Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы. Электрическая сеть напряжением 330/110 кВ, страница 9

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.

В данном разделе определяются основные технико-экономические показатели подстанций и линий электропередачи:

-  капитальные вложения;

-  эксплуатационные издержки;

-  потери электроэнергии;

-  тарифы на услуги по передаче электроэнергии.

Приводится спецификация основного оборудования и материалов. Стоимостные показатели определены с использованием справочника [1].

5.1. Стоимость строительства линий электропередачи.

Стоимость строительства ЛСВН и ЛРЭС определяются по формуле:

K_ЛЭП = K₀ × L,

где: K₀ – удельная стоимость строительства 1 км линии, определяемая по [1, табл. 9.5. и 9.7.];

L – длина линии.

Результаты расчёта приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1.

Капиталовложения в ЛСВН и ЛРЭС.

ЛЭП	U, кВ	F, мм­­2	K0, тыс.руб/км	L, км	KЛЭП, тыс.руб
СВН	330	2 х 240/32	33.1	2 х 400	54640
			70.4	1 х 400
РЭС	110	240/39	14	3 х 30	1260
Итого:					55900

5.2. Стоимость строительства подстанций.

Стоимость строительства подстанций определяется по формуле:

К_ПС = К_ПОСТ + К_ОРУ + К_АТ(Т),

где: К_ПОСТ – постоянная составляющая [1, табл. 9.35.];

К_ОРУ – стоимость сооружения открытых распределительных устройств [1, табл. 9.15.];

К_АТ(Т) – стоимость автотрансформаторов (трансформаторов) [1, табл. 9.19. и 9.22.].

Результаты расчёта приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Стоимость строительства ПС.

ПС	КПОСТ, тыс.руб	КОРУ, тыс.руб		КАТ(Т), тыс.руб	КПС, тыс.руб
		ВН	СН
АТ	1160	4×300 = 1200	9×57 = 513	3×370 = 1110	3983
Т	290	5×43 = 215	-	2×63 = 126	631
Итого:					4614

5.3. Определение потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в сети можно условно разделить на переменные и постоянные. К постоянным можно отнести следующие потери:

-  на холостой ход трансформаторов:

 МВт×ч / год,

где: P_ххi – потери активной мощности на холостой ход по таблице 1.4.

- потери электроэнергии на корону в ЛСВН:

 МВт×ч/год,

где: Э_кор.уд. = 38 МВт×ч/км– удельные потери на корону за год [1, табл. 7.7.];

n = 4 – число линий включая две цепи.

- потери электроэнергии в реакторах, число часов включения которых принимаю Т » 7500 часов:

МВт×ч/год,

где: n = 4 – число реакторов в сети;

P_уд = 294 кВт – удельные потери в группе из трёх реакторов.

Таким образом, условно постоянные потери в сети составят:

Э_пост = Э_хх + Э_кор + Э_реакт = 4388.7 + 60800 + 3525 = 68713,7 МВт×ч/год.

Условно переменные потери составляют:

 МВт×ч/год,

где:  ч – время условно переменных потерь электроэнергии от передачи по графикам нагрузки таблицы 1.1. и 1.2.;

DP_нб = (P_ГЭС + P_С) – SP_нагр = (325 + 153.5) – 452 = 26.5 МВт – общие потери в сети;

где P_С = 153.5 МВт – мощность системы по расчёту режима наибольших нагрузок;

P_хх = 0.501 МВт – суммарные потери в трансформаторах АТП и ТП.

В сумме потери электроэнергии в сети составляют:

Э = Э_пост + Э_перем = 68713,7 + 101188 = 169901.7 МВт×ч/год.

5.4. Расчётные затраты на эксплуатацию.

Годовые затраты на эксплуатацию сети рассчитываются по формуле:

где: (И_а + И_о) – издержки на амортизацию и обслуживание оборудования, задаваемые как процент от капиталовложения [1, табл. 8.2.];

R = 5% – принимаемая рентабельность от обслуживания сети.

Результаты расчёта приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3.

Издержки на амортизацию и обслуживание сети.

Объект эксплуатации	Капитальные вложения, тыс. руб	Отчисления, %	Издержки, тыс. руб./год
			без учёта R	c учётом R
ВЛЭП	55900	2.8	1565.2	1643.5
ПС	4614	8.4	387.6	407.0
Итого:					2050.5