Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:
3 = Ен*К + Гэ, где К - единовременные капитальные вложения;
Ен- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, рекомендуемый на данное время равным 0.12;
Гэ - годовые эксплуатационные расходы.
Единовременные капитальные вложения будем вычислять по формуле:
К = Клэп + Кп/ст,
Клэп - капитальные вложения в ЛЭП;
Кп/ст - капитальные вложения в подстанции.
Капитальные вложения в ЛЭП:
Клэп = Ку*l,
Ку- стоимость 1 км линии тыс.р./км;
l- длина линии.
Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс.р/км (Табл. 4.2., Л1).
|
Опоры |
Район по гололёду |
Повода сталеалюминиевые сечением, мм2 |
||
|
Железобетонные |
70/11 |
150/24 |
185/29 |
|
|
одноцепные |
II |
12 |
11,7 |
12,9 |
Капитальные вложения в ЛЭП:
|
Вариант № |
Линия № |
Сечение провода, мм2 |
Длина линии, км |
Ку, тыс.р/км |
Клэп, тыс.р |
Клэп∑; тыс.р |
|
1 |
1-2 |
185/29 |
58 |
12.9 |
748.2 |
5266.2 |
|
1-5 |
185/29 |
46 |
12.9 |
593.4 |
||
|
2-3 |
70/11 |
46 |
12.0 |
552 |
||
|
2-6 |
70/11 |
50 |
12.0 |
600 |
||
|
3-7 |
120/19 |
54 |
11.4 |
615.6 |
||
|
4-7 |
70/11 |
60 |
12.0 |
720 |
||
|
5-6 |
70/11 |
66 |
12.0 |
792 |
||
|
6-7 |
185/29 |
50 |
12.9 |
645 |
||
|
2 |
1-2 |
150/24 |
58 |
11.7 |
678.6 |
5151.6 |
|
1-5 |
120/19 |
46 |
11.4 |
524.4 |
||
|
1-6 |
120/19 |
60 |
11.4 |
684 |
||
|
2-3 |
70/11 |
46 |
12.0 |
552 |
||
|
3-7 |
120/19 |
54 |
11.4 |
615.6 |
||
|
4-5 |
70/11 |
66 |
12.0 |
792 |
||
|
4-7 |
70/11 |
60 |
12.0 |
720 |
||
|
6-7 |
150/24 |
50 |
11.7 |
585 |
Клэп1 = 5266.2 тыс.р;
Клэп2 = 5151.6 тыс.р.
Капитальные вложения в подстанции:
Кп/ст =Nтр*Ктр + Nвн*Квн + Кпост, где Ктр - стоимость трансформаторов на подстанции, тыс.р.;
Nтр - количество трансформаторов, шт.;
Квн - стоимость ячейки ОРУ, тыс.р.;
Nвн - количество ячеек на подстанции, шт.
Кпост - постоянная часть затрат на подстанции, тыс.р.
Количество трансформаторов для каждого из вариантов Nтр =9 шт.
Стоимость ячейки ОРУ ПО кВ с выключателем (воздушный выключатель, отключаемый ток до 40 кА) Квн = 42 тыс.р. (Табл.5.2, Л1).
Количество ячеек для обоих вариантов одинаково и равно Nвн = 22 шт.
Постоянная часть затрат по подстанциям определяется по Табл. 5.7. (Л1).
|
Напряжение, кВ |
Электрическая схема подстанции на ВН |
Затраты, тыс.р. |
|
110/10 |
Без выключателей |
130 |
|
Мостик |
210 |
|
|
Сборные шины |
290 |
Кпост = 1*130 + 3*210 + 1*290 = 1050 тыс.р.
Кп/ст = (4*84+109*2+63*2+54)+22*42 + 1050 = 2708 тыс.р.
С учетом этого единовременные капитальные вложения в каждый из вариантов будут равны:
К1 = Клэп1 + Кп/ст = 5266.2 + 2708 = 7974.2 тыс.р.
К2 = Клэп2 + Кп/ст = 5151.6 + 2708 = 7859.6 тыс.р.
Годовые эксплуатационные расходы:
Гэ = Га + Гт.о. +
Э*
, где Га - расходы на амортизацию сети, тыс.р.;
Гт.о. - расходы на текущий ремонт и обслуживание сети, тыс.р.;
Э* - стоимость потерянной энергии, тыс.р.
Стоимость потерянной энергии, тыс.р.: Э*В
Э - величина потерянной
за год электроэнергии, кВтч.
-
стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии, р./кВтч.
Величина потерянной за год электроэнергии, кВтч.:
Э = Эх + Энагр
Энагр - нагрузочные
потери энергии, кВтч;
Эх - потери энергии
холостого хода, кВтч;
Нагрузочные потери электроэнергии, кВтч:
Энагр = Рнагр*
т, где Рнагр -
нагрузочные потери активной мощности, кВт;
- время максимальных
потерь, ч.
Потери энергии холостого хода, кВтч:
Эх = Рх*8760, где Рх -
потери активной мощности при холостом ходе, кВт;
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:
Рнагртр = Рк*(S/Sном)2;
где Рк -
потери мощности короткого замыкания, кВт;
S - расчетная нагрузка трансформатора, MB А;
Sном - номинальная мощность трансформатора, MBА.
Рнагртр2 =
2*120*(31.11/25)2 = 371.6 кВт.
Рнагртр3 =
2*85*(20/16)2 = 265.6 кВт.
Рнагртр4 =
60*(11.36/10)2 = 77.4 кВт.
Рнагртр5 =
2*120*(26.13/25)2 = 262.2 кВт.
Рнагртр6 =
2*172*(49.45/40)2 = 525.7 кВт.
Рнагртр = Рнагртр2 + Рнагртр3 +Рнагртр4 +Рнагртр5 +Рнагртр6 = 1577.9 кВт
РхТР2,5 =
4*27 = 108 кВт,
РхТР3
= 2*19 = 38 кВт,
РхТР6
= 2*36 = 72 кВт,
РхТР1-4
= 14 кВт.
РхТР = 232
кВт.
Потери мощности в линии:
PЛ = 3*I2*R
где I - ток в линии, кА;
R - активное сопротивление проводов линии, Ом.
R = r0*l ;
где r0 - удельное сопротивление проводов линии, Ом/км.
l - длина линии, км.
РЛ(1-4)
= 3*0.1912*0.162*58 = 1.029 МВт.
|
Вариант № |
Линия № |
Сечение провода, мм2 |
Длина линии, Км |
r0, Ом/км |
R, Ом |
I, кА |
|
|
|
1 |
1-2 |
185/29 |
58 |
0.162 |
9.40 |
0.191 |
1.029 |
3.837 |
|
1-5 |
185/29 |
46 |
0.162 |
7.45 |
0.197 |
0.867 |
||
|
2-3 |
70/11 |
46 |
0.428 |
19.69 |
0.011 |
0.007 |
||
|
2-6 |
70/11 |
50 |
0.428 |
21.40 |
0.036 |
0.083 |
||
|
3-7 |
120/19 |
54 |
0.249 |
13.45 |
0.118 |
0.562 |
||
|
4-7 |
70/11 |
60 |
0.428 |
25.68 |
0.060 |
0.277 |
||
|
5-6 |
70/11 |
66 |
0.428 |
28.25 |
0.058 |
0.285 |
||
|
6-7 |
185/29 |
50 |
0.162 |
8.10 |
0.173 |
0.727 |
||
|
2 |
1-2 |
150/24 |
58 |
0.198 |
11.48 |
0.143 |
0.704 |
3.606 |
|
1-5 |
120/19 |
46 |
0.249 |
11.45 |
0.123 |
0.520 |
||
|
1-6 |
120/19 |
60 |
0.249 |
14.94 |
0.121 |
0.656 |
||
|
2-3 |
70/11 |
46 |
0.428 |
19.69 |
0.024 |
0.034 |
||
|
3-7 |
120/19 |
54 |
0.249 |
13.45 |
0.129 |
0.671 |
||
|
4-5 |
70/11 |
66 |
0.428 |
28.25 |
0.014 |
0.017 |
||
|
4-7 |
70/11 |
60 |
0.428 |
25.68 |
0.074 |
0.422 |
||
|
6-7 |
150/24 |
50 |
0.198 |
9.90 |
0.140 |
0.582 |
Линии:
Вариант №1: РЛ
= 3.837 МВт;
Вариант №2: РЛ
= 3.606 МВт;
Время максимальных потерь можно определить по формуле:
= (0.124 + Тмакс*
10-4)2*8760, где Тмакс - время использования максимума,
ч.
Для узлов сети Тмакс равно среднему значению, которое определяется по формуле:
ч.
Ко = 0.9 - коэффициент одновременности .
= (0.124 + 4259.9* 10-4)2*8760
= 2649.8 ч.
Нагрузочные потери электроэнергии:
Линии: Вариант №1:
ЭнагрЛ1 = Р1*=
3837*2649.8 = 10.17* 106 кВтч.
Вариант №2:
ЭнагрЛ2 = Р2*= 3606 *2649.8 = 9.56*106
кВтч.
Трансформаторы:
ЭнагрТР = РнагрТР*=
1577.9*2649.8 = 4.18*106 кВтч.
ЭхТР = РхТР*8760 = 232*8760 = 0.71*106
кВтч.
Стоимость потерянной энергии:
Стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии: для нагрузочных потерь
н = 1.7 коп./кВтч; для потерь холостого
хода х = 1.2 коп./кВтч;
Вариант №1: Э1 = (ЭнагрЛ1+ЭнагрТР
)* н +ЭхТР *х =
= (10.17*106*+4.18*106) *1.7*10-2+ 0.71*106*1.2*10-2 = 252.5 тыс.р.
Вариант №2: Э2 = (ЭнагрЛ2+ЭнагрТР )* н +ЭхТР *х =
= (9.56*106*+4.18*106) *1.7*10-2+ 0.71*106*1.2*10-2 = 242.1 тыс.р.
Годовые эксплуатационные расходы:
Гэ = Га + Гт.о. + АЭ*, где Га - расходы на амортизацию сети, тыс.р.;
Гт.о. - расходы на текущий ремонт и обслуживание сети, тыс.р.;
Расходы на амортизацию сети:
Га = Гап/ст + Галэп, где Гап/ст - расходы на амортизацию подстанций, тыс.р.
Галэп - расходы на амортизацию ЛЭП, тыс.р.
Гап/ст = Кп/ст * раП\СТ% / 100;
Галэп = Клэп * раЛЭП% / 100 ; где раП\СТ%, раЛЭП% - соответственно проценты амортизационных отчислений на подстанции и ЛЭП.
Из табл. 3.3. (Л1): раП\СТ% = 6.4 % , раЛЭП% = 2.4 %.
Вариант №1: Га1 = 2708 * 6.4/100 + 5266.2 * 2.4/100 = 299.7 тыс.р,
Вариант №2: Га2 = 2708 * 6.4/100 + 5151.6 * 2.4/100 = 297.0 тыс.р,
Расходы на текущий ремонт и обслуживание сети:
Гт.о. = Гт.о.п/ст + Гт.о.лэп, где Гт.о.п/ст - расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанций, тыс.р.;
Гт.о.лэп - расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП. тыс.р.
Расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанций:
Гт.о.п/ст = pТ.О. * N, где pТ.О. - ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанции, тыс.р., из табл. 3.5. (Л1)
N - количество подстанций, шт.:
рт.о. = 6 тыс.р. - для п/ст № 4, рт.о. = 14 тыс.р. - для п/ст № 2,3,5,6.
Гт.о.п/ст = 6+4*14 = 62 тыс.р.
Расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП:
Гт.о.лэп = рЛЭП*l , где рЛЭП - ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание электропередачи, руб./км.
l - длина ЛЭП, км.
Из табл. 3.4. (Л1) для одноцепных железобетонных опор: рЛЭП = 70 руб./км,
Вариант №1: Гт.о.лэп1 = 70*430 = 30.1 тыс.руб.
Вариант №2: Гт.о.лэп2 = 70*440 = 30.8 тыс.руб.
Расходы на текущий ремонт и обслуживание сети :
Вариант №1:
Гт.о.1 = 62 + 30.1 = 92.1 тыс.руб.
Вариант №2:
Гт.о.2 = 62 + 30.8 = 92.8 тыс.руб.
Годовые эксплуатационные расходы :
Вариант №1:
Гэ1 = 299.7 + 92.1 + 252.5 = 644.3 тыс.руб.
Вариант №2:
Гэ2 = 297.0 + 92.8 + 242.1 = 631.9 тыс.руб.
Приведенные затраты :
Вариант №1:
З1 = 7974.2*0.12 + 644.3 = 1601.2 тыс.руб.
Вариант №2:
З2 = 7859.6*0.12 + 631.9 = 1575.1 тыс.руб.
В результате сравнения двух вариантов по методу приведенных затрат , выбираем вариант № 2 .
4. Электрический расчёт сети в режиме максимальных минимальных нагрузок и в послеаварийном режиме
Целью электрического расчёта является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения. В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах понижающих подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы. Для расчёта необходимо составить схему замещения и рассчитать её параметры.
Табл. 4.1 Параметры линий электропередачи:
|
Участок сети |
Марка и сечение проводов |
Длина линии км |
Актив. сопр., Ом/км |
Реактив сопр., Ом/км |
Ёмкост. провод., *10-6 См/км |
Актив. сопр., Ом |
Реактив сопр., Ом |
Ёмкост провод. *10-6 См |
|
1-2 |
150/24 |
58 |
0.198 |
0.420 |
2.70 |
11.48 |
24.36 |
156.6 |
|
1-5 |
120/19 |
46 |
0.249 |
0.427 |
2.66 |
11.45 |
19.6 |
122.4 |
|
1-6 |
120/19 |
60 |
0.249 |
0.427 |
2.66 |
14.94 |
25.6 |
159.6 |
|
2-3 |
70/11 |
46 |
0.428 |
0.444 |
2.55 |
19.69 |
20.4 |
117.3 |
|
3-7 |
120/19 |
54 |
0.249 |
0.427 |
2.66 |
13.45 |
23.1 |
143.6 |
|
4-5 |
70/11 |
66 |
0.428 |
0.444 |
2.55 |
28.25 |
29.3 |
168.3 |
|
4-7 |
70/11 |
60 |
0.428 |
0.444 |
2.55 |
25.68 |
26.64 |
153.0 |
|
6-7 |
150/24 |
50 |
0.198 |
0.420 |
2.70 |
9.90 |
21 |
135.0 |
Табл. 4.2
|
п/ст |
Число тр-ров |
Rп/ст |
Xп/ст |
|
|
|
№ |
Шт. |
Ом |
Ом |
кВт |
кВар |
|
2 |
2 |
1.27 |
27.95 |
54 |
350 |
|
3 |
2 |
2.19 |
43.35 |
38 |
224 |
|
4 |
1 |
3.98 |
69.50 |
28 |
140 |
|
5 |
2 |
1.27 |
27.95 |
54 |
350 |
|
6 |
2 |
0.7 |
17.35 |
72 |
520 |
5. Выбор средств регулирования напряжения, расчет ответвлений трансформаторов
Расчеты по выбору ответвлений трансформаторов понижающих подстанций производят с целью проверки достаточности диапазонов регулирования на трансформаторах для обеспечения заданного режима напряжений на шинах низшего напряжения. Для этого используют результаты электрических расчетов сети в режимах наибольших и наименьших нагрузок и наиболее характерных послеаварийных режимов.
Задача заключается в том, чтобы определить такие желаемые напряжения ответвлений Uвн.ж и по ним найти ближайшие действительные напряжения ответвлений Uвн.д, при которых на шинах НН обеспечивались бы действительные напряжения Uн.д.нб., Uн.д.нм., Uн.д.па., близкие к желаемым.
Поскольку трансформатор имеет устройство РПН, то в каждом режиме он может работать на новом ответвлении. Желаемое напряжение ответвления для режима наибольших нагрузок:
Uн.ж.нб = U/н.нб* Uн.н./Uн.ж.нб , кВ ;
По найденному расчетному напряжению ответвления выбирем стандартное
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
