Вариант 4

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

А - автотрансформатор

Т – трансформатор напряжения трехфазный

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н – регулировка напряжения под нагрузкой

* - потери короткого замыкания для данного АТ:

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

тыс.руб

3) Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем железобетонные опоры – двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ.

К_л. = К_л.уд∙l_л. , тыс. руб.

Участок РЭС-1: U_nom = 220 кВ, l = 45 км, АС-240; К_л.уд = 21 тыс. руб

Участок РЭС-2: U_nom= 220 кВ, l = 68 км, АС 240; К_л.уд = 21 тыс. руб.

Участок 1-2: U_nom = 220 кВ, l = 37 км, АС-240; К_л.уд = 21 тыс. руб

Участок 1-3: U_nom = 110 кВ, l = 48 км, АС-70; К_л.уд = 21,6 тыс. руб

Участок 2-4: U_nom = 110 кВ, l = 35 км, АС-95; К_л.уд = 22,1 тыс. руб

Участок 4-5: U_nom = 110 кВ, l = 35 км, АС-70; К_л.уд = 21,6 тыс. руб

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

Каталожные данные на трансформаторы и автотрансформаторы взяты из справочника для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова. Электрическая часть станций и подстанций.

Для п/ст 1:

Р_хх=37 кВт,

Р_к=200 кВт,

Р_ст1=nР_хх=237=74 кВт,

Р_м1= 16,81 кВт,

Для п/ст 2:

Р_хх= 37кВт,

Р_к=200 кВт,

Р_ст2=nР_хх=237=130 кВт,

Р_м2= 24,197 кВт.

Для п/ст 3:

Р_хх=18 кВт,

Р_к=85 кВт,

Р_ст3=nР_хх=218=36 кВт,

Р_м3= 39,88 кВт.

Для п/ст 4:

Р_хх=18 кВт,

Р_к=85 кВт,

Р_ст4= nР_хх=218=36 кВт,

Р_м4= 57,43 кВт,

Для п/ст 5:

Р_хх=14 кВт,

Р_к=58 кВт,

Р_ст4= nР_хх=214=28 кВт,

Р_м4= 44,52 кВт,

Р_тр= 248+182,837=430,837 кВт.

Район по гололеду I, на всех участках ставим стальные опоры.

Участок РЭС-1, l=45 км.

Стальные одноцепные опоры, АС-240  21 тыс. руб/км.

К_РЭС-1=4521= 945тыс. руб.

Участок РЭС-2, l=68 км.

Стальные одноцепные опоры, АС-240  21 тыс. руб/км.

К_РЭС-2=6821=1428 тыс. руб.

Участок 1-2, l=37 км.

Стальные одноцепные опоры, АС-240  21 тыс. руб/км.

К_РЭС-2=3721=777 тыс. руб.

Участок 1-3, l=48 км.

Стальные двухцепные опоры, АС-70  21,6тыс. руб/км.

К_1-3=4821,6= 1036,8тыс. руб.

Участок 2-4, l=35 км.

Стальные двухцепные опоры, АС-95  22,1 тыс. руб/км.

К_2-4=3522,1=773,5 тыс. руб.

Участок 4-5, l=35 км.

Стальные двухцепные опоры, АС-70  21,6 тыс. руб/км.

К_4-5=3521,6=756 тыс. руб.

К_Л110=2566,1*1,6=4105,76 тыс. руб.

К_Л220=3150*1,32=4158 тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири 1,2.

Тогда К_ВЛ=1,2К_Л=1,28263,76=9916,512 тыс. руб.

Стоимость вырубки просеки для участков РЭС-1, 1-2, РЭС-2  1,5 тыс. руб/км.

Стоимость вырубки просеки для участков 1-3, 2-4, 4-5  1,3 тыс. руб/км.

К_выр220=1,5(45+37+68)=225 тыс. руб.

К_выр110=1,3(48+35+35)=153,4 тыс. руб.

К_ВЛ=К_ВЛ+К_выр1+К_выр2=9916,512+225+153,4=10294,912 тыс. руб.

Определим суммарные потери активной мощности в линиях:

Р_Л=1,52 МВт =1520 кВт.

На п/ст. 1,2,3,4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При U_ном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб, при U_nom = 220 кВ – 90 тыс. руб. Общёе количество выключателей составляет n = 11 шт. на 110 кВ, 6 шт. на 220 кВ.

тыс. руб.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ – 3,4,5 с эл. схемой на стороне ВН - мостик, постоянная часть затрат составляет 160 тыс.руб. на каждую П/СТ

тыс. руб.

Капитальные вложения составляют:

К₁=К_тр+К_ВЛ+К_п/ст+К_ОРУ=1164+10294,912+360+402=12220,912 тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат:

И_ВЛ=К_ВЛ2,8%=10294,9120,028=288,257 тыс.руб.

И_ОРУ=К_{ОРУ 1,2}8,4%+ К_{ОРУ 3,4,5}9,4%=19,74+15,12=34,86 тыс.руб.

И_ТР=101,376 тыс.руб.

Время максимальных потерь:

_max= 4719,5 ч.

Суммарные потери активной мощности в 1 варианте:

Р_=Р_Л+Р_тр=1520+430,837=1950,837 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

W_год=Р__max=9206975,222 кВтч.

Издержки на потери электроэнергии:

И_потерь=W_год=9206975,222 2=18413951 коп=184,1395 тыс.руб,

где =2 коп/кВтч – стоимость потерянной электроэнергии.

Суммарные ежегодные издержки:

И₁=И_потерь+И_ВЛ+И_ОРУ+И_ТР=184,1395+288,257+34,86+101,376=608,6325 тыс.руб.

Полные приведенные затраты 1 варианта:

З₁=Е_пК₁+И₁=0,1212220,912+608,6325=2075,142 тыс.руб,

где Е_п – нормированный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.