7.2. Применение схем ру 10 (6) кВ
Для I варианта и II варианта.
На ПС №2, №5, №6, №7, №9 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН (рис. 7.4).
Рис. 7.4
8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети
Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанций (КПС):
К=КЛЭП+КПС.
КПС=КОРУ+КТР+КПОСТ. ЗАТР.,
где КОРУ – капиталовложения на сооружение ОРУ;
КТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;
КПОСТ.ЗАТР. – постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.
Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ приведена в [2, табл.9.5].
Для I варианта:
Для II варианта:
где 30 – коэффициент пересчета к ценам 1985 года.
Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [2, табл.9.14], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена в[2, табл.9.15].
Для I варианта:
Для II варианта:
Стоимость трансформаторов приведена в [2, табл.9.19].
№ ПС |
2, 6, 5, 7 |
9 |
Тип трансформаторов |
ТРДН-40000/110 |
ТРДН-63000/110 |
Стоимость трансформаторов, тыс. руб. |
109 |
136 |
Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в
[2, табл.9.35].
Для I варианта:
Для II варианта:
Для I варианта:
К = 99360+101658 = 201018 тыс.руб.
Для II варианта:
К = 103248+111480 = 214728 тыс.руб.
Определим объем реализованной продукции:
где b – тариф отпускаемой электроэнергии (b≈1,27 руб./кВт·ч);
- число часов
использования максимальной нагрузки
(
=4200 ч/год);
N – число подстанций.
Для I варианта и II варианта:
Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10.
Определяем суммарные издержки:
где
- издержки на амортизацию.
Для I варианта:
Для II варианта:
Коэффициенты 2,8 и 9,4 при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [2, табл.8.2].
где
- общие потери электроэнергии.
Для I варианта:
где IнбА-6 – наибольший ток, принимают равным IрА-6, который был определен при выборе сечений проводов;
rА-6 – активное сопротивление линии А-6;
τ – время наибольших потерь.
.
часов
ΔWЛЭП А-6 =3·0,06752·(24,9·10-2·30/2)·4765,44=243,289 кВт·ч
ΔWЛЭП 6- 2 =3·0,040342·(24,9·10-2·33/2)·4765,44=95,583 кВт·ч
ΔWЛЭП А-9 =3·0,11362·(24,9·10-2·30/2)·4765,44=689,083 кВт·ч
ΔWЛЭП 9-7 =3·0,11662·(24,9·10-2·40)·4765,44=1935,89 кВт·ч
ΔWЛЭП 7-5 =3·0,004632·(24,9·10-2·28)·4765,44=2,137 кВт·ч
ΔWЛЭП 9-5 =3·0,11342·(24,9·10-2·40)·4765,44=1831,09 кВт·ч
Для II варианта:
ΔWЛЭП А-6 =3·0,094712·(24,9·10-2·30/2)·4765,44=478,968 кВт·ч
ΔWЛЭП 6- 2 =3·0,14152·(24,9·10-2·33)·4765,44=2352,071 кВт·ч
ΔWЛЭП 2-5 =3·0,001982·(24,9·10-2·28)·4765,44=0,391 кВт·ч
ΔWЛЭП 6-5 =3·0,128632·(24,9·10-2·32)·4765,44=1884,769 кВт·ч
ΔWЛЭП А-7 =3·0,12372·(24,9·10-2·53)·4765,44=2886,947 кВт·ч
ΔWЛЭП 7-9 =3·0,002482·(24,9·10-2·40)·4765,44=0,876 кВт·ч
ΔWЛЭП А-9 =3·0,2222·(24,9·10-2·30)·4765,44=5263,211 кВт·ч
Определим налог на прибыль:
Н=0,22·П,
где П – прибыль.
Для I варианта:
Для II варианта:
Величина чистой прибыли:
,
Для I варианта:
Для II варианта:
Определим срок окупаемости:
,
Для I варианта:
Для II варианта:
Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.
Приведенные затраты определим по формуле:
Для I варианта:
Для II варианта:
Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный I вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.