Выбор основных параметров электрической сети для двух наиболее целесообразных вариантов, страница 7

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы б)

                                                                                    Таблица 3.14                                                                                                      

И_АРОл = Σ И_АРОл = 563,8 тыс.руб

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт линий СВН схемы а)

                                                                                    Таблица 3.15                                                                                                      

Линия	Кл, тыс. руб.	ал, %	ИАРОл, тыс.руб.
ГЭС-П3	4985,2	2,8	139,6
С-П3	4598	2,8	128,7
ГЭС-С	5372,4	2,8	150,4

И_АРОл = Σ И_АРОл = 139,6 + 128,7 + 150,4 = 418,7 тыс.руб

Подстанции:

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы а)

                                                                                    Таблица 3.16                                                                                                      

Номер подстанции	Кпс, тыс. руб.	апс, %	ИАРОпс, тыс.руб.
ПС2	661	8,4	55,5
ПС4	6180	8,4	519,1
ПС3	2790	8,4	234,4

И_АРОпс = Σ И_АРОпс = 55,5 + 519,1 + 234,4 = 809 тыс.руб

3.3. Потери электроэнергии

Издержки на стоимость потерянной электроэнергии:

И_ПЭЭ = р₀ · ΔW, тыс.руб., где р₀ = 1 коп/кВт·ч – стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.2.2.

Потери в АТ2:

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через АТ2:

W_зимн^сут =ΣР_iз·Δt=(264,2+358,0+170,4+237,0+291,4+209,8) · 4 = 6123,2 МВт·ч

W_летн^сут =ΣР_iз·Δt=(175,7+234,7+116,9+152,8+198,8+129,8) · 4 = 4034,8 МВт·ч

W_год = W_зимн^сут · n_зимн+ W_летн^сут · n_летн = 6123,2 · 200 + 4034,8 · 165 = 18,9·10⁵ МВт·ч

Число часов использования наибольшей нагрузки:

Т_мах = W_год/ Р_мах = 18,9·10⁵ / 358 = 5279 ч, где Р_мах – максимальная активная мощность, протекающая через автотрансформатор, МВт.

Время потерь:

τ = (0,124 + Т_мах/10000)² · 8760 = (0,124 + 5279/10000)² · 8760 = 3723 ч/год

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторе:

ΔW_тр = n · ΔР_хх · 8760 + (1/n) · τ · ΔР_кз · (S_мах/S_нт)² = 6 · 125 · 8760 + (1/6) · 3723 · 325 · ((358/0,99)/501)² = 6675,1 МВт·ч

Потери в линии П3-П2:

Аналогично расчёту для АТ2 получим τ = 3723 ч/год

Годовые потери электроэнергии в линии:

ΔW_л = ΔW_0к · n · L + ΔР_л · τ · α_t = 70 · 2 · 63 + 0,56 · 3723 · 1 = 10904,9 МВт·ч

где ΔW_0к – годовые потери на корону, МВт × ч/км [3 – табл.7.7]; n – число цепей линии; L – длина линии, км;

ΔР_л = S_мах² / U_н² · R_л = (358/0,99)² / 500² · 1,071 = 0,56 МВт – потери активной  мощности в линии; α_t = 1 – поправочный температурный коэффициент.

Результаты расчётов для остальных ВЛ и трансформаторов схемы а) приведены в таблицах

Таблица 3.3.1

Стоимость потерянной в линиях схемы а) электроэнергии

Линия	Wгод, МВт×ч ×105	Рмах, МВт	Тмах, ч	τ, ч/год	Uн, кВ	Rл, Ом	ΔРл, МВт	ΔWл, МВт×ч	ИПЭЭл, тыс. руб.
П3-П2	18,9	328,0	5279	3723	500	1,071	0,56	10904,9	109,0
ГЭС-П3	74,8	980	7633	6897	500	1,75	6,86	61733,4	617,3
С-П3	71,78	1133	6335	5026	500	1,61	8,43	55669,2	556,7