэ 2-6 = 1,1 А/мм2;
Потоки мощности в линиях:
Sип-3 = 
=
= 
МВ×А;
Sип-2 = 
=
=13,852 + j3,986 МВ×А;
S23 = Sип-3 – Sип-2 = 20,483 + j5,67 – (13,852 + j3,986) = 6,631 + j1,684 МВ×А;
Sип-4 = S1+S4 = 31 + j10,124+16 + j5,335=47+ j15,459 МВ×А;
S4-1 = S1 = 31 + j10,124 МВ×А;
S2-5 = S5 = 0,648 + j0,219 МВ×А;
S2-6 = S6 = 0,687 + j0,23 МВ×А;
Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока.
Определяем токи в линиях для нормального рабочего режима по формуле:
Iнб = 
;
Iнб ип-4 = 
= 259,7 А;
Iнб 4-1 = 
= 171,2 А;
Iнб ип-3 = 
=111,6 А;
Iнб ип-2 = 
= 75,7 А;
Iнб 2-3 = 
= 35,9 А;
Iнб 2-5 = 
= 
= 19,7 А;
Iнб 2-6 = 
= 
= 41,8 А;
Экономически целесообразное сечение проводов линий определим по формуле 
.
Экономически целесообразные сечения проводов линий:
Fэ ип-4 = Iнб ип-4/ jэ ип-4 = 259,7/1 = 259,7 мм2;
Fэ 4-1 = Iнб 4-1/jэ 4-1 = 171,2/1 = 171,2 мм2;
Fэ ип-3 = Iнб ип-3/jэ ип-3 = 111,6/1,1 = 101,5 мм2;
Fэ ип-2 = Iнб ип-2/jэ ип-2 = 75,7/1,1 = 68,8 мм2;
Fэ 2-3 = Iнб 2-3/ jэ 2-3 = 35,9/1,1 = 32,6 мм2;
Fэ 2-5 = Iнб 2-5/ jэ 2-5 = 19,7/1,1 = 17,9 мм2;
Fэ 2-6 = Iнб 2-6/ jэ 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:
Fэ ип-4 = Iнб ип-4/2× jэ 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: Iп.а = 259,7 А;
При обрыве линии ИП-3:
ИП-2: Iп.а = Iнб ип-3 + Iнб ип-2 = 111,6+75,7 = 187,3 А;
2-3: Iп.а = 
= 119,3 А;
При обрыве линии ИП-2:
ИП-3: Iп.а = Iнб ип-3 + Iнб ип-2 = 111,6+75,7 = 187,3 А;
2-5: Iп.а = 2×Iнб 2-5 = 19,7×2 = 39,4 А;
Допустимый ток для каждого участка линии равен
Iдоп ип-4 = 390 А >259,7 А;
Iдоп 4-1 = 510 А > 171,2 А;
Iдоп ип-3 = 330 А> 187,3 А;
Iдоп ип-2 = 265 А>187,3 А;
Iдоп 2-3 = 265 А>119,3 А;
Iдоп 2-5 = 145 А>39,4 А;
Iдоп 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 = pн×К + И, (5.1)
где pн – 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 = КЛ + КПС. 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 ИЛ и подстанции ИПС. Каждую из этих составляющих можно найти по формуле
И = ИА + ИЭ + ИDW, (5.2)
где ИА – издержки на амортизацию линий или подстанций;
ИЭ – издержки на эксплуатацию;
ИDW – 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 ИА = ра%×К/100. Значения ра даны в [1, с. 315].
Издержки на эксплуатацию находятся аналогично ИА. При этом величины рэ даны там же, что и ра.
Издержки на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются по величине потерь электроэнергии, DW и их стоимости зэ. 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 зэ можно найти в [1, c.317] в зависимости от времени использования максимальной нагрузки линии TM. В результате:
ИDWл = DWл×зэ. (5.3)
В трансформаторах имеют место две составляющие потерь электроэнергии: нагрузочные потери (в обмотках) DWМ и потери холостого хода (в стали) DWХХ. Им соответствуют два различных значения стоимости 1 кВт×ч потерянной электроэнергии 
и 
. Величина находится как и для линий в зависимости от TM нагрузки подстанции. Величина также находится по [2, c.317], но всегда выбирается её наименьшее значение для соответствующей энергосистемы.
ИDWТ = DWМ× +DWХХ× (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: ИАип-1 =1406,6×0,024 =33,758 тыс. руб;
Издержки на эксплуатацию: ИЭип-1 =1406,6×0,004 = 5,626 тыс. руб.
Определим потери электрической энергии в линии ИП-1 по формуле
DWЛ = 
, (5.5)
где SЛ – мощность, протекаемая по линии;
UН – номинальное напряжение;
RЛ – сопротивление линии;
tЛ – время наибольших потерь, определяемая по формуле:
tЛ = (0,124 + Tнб×10-4)2×8760 (5.6)
Следовательно
tип-1 = (0,124 + Tнб ип-1×10-4)×8760 = (0,124 + 4298×10-4)2×8760 = 2686,6 ч.
DWип-1 = 
×103 = 5918140,8 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDWип-1 = 5918140,8×0,8×10-5 = 47,345 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы:
Иип-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 ИА1-2 =811,67×0,024 = 19,48 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭи1-2 = 811,67×0,004 = 3,25 тыс. руб.
t1-2 = (0,124 + Tнб 1-2×10-4)2×8760 = (0,124 + 3241×10-4)2×8760 = 1759 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-2
DW1-2 = 
×103 = 1216146,6 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-2 =1216146,6×0,8×10-5 = 9,73 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы
И1-2= 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 ИА1-3 =309,32×0,024 = 7,42 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭ1-3 = 309,32×0,004 = 1,237 тыс. руб.
t1-3 = (0,124 + Tнб 1-3×10-4)2×8760 = (0,124 + 3280×10-4)2×8760 = 1789,7 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-3:
DW1-3 = 
×103 = 303459,7 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-3 =303459,7×0,8×10-5 = 2,43 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы
И1-3= 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 ИА1-4 =291×0,024 = 6,984 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭ1-4 = 291×0,004 = 1,164 тыс. руб.
t1-4 = (0,124 + Tнб 1-4×10-4)2×8760 = (0,124 + 4280×10-4)2×8760 = 2669 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-4:
DW1-4 = 
×103 = 397183,8 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 0,8 коп./кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-4 =397183,8×0,8×10-5 = 3,177 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы
И1-4= 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 ИАпс1 = 799×6,4/100 = 51,136 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс1= 799×3/100 = 23,97 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах
-холостого хода определяем по формуле DWх.т = DPх×Т
DWх.т = 2×DPх×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:
tнн = (0,124 + Tнб 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:
tсн = (0,124 + Tнб 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:
tвн = (0,124 + Tнб 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]
ИDWххТ1 =753360×0,45×10-5 = 3,39 тыс. руб.
ИDWмТ1 =348326,65×0,8×10-5 = 2,787 тыс. руб.
ИDWТ1 =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 ИАпс2 = 171,6×6,4/100 = 10,98 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс2= 171,6×3/100 = 5,148 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т2 =2×DPхт2×Т
DWх.т2 =2×14,5×8760=254040 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
= 
=95921,2 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ2 =254040×0,45×10-5 =1,143 тыс. руб.
ИDWмТ2 =95921,2 ×0,8×10-5 = 0,767 тыс. руб.
ИDWТ2 =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 ИАпс3 = 250×6,4/100 = 16 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс3= 250×3/100 = 7,5 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т3 =DPхт3×Т
DWх.т3 =27×8760=236520 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=177471 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ3 =236520×0,45×10-5 =1,06 тыс. руб.
ИDWмТ3 =177471 ×0,8×10-5 =1,42 тыс. руб.
ИDWТ3 =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 ИАпс4 = 250×6,4/100 = 16 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс4= 250×3/100 = 7,5 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т4 =27×8760=236520 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=145772 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ4 =236520×0,45×10-5 =1,06 тыс. руб.
ИDWмТ4 =145772 ×0,8×10-5 =1,166 тыс. руб.
ИDWТ4 =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:
tип-4 = (0,124 + Tнб ип-4×10-4)2×8760 = (0,124 + 5051,7×10-4)2×8760 = 3467,7 ч.
t4-1 = (0,124 + Tнб 4-1×10-4)2×8760 = (0,124 +5450 ×10-4)2×8760 = 3920,6 ч.
tип-3 = (0,124 + Tнб ип-3×10-4)2×8760 = (0,124 + 3280×10-4)2×8760 = 1789,7 ч.
tип-2 = (0,124 + Tнб ип-2×10-4)2×8760 = (0,124 +3266 ×10-4)2×8760 = 1778,6 ч.
t2-3 = (0,124 + Tнб 2-3×10-4)2×8760 = (0,124 + 3280×10-4)2×8760 = 1789,7 ч.
Потери электрической энергии в линиях:
DWип-4 = 
×103 = 3223326,4 кВт×ч.
DW4-1 = 
×103 = 821847,3 кВт×ч.
DWип-3 = 
×103 =782482,8 кВт×ч.
DWип-2 = 
×103 = 711022 кВт×ч.
DW2-3 = 
×103 =63075,6 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии для каждого участка сети:
0,8 коп/кВт×ч.
Издержки на возмещение DW:
ИDWип-4 =3223326,4×0,8×10-5 = 25,79 тыс. руб.
ИDW4-1 = 821847,3 ×0,8×10-5 = 6,575 тыс. руб.
ИDWип-3 = 782482,8×0,8×10-5 = 6,26 тыс. руб.
ИDWип-2 = 711022×0,8×10-5 = 5,688 тыс. руб.
ИDW2-3 =63075,6×0,8×10-5 = 0,505 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы:
Иип-4= 25,58 + 4,263+25,79 = 55,633 тыс. руб.
И4-1= 7,092 +1,182 +6,575 = 14,849 тыс. руб.
Иип-3= 17,84 +2,973+6,26 = 27,073 тыс. руб.
Иип-2=25,69 +4,28 +5,688 = 35,658 тыс. руб.
И2-3= 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 ИАпс1 = 275×6,4/100 = 17,6 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс1= 275×3/100 = 8,25 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторе:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т1 =36×8760=315360 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=448217,9 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ1 =315360×0,45×10-5 =1,42 тыс. руб.
ИDWмТ1 = 448217,9 ×0,8×10-5 = 3,586 тыс. руб.
ИDWТ1 =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 ИАпс2 = 438×6,4/100 = 28,032 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс2= 438×3/100 = 13,14 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторе:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т2 =2×14×8760=245280 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=88542,6 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ2 =245280×0,45×10-5 =1,104 тыс. руб.
ИDWмТ2 = 88542,6 ×0,8×10-5 = 0,708 тыс. руб.
ИDWТ2 =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 ИАпс3 = 414×6,4/100 = 26,5 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс3=414 ×3/100 = 12,42 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т3 =27×8760=236520 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=177471 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ3 =236520×0,45×10-5 =1,06 тыс. руб.
ИDWмТ3 =177471 ×0,8×10-5 =1,42 тыс. руб.
ИDWТ3 =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 ИАпс4 = 434×6,4/100 = 27,78 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс4= 434×3/100 = 13,02 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т4 =27×8760=236520 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
=145772 кВт×ч;
Издержки на возмещение DW, т. руб.:
ИDWххТ4 =236520×0,45×10-5 =1,06 тыс. руб.
ИDWмТ4 =145772 ×0,8×10-5 =1,166 тыс. руб.
ИDWТ4 =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.
