Районной электрической сети

 

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (К_ЛЭП) и подстанций (К_ПС):

К=К_ЛЭП+К_ПС.

К_ПС=К_ОРУ+К_ТР+К_{ПОСТ. ЗАТР.},

где К_ОРУ – капиталовложения на сооружение ОРУ;

К_ТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

К_{ПОСТ.ЗАТР.} – постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ приведена в [4, табл.9.5].

,

где 30 – коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [4, табл.9.14], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена в[4, табл.9.15].

Стоимость трансформаторов приведена в [4, табл.9.19].

 

 

№ ПС	1	2	3	4
Тип трансформаторов	ТРДН-40000/110	ТРДН-40000/110	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/110
Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	109	109	84	84

 

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в [4, табл.9.35].

Определим объем реализованной продукции:

где b – тариф отпускаемой электроэнергии (b≈1 руб./кВт·ч);

 – число часов использования максимальной нагрузки ( = 4900 ч/год);

N – число подстанций.

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10.

Определяем суммарные издержки:

где  – издержки на амортизацию.

Коэффициенты 2,8 и 9,4 при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [4, табл.8.2].

где  – общие потери электроэнергии.

где I_нбА-2 – наибольший ток [кА], принимают равным I_рА-2, который был определен при выборе сечений проводов в пункте 8.6;

r_А-2 – активное сопротивление линии А-2, которое определяется по [4, табл.7.5];

τ – время наибольших потерь.

.

часов

ΔW_ЛЭПА-2=3·0,11471²·5,8·5378,64=1231,47 кВт·ч

ΔW_ЛЭП2-1=3·0,05016²·10,14·5378,64=411,67 кВт·ч

ΔW_ЛЭПА-3=3·0,10934²·11,05·5378,64=2131,64 кВт·ч

ΔW_ЛЭПА-4=3·0,16583²·6,16·5378,64=2733,38 кВт·ч

ΔW_ЛЭП4-3=3·0,03323²·5,61·5378,64=99,96 кВт·ч

∑И_потерь=(1231,47+411,67+2131,64+2733,38+99,96) 1=6608,12 тыс. руб.

И_∑=2823,66+1829,05+6608,12=11260,83 тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

Н=0,22·П,

где П – прибыль.

 

Рентабельность:

,

где П_ч – величина чистой прибыли.

Определим срок окупаемости:

,

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле (3.2), зная, что И=И_∑=11260,83 тыс. руб.

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, необходимо выбрать наиболее экономичный и выгодный вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

 

Расчет режимов сети

 

Максимальный режим

 

Определение расчетной нагрузки ПС и расчет

Потерь в трансформаторах

 

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

                                ,                     (8.10)

где  – нагрузка i-ой ПС;

 – потери полной мощности в трансформаторе, МВА;

– реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.

Емкостные мощности линий  определяются по номинальным напряжениям:

                                                   ,                          (8.11)

                                                   ,                           (8.12)

где  – емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

                                                   ,                                     (8.13)

где  – удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), см/км;

 – длина линии, км.

Для двухцепных линий:

                                                                                       (8.14)

Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:

                                          ,                            (8.15)

                                          ,                    (8.16)

где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;

– полная мощность i-ой ПС;

, , ,  – справочные данные [2, табл. П 7].

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

                                          .                                    (8.17)

Для ПС № 1 ( ):

     .

Для ПС № 2 ( ):

 

.

Для ПС № 3 ( ):

.

Для ПС № 4 ( ):

.

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

;

   ;

;

       

;

 

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: