Проектирование районной сети
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
?аторы: ТДН-10000/110 (п. А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п. Б, п. В) ТДН-40000/110 (п. Д) Итого по ПС Итого по 2-му варианту 2820 2820 3660 3660 14100 12000 8880х2 13320х2 17520х2 70 102 36 49 4 8 2 1 1 197400 287640 131400 179340 795780 56400 96000 35520 53280 35040 276240 11032703Одноцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: В-Г АС-185/29 Г-Д АС-185/29 ЦП-Д АС-240/32 А-Б АС-185/29 ЦП-Б АС-240/32 Итого по ВЛ ОРУ 110-5Н Трансформаторы: ТДН-10000/110 (п.А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п.Б, п. В) ТДН-40000/110 (п.Д) Итого по ПС Итого по 3-му варианту 2820 2820 3060 2820 3060 14100 8880х2 13320х2 17520х2 49 49 36 70 98 5 2 2 1 138180 138180 101520 197400 276360 851400 1175 35520 53280 35040 194340 1045980
8.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов
И = Иао + Ипот +Иф (8.2)
где Иао - ежегодные издержки на реновацию и обслуживание элементов сети, тыс.руб./год;
Ипот- затраты на компенсацию потерь электроэнергии в проектируемой сети за год эксплуатации, тыс.руб./год.
Иф - финансовые издержки, тыс.руб/год
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание
Иао= ?псКпс+?лКл (8.3)
где ?л, ?пс - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для линий и подстанций;
?л = 0,008 для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах,
?пс = 0,059 в РУ напряжением до 150 кВ, 0,049 в РУ напряжением 220 кВ.
Кл, Кпс - капиталовложения в сооружение линий и подстанций, соответст венно (таблица 11.1)
Иао1 = 0,049333000 + 0,008646600 = 21490 тыс.руб./год
Иао2 = 0,059276240 + 0,008795780 = 17804 тыс.руб./год
Иао3 = 0,059194340 + 0,008851640 = 18279 тыс.руб./год
Затраты на компенсацию потери электроэнергии
Ипот = И? + И? = (8.4)
где ?W?,?W?- условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети, кВтч/год;
- стоимость 1 кВтч электроэнергии, тыс.руб./кВтч [1,c.39]
Условно-переменные потери электроэнергии в элементах сети
?W=??РВЛi? i+??РТРi ?i (8.5)
где ??РВЛ - суммарные потери активной мощности на участках линии, МВт (таблица 7.2)
??РТР - суммарные нагрузочные потери в трансформаторах,
МВт (таблица 6.2)
? - время максимальных потерь, ч.
Для сетевого района:
(8.6)
где Тmax - время использования максимальной нагрузки, ч.
(8.7)
где Рi - максимальная активная нагрузка i-го потребителя (таблица 1.1);
Тmax i - продолжительность использования максимальной нагрузки i-того потребителя ( таблица 1.1).
Схема 1
? = (0,124 + 446210-4)28760 = 2848 ч
??РВЛ = (0,276+0,404+0,0063+0,024+0,185+1,17) = 5882 МВтч/год
По (8.6) для каждой ПС:
?А = (0,124 + 362510-4)28760 = 2073 ч
?Б = (0,124 + 585010-4)28760 = 4403 ч
?В = (0,124 + 330010-4)28760 = 1806 ч
?Г = (0,124 + 424010-4)28760 = 2630 ч
? Д= (0,124 + 463210-4)28760 = 3020 ч
??РТР=0,032073+0,2454403+0,2681806+0,0412630+0,3113030=2675 МВтч/год
По (8.5):
?W=5882+2675=8667 МВтч/год
Условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети
?W = ??Ркор8760 +?Рxx8760 (8.8)
где ??Ркор - суммарные потери мощности на корону, кВт;
??Pxx - суммарные потери холостого хода в трансформаторах, кВт (таблица 6.2)
?W1=(23,52+58,8+107,5+41,16+15,12+29,4)8760+
+(505)876010-3=2719,3 МВтч/год
Ипот=28667+0,332719,3=18231,3 тыс.руб.
Иф= (8.9)
где К - капитальные затраты на оборудование, тыс.руб.
ТВЫПЛ - срок выплаты заемщика, лет.
Иф= тыс.руб./год
По (8.2):
И=28860+18230+65040=112130 тыс. руб./год
Схема 2
По (8.7):
ТmaxГ = 4632 ч
?АБВ= (0,124 + 442110-4)28760 = 2807 ч
?Д= (0,124 + 432610-4)28760 = 2713 ч
?Д= (0,124 + 463210-4)28760 = 2630 ч
??РВЛ = ((0,788+1,01+0,297+1,56)2807+1,3782713+0,1562630) = =14408 МВтч/год
??РТР=0,4382073+0,4074403+0,1551806+0,2692630+0,2153030=4162 МВтч/год
По (8.5):
?W=14408+4162=18571 МВтч/год
По (8.8):
?W2=(2,24+5,6+8,16+2,8+2,88+3,92)8760+
+(14+27+27+50+14)876010-3=1381 МВтч/год
Ипот=218571+0,331381=32692 тыс. руб.
По (8.9)
Иф= тыс. руб./год
По (8.2):
И=17804+37957+65772=120718 тыс.руб./год
Схема 3
По (8.7):
По (8.6):
?АБ=(0,124+526510-4)28760 = 3706 ч
?ВГД=(0,124+403710-4)28760 = 2439 ч
Рассчитываем нагрузочные потери для линий и трансформаторов:
??РВЛ = (0,436+0,454+0,695)3706+(1,383+0,678+0,055+1,454) 2439= =13188 МВтч/год
??РТР=0,4381806+0,4074403+0,2692073+0,2693020+0,2152630
=4386 МВтч/год
По (8.5):
?W=13118+4386=17504 МВтч/год
По (8.8):
?W2=(2,8+3,92+3,92+2,88+2,24+5,6+7,84)8760+
+(14+27+27+50+14)876010-3=1412 МВтч/год
По (8.9)
Иф= тыс.руб./год
По (8.2):
И=18279+35473+69732=123484 тыс. руб./год
.3 Определение приведенных затрат
По (8.1):
З1 = 975600+112130=1087730 тыс. руб.
З2 = 986580+120718= 119398 тыс. руб.
З3 = 1045980+123484=1169464 тыс. руб.
Относительная разница в приведенных затратах:
Относительная разница в приведенных затратах составляет более, чем 5%, следовательно 1-ый вариант является наиболее целесообразным. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2
Технико-экономическое сравнение вариантов
Наименование затрат1-ый вариант2-ый вариант3-ый вариантКапитальные затраты, К, тыс. руб. в том числе: на сооружение линий на сооружение подстанций975600 642600 3330001072020 795780 2762401045980 851640 194340Ежегодные эксплуатационные расходы, И, тыс.у.е./год в том числе: на реновацию и обслуживание на возмещение потерь электроэнергии финансовые издержки Приведенные затраты, З, тыс.у.е. 112130 21490 26898 65040 1087730 121964 17804 32692 71468 1193984 123484 18279 35473 69732 1169464
Наиболее выгодной является схема первого варианта,