3.2. Определение ежегодных эксплутационных расходов

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание электрической сети:

.

где - ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат, выбираемые по табл. 6.2. [1],

Суммарные потери активной энергии в электрической сети:

,

где - потери энергии в течении года в ВЛ,

– суммарные потери в ЛЭП по результатам расчета УР на ПЭВМ;

- потери энергии в трансформаторах на подстанции в течении года,

- средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети в течении года,

,

Определим потери энергии в ВЛ:

,

Определим переменные потери энергии в трансформаторах:

,

Определим постоянные потери в трансформаторах:

Суммарные потери активной энергии в электрической сети:

Определим издержки на возмещение потерь энергии в сети:

.

Определим ежегодные эксплутационные расходы:

.

Определим потери электроэнергии в проектируемой сети за год в процентах:

3.3Определение себестоимости, максимального кпд и средневзвешенного кпд электрической сети.

Максимальный КПД сети:

,

.

Средневзвешенный КПД сети:

,

, -

- суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.

.

3.4. Расчёт себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Определение стоимости 1 кВтч электроэнергии:

,

где И – ежегодные эксплутационные издержки; Э_Σ – суммарная энергия, потребляемая потребителем за год

Заключение

В ходе решения данного курсового проекта, был выбран и разработан оптимальный вариант электрической сети из нескольких предложенных.

Из нескольких вариантов было выбрано два, отличающихся друг от друга, варианта сети, а именно, радиальная схема сети и схема сети с кольцевым участком. Проведенный технико-экономический расчет показал, что наиболее выгодным, с точки зрения экономичности , является кольцевая схема сети.

Напряжение проектируемой сети составляет 110-220 кВ. Питание осуществляется от подстанции ПС А. Район нагрузок состоит из четырех подстанций, от которых питаются потребители первой, второй и третьей категории.

Надежность электроснабжения обеспечивается путем прокладывания двухцепных линий и установкой по два трансформатора на каждой подстанции. Для линии 220 кВ выбраны стальные двухцепные опоры, а для линий 110 кВ – двухцепные железобетонные опоры и одноцепные железобетонные опоры. Сечение проводов линий было выбрано с учетом экономической плотности тока и проверены по допустимому току перегрузки.

Качество электрической энергии, требуемое ГОСТом 13109-97, обеспечивается с помощью устройств РПН у всех трансформаторов и линейного регулятора. Для сети выбраны следующие трансформаторы: АТДЦТН 125000/220/110 – для узловой подстанции, ТРДН 25000/110, ТДН 16000/110, для остальных подстанций. Установившиеся режимы были изучены и проанализированы с помощью программы «Энергия».

Технико-экономические расчеты дали следующие показатели сети:

1. Суммарные капиталовложения сети К_СЕТИ= тыс.руб.

2. Издержки на эксплуатацию оборудования И_= тыс.руб./год.

3. Потери энергии в сети Эл=9553 МВт час.

4. Себестоимость передачи энергии  =6.6 коп/кВт час.

5. Максимальный коэффициент полезного действия сети =97.66%.

6. Средневзвешенный коэффициент полезного действия =98.2.%

Выбранный вариант электрической сети удовлетворяет предъявленным к нему требованиям, считаем его оптимальным.