Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

Технико-экономические показатели складываются из инвестиций (капиталовложений) и текущих расходов, необходимых для эксплуатации электрической сети.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:

где n — число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_{у, лi} — удельная стоимость 1 км линий ЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км;

k_m=1,1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Район по гололеду — III.

Стоимость сооружений воздушных линий:

Железобетонные одноцепные на 110 кВ :

АС 120/19 — 720,5 тыс. руб.

АС 185/29 — 759 тыс. руб.

Железобетонные двухцепные на 110 кВ :

АС 120/19 — 995,5 тыс. руб.

АС 150/24 — 1221 тыс. руб.

Железобетонные одноцепные на 150 кВ :

АС 120/19 — 814 тыс. руб.

АС 240/32 — 863,5 тыс. руб.

Железобетонные двухцепные на 150 кВ :

АС 120/19 — 1177 тыс. руб.

Для первого варианта графа:

Для второго варианта графа:

Капитальные вложения на сооружение ПС подсчитываются по формуле:

Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 110 кВ с РПН:

• 63 МВА — 7480 тыс. руб.
• 40 МВА — 5995 тыс. руб.
• 25 МВА — 4620 тыс. руб.

Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 150 кВ с РПН:

• 63 МВА — 6875 тыс. руб.
• 32 МВА — 5500 тыс. руб.

Расчетная стоимость ячейки ОРУ 110 кВ — 2310 тыс. руб.

Расчетная стоимость ячейки ОРУ 150 кВ — 3850 тыс. руб.

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Ежегодные эксплуатационные расходы на электрическую сеть состоят из амортизационных отчислений С_а, отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_п.

С=С_а+С_о+С_п

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости. Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где , — нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].

;

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где , — нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].

;

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем. Значение берется в соответствии с заданием =0,94.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям — потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:

Где — суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

— время наибольших потерь, ч, рассчитываемое по формуле:

Результаты расчета потери электроэнергии в ЛЭП запишем в таблицу 1.8.

Для расчета стоимости потерь электроэнергии определяем по графикам удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии З_э'(зависящие от нагрузки — по значениям /) и З_э''(не зависящие от нагрузки — по значению Т_г), учитывая принадлежность сетевого района к объединенной энергетической системе.

Рассчитаем потери электроэнергии зависящие от погодных условий.

Потери на корону:

Для 110жб/2−1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,25 тыс. кВт ч/км в год Для 110жб-1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,15 тыс. кВт ч/км в год Для 154/2−1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 7,1 тыс. кВт ч/км в год Для 154−1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 4,9 тыс. кВт ч/км в год Для 110 /2−1*150 удельные потери электроэнергии на корону будет равны.

тыс.кВт ч/км в год Для 110−1*185 удельные потери электроэнергии на корону будет равны.

тыс.кВт ч/км в год Для 154 /2−1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны.

тыс.кВт ч/км в год Для 154−1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны.

тыс.кВт ч/км в год Для 154−1*240 удельные потери электроэнергии на корону будет равны.

тыс.кВт ч/км в год Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 110 кВ равны 1,68 тыс. кВт ч/км в год;

Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 154 кВ равны 1,93 тыс. кВт ч/км в год;

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда:

• 1*240 — 0,056 тыс. кВт ч/км в год
• 1*185 — 0,051 тыс. кВт ч/км в год
• 1*150 — 0,053 тыс. кВт ч/км в год
• 1*120 — 0,046 тыс. кВт ч/км в год

Потери электроэнергии зависящие от погодных условий :

Для первого варианта:

W= (1,15+1,68+0,046)(42,2+49,6)+(0,75+1,68+0,051)(42,2+35,3)+.

+(1,25+1,68*2+0,046*2)(33,8+41)+46,8(1+2*1,68+2*0,053) = 1017 МВт*ч Для второго варианта графа:

W=(10,95+2*1,93+2*0,046)(42,2+35,3+73,8+33,8)+.

+(3,78+1,93+0,056)(41+46,8)+13(7,55+1,68+0,046) = 3385 МВт*ч Для первого варианта:

З_э''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны.

1017*1,25 =1271 тыс. руб.

Для второго варианта графа:

З_э''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны.

3385*1,25 = 4231 тыс. руб Значениенаходим по формуле:

и запишем результаты расчета потерь электроэнергии в таблицу 1.8:

Таблица 1.8. Нагрузочные потери электроэнергии в ЛЭП проектируемой сети.

<…

Относительные потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок равны 3,21%.

Регулирование напряжения в пунктах питания осуществлялось с помощью регулирования рабочих ответвлений трансформатора под нагрузкой (РПН).

ЛЭП.	Марка провода.	Ток основного режима.	r0 Ом/км.	Rл Ом/км.	Тм.а.,. ч.	Потери электроэнергии МВт*ч.	Удельные затраты р/(кВт*ч).	Суммарные, тыс. р/год.
Первый вариант графа.
А-1.	АС 185/29.	229,7.	0,162.	6,836.			6019,4.	1,25.	7524,3.
А-3.	АС 185/29.	240,2.	0,162.	5,719.			5081,1.	1,25.	6351,4.
2−1.	АС 120/19.		0,249.	10,508.			56,8.	1,25.
3−2.	АС 120/19.		0,249.	12,350.			12,8.	1,28.	16,3.
В-2.	АС 120/19.	186,6.	0,249.	4,208.			7474,2.	1,28.
В-4.	АС 120/19.	152,3.	0,249.	5,104.			5821,8.	1,29.	7510,1.
В-5.	АС 150/24.	209,3.	0,198.	4,633.			7912,8.	1,32.	10 444,9.
Всего:
Второй вариант графа.
А-1.	АС 120/19.	90,8.	0,249.	5,254.			2891,6.	1,25.	3614,5.
А-3.	АС 120/19.	84,7.	0,249.	4,395.			1934,6.