Выбор сечений проводов линий электропередачи

⇐ Назад
1
2
3
4
567
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Далее ⇒

 

Выбор сечений проводов воздушных и кабельных линий производится сопоставительным технико-экономическим расчетом. Критерием выбора сечений проводов является величина полных затрат (2) или (3). Раньше, при плановой экономике, в практике массового проектирования линий электропередачи выбор сечений производился по нормируемым обобщенным показателям, к которым относятся экономическая плотность тока и экономические токовые интервалы. Для ВЛ значения экономической плотности тока принимались в пределах от 1 до 1,5 А/мм² в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки (T_max).

Применение экономических токовых интервалов для выбора сечений проводов линий было обусловлено унификацией типов опор ВЛ, которые существенно дороже проводов линии. Кроме того, критерий экономической плотности тока не учитывал дискретности сечений проводов.

На сегодняшний день не существует обоснованной методики выбора сечений проводников ЛЭП по нормируемым обобщенным показателям, однако вполне допустимо, например, построение экономических токовых интервалов, основанных на критериях, применимых в условиях рыночной экономики.

Рассмотрим зависимость полных затрат (З) от сечения линии электропередачи (F). Условно примем допущение о том, что сечение изменяется непрерывно. На рис. 3 показано, что зависимость затрат от сечения складывается из двух составляющих: почти линейной возрастающей зависимости капитальных вложений и издержек, не связанных с потерями от сечения проводников и нелинейной составляющей, определяемой потерями мощности и энергии в проводнике:

 

З(F) = К(F) + И_l(F) + И_пот(F) = К_пост + а_kF + b_k/F,

З

З

К + Иl

Ипот

F*

F

Рис. 3. Зависимость составляющих затрат от сечения провода

где К_пост - не зависящая от сечения составляющая затрат; а_k и b_k - некоторые постоянные коэффициенты.

С ростом сечения увеличиваются затраты на оборудование и сооружение линии, но уменьшаются потери, которые прямо пропорциональны активному сопротивлению провода (R):

 

 

где r₀ - удельное сопротивление материала провода, Ом/км; l - длина линии, км; F - сечение алюминиевой части провода, мм².

Зависимость З(F) имеет минимум (рис. 3), который дает значение оптимального сечения проводника F^*.

Поскольку сечение на самом деле принимает дискретные значения, каждому из этих значений отвечает множество оптимальных решений при различных потерях в линии. Так как нагрузочные потери в линии (ΔР) в формуле (3) вычисляются в режиме наибольших нагрузок, т. е. по максимальному току нагрузки (I_max), то одно и то же сечение будет оптимально для целого интервала токовой нагрузки I_max. Это приводит к появлению такого показателя, как экономические токовые интервалы. Смысл экономических токовых интервалов можно проиллюстрировать на рис. 4, где изображены три кривые зависимости потерь мощности от максимального тока в линии (загрузки линии в режиме наибольших нагрузок). Каждая кривая построена для одного конкретного значения сечения провода. Пусть F₁ < F₂ < F₃. Тогда минимуму затрат на интервале до значения тока I₁ отвечает сечение F₁, на интервале от I₁ до I₂ - сечение F₂ и, наконец, на интервале свыше I₃ - сечение F₃.

F1 F2 F3

I1

I2

I3

Рис. 4. Экономические токовые интервалы

З

В учебных целях при выборе сечений проводов ВЛ можно использовать методику экономических токовых интервалов, изложенную, например, в справочниках [13; 20; 21], где экономические токовые интервалы построены по критерию из плановой экономики (критерий приведенных затрат). По отношению к критерию полных затрат сечения, полученные по старой методике, получаются в основном заниженными, и по зарубежному опыту видно, что выгоднее снижать потери в линии, увеличивая при этом затраты на ее сооружение. Изложим указанную методику выбора сечений проводников по экономическим токовым интервалам.

Последовательность операций при выборе сечений такова.

1. Рассчитываем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации (I₅):

 

(6)

 

где S_mах - полная мощность в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации, МВА; U_ном - номинальное напряжение линии, кВ.

2. Вычисляем расчетный ток линии I_р:

 

I_p = I₅a_ia_T, (7)

 

где a_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; a_T - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки (Т_mах) и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы (k_max).

Коэффициент a_i рассчитываем по специальной формуле, но для некоторых случаев, например напряжения линии 110 и 220 кВ, может быть принят равным 1,05.Коэффициент a_T принимаем по табл. 3.

 

Таблица 3

Усредненные значения коэффициента a_T

 

Напряжение ВЛ, кВ	kм	Тmax, ч
до 4000	4000–6000	более 6000
35–330	1,0 0,8 0,6	0,8 0,9 1,1	1,0 1,2 1,5	1,3 1,6 2,2
500–750	1,0 0,8 0,6	0,7 0,8 0,9	0,9 1,0 1,4	1,1 1,4 1,9

 

3. Выбираем сечение проводов потабл. 1.9–1.11 (прил. 1) или в[13, табл. 7.8] в зависимости от напряжения, расчетного тока, определенного по формуле (7), района по гололеду, материала и цепности опор.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ЛЭП данного напряжения, рекомендуется рассмотреть варианты усиления сети, например вариант двухцепной ЛЭП или вариант линии с более высоким номинальным напряжением.

4. Выбранное сечение провода линии подлежит обязательной проверке по нагреву в послеаварийном режиме. Для этого рассматриваем различные аварийные ситуации в электрической сети, которые могут повлечь увеличение тока в линии в режиме наибольших нагрузок. Значения допустимых токов для каждого сечения провода приводятся в справочной литературе (прил. 1, табл. 1.11).

Следует отметить, что при выборе сечения проводов линий, кроме ограничения по допустимому току по условиям нагрева, существуют и другие. К ним относятся следующие ограничения:

– механической прочности проводов;

– механической прочности опор ВЛ;

– снижения потерь на корону;

– допустимой потери напряжения.

При использовании методики экономических токовых интервалов перечисленные ограничения уже учтены и их дополнительная проверка не требуется. Кроме того, для напряжений линий свыше 35 кВ проверка ограничения по допустимой потере напряжений вообще не делается, т. к. выполнение других условий влечет за собой и выполнение данного ограничения.

Все необходимые для выбора сечений проводов справочные данные и их параметры можно найти в работах [13; 20; 21] и в прил. 1 данного методического пособия.

 

Пример 3

Выбрать номинальное напряжение участков электрической сети, типы и мощности силовых трансформаторов узловых подстанций и подстанции центра питания (ЦП), а также сечение сталеалюминиевых проводов линий Л₁, Л₂, Л₃ и Л₄ (две цепи) (рис. 5, а). Материал опор - железобетон, район по гололеду - III. Время использования максимума нагрузки T_max1 = 5200 ч, T_max2 = 4920 ч, T_max3 = 5600 ч, коэффициент попадания всех нагрузок в максимум энергосистемы k_max = 0,8. Коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий k_1,2 = 0,94. Мощности нагрузок в мегаваттах и мегаварах и длины линий в километрах нанесены на схеме сети (рис. 5, а).

ЦП

Л4

Л2

Н1

Л1

Л3

Н3

Н2

70 + j45

35 + j16

50 + j28

а)

1'

50 + j28

35 + j16

б)

Рис. 5. Схема сети 220/110 кВ: а) граф сети; б) линия с двухсторонним питанием кольцевой части сети 110 кВ

Решение.Перетоки активной и реактивной мощности в центре питания и на головном участка сети ЦП – 1 (без учета потерь мощности на других) равны сумме нагрузок всех трех энергоузлов, т. е.

Р_{ЦП – 1} = Р₁ + Р₂ + Р₃ = 155 МВт, Q_{ЦП – 1} = 89 МВАр.

 

Расчетные напряжения для головного участка сети ЦП – 1, согласно выражениям (1),

 

или

 

В соответствии с рекомендуемой шкалой напряжений (табл. 1) можно принять номинальное напряжение 110 или 220 кВ. Ток послеаварийного режима для данного участка сети при U_н = 110 кВ равен А. Это требует использования провода марки АС-500/27 с длительно допустимым током I_доп = 960 А. Поэтому для данного участка сети выбирается номинальное напряжение U_н = 220 кВ. Тогда ток в послеаварийном режиме составит величину I_{ЦП – 1} = 469,07 кА. Рассмотрим остальные участки проектируемой сети.

Для участка 1 – 2 напряжения по выражениям (1) соответственно равны U_{1 – 2} = 113,7 кВ или U_{1 – 2} = 147,32 кВ.

Для участка 1 – 3 U_{1 – 3} = 100,06 кВ или U_{1 – 3} = 132,32 кВ.

И, наконец, для участка 2 – 3 U_{2 – 3} = 83,73 кВ или U_{2 – 3} = 109,54 кВ.

Таким образом, электроснабжение замкнутых участков сети 1 – 2, 1 – 3 и 2 – 3 целесообразно осуществить на номинальном напряжении U_н = 110 кВ.

Потоки мощности в кольце 110 кВ найдем путем приведения замкнутого контура 1 – 2 – 3 к линии с двусторонним питанием (рис. 5, б). Так как сопротивления линий еще не известны, то для приближенного расчета потокораспределения используем длины ВЛ:

 

 

S₂ = S₁ - S_Н2 = 36,19+j19,24 - (50 + j28) = -13,81 - j8,76 МВА;

 

S₃ = -(S₂ - S_Н3) = 48,81 + j24,76 МВА; S₄ = S_Н1 + S_Н2 + S_Н3 = 155 + j89 МВА.

 

Токи в линиях на одну цепь:

 

i = 1–3.

 

Время использования максимума нагрузки (Т_max) в линиях:

 

 

Т_{max1 – 2} = T_{max2 – 3} = 4920 ч;

 

Коэффициенты a_i = 1,05 и a_T = 1,20 для всех линий одинаковы. Расчетные токи I_p = a_ia_T, и выбранные по ним сечения по таблице экономических токовых интервалов [13, табл. П15] (прил. 1,табл. 1.10):

 

 

Послеаварийные токи (I_п) при поочередных отключениях линий в кольце и одной цепи (Л₄) и допустимые токи (I_доп) по табл. 1.11 (прил. 1):

 

 

,

 

Послеаварийные токи меньше предельно допустимых, следовательно, сечения проводов не требуют изменений.

Произведем выбор трансформаторов.

По загрузке в нормальном режиме:

S_Т1ном ³ 0,5S_max = 0,5 × 83,21 ³ 41,6МВА;

 

S_Т2ном ³ 28,65 МВА; S_Т3ном ³ 19,24 МВА; S_ТЦПном ³ 89,37 МВА.

 

По перегрузке в послеаварийном режиме при принятии коэффициента участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий k_1,2 = 0,94:

 

МВА; S_Т2ном ³ 38,47 МВА;

 

S_Т3ном ³ 25,84 МВА; S_ТЦПном ³ 120,0 МВА.

 

Таким образом, в соответствии с перегрузочной способностью выбираем:

– для п. 1 (прил. 1, табл. 1.28) автотрансформатор типа АТДЦТН-63000/220/110 с РПН ±6´2,0 %;

– для п. 2 и 3 (прил. 1, табл. 1.25) трансформаторы типа ТРДН-40000/110 с РПН ±9´1,78 %;

– для центра питания (прил. 1, табл. 1.29) группу однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 с РПН ±6´2,5 %.

В курсовом проекте предлагается произвести приближенное технико-экономическое сопоставление вариантов и выбор наилучшего варианта. Выбор наиболее экономичного варианта производится на основе сопоставления по приведенным затратам при условии, что все варианты обеспечивают надежное и качественное электроснабжение потребителей.

Экономическое сопоставление вариантов электроснабжения потребителей выполняется, в отличие от критерия (2), по так называемым приведенным затратам с предварительной оценкой капитальных вложений (К) и годовых издержек (И). Ввиду того, что издержки И приведены к одному году, необходимо для правильного сопоставления вариантов капитальные вложения за весь срок ввода в эксплуатацию объекта также привести к одному году. Поэтому формула (2) принимает вид

 

З = Е_нК + И, (8)

 

где Е_н = 0,12 – нормативный коэффициент капитальных вложений, равный обратной величине срока окупаемости (Т_ок » 8 лет).

При применении упрощенной методики капитальные вложения (К) состоят из капитальных вложений в ЛЭП (К_л) и подстанции (К_п/ст):

 

К = К_л + К_п/ст. (9)

 

Капитальные вложения в каждую i-ю электрическую связь (К_лi) составляют

 

К_лi = К_0лi l_i s_i k_i, (10)

 

где К_0лi – стоимость сооружения 1 км линии [1; 7; 8], руб./км; l_i – длина линии, км; s_i – число параллельных линий; k_i – поправочный коэффициент в стоимость строительства, учитывающий условия трассы линии [1; 7; 8].

Для всей схемы где n – число проектируемых электрических связей.

Капитальные вложения в подстанции (К_п/ст) определяются по укрупненным показателям стоимости и включают стоимости ячеек выключателей (К_в)и трансформаторов (К_т). Стоимости трансформаторов на подстанциях рекомендуется учитывать лишь в тех случаях, когда их типы и номинальные параметры различаются в сопоставляемых вариантах:

К_п/ст = К_в + К_т. (11)

 

Это выражение является не совсем точным, т. к. не включает в себя постоянную часть затрат по подстанции и может использоваться только для приближенных расчетов.

 

Годовые издержки (И) включают издержки на амортизацию (И_ам), обслуживание (И_об), компенсацию потерь электроэнергии в элементах сети (И_DЭ) и ущерб от отключения потребителей (У_н), связанный с недостаточным уровнем надежности схемы, т. е.

 

И = И_ам + И_об + И_DЭ + У_н. (12)

Издержки на амортизацию (И_ам) и обслуживание (И_об) (постоянные издержки) вычисляются раздельно для ЛЭП и подстанций по следующим простым формулам:

 

И_ам = (а_ам/100)К_л; И_об = (а_об/100)К_л,

 

где а_ам и а_об – нормы отчислений от капитальных затрат соответственно на амортизацию и обслуживание (прил. 1, табл. 1.36).

В приближенных расчетах их можно принять одинаковыми для всех ЛЭП и подстанций. В точных технико-экономических расчетах целесообразно учитывать различия в ежегодных отчислениях в зависимости от типа линии и схемы подстанции.

Издержки на компенсацию потерь электрической энергии (И_DЭ) (переменные издержки) определяются по соотношению

 

(13)

 

где n – число линий в сети; Р_i, Q_i - активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности в режиме наибольших нагрузок i-й линии; U_нi - номинальное напряжение линии, кВ; t_i – время максимальных потерь в году для i-й линии; з_э – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии [7; 8].

Время максимальных потерь (t)определяется по эмпирической формуле

 

t = (0,124 + Т_max10^–4)²8760. (14)

 

Ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям возникает в тех случаях, когда в аварийных режимах или режимах планового ремонта потребители 3-й категории по надежности полностью или частично ограничиваются. Ущерб от ненадежного электроснабжения (У_н) складывается из ущерба от аварийных, вынужденных (У_в) и плановых (У_пл) отключений:

 

У_н = У_в + У_пл.

Для приближенных расчетов вторым слагаемым пренебрегают. Математическое ожидание ущерба от вынужденного простоя определяется формулой

 

У_в = Р_maxak_в,

 

где Р_max – мощность потребителя в максимальном режиме; a– удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии [7; 8]; k_в – коэффициент вынужденного простоя, который зависит от параметров потока отказов (w_i) элементов сети [7, табл. 8.4].

При последовательном включении f элементов (Т_вi – среднее время восстановления i-го элемента электрической сети [7, табл. 8.5]).

Пример 4

Провести технико-экономическое сравнение вариантов развития электрической сети района. Рассмотрению подлежит вариант развития сети, приведенный в предыдущем примере, выполненный для радиального участка на напряжении 220 кВ и для кольца – 110 кВ и вариант развития этой же сети, но полностью выполненный на напряжении 220 кВ. Опоры линий железобетонные, район по гололеду III, скоростной напор ветра более 7,5 Н/м². Коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категории k_1,2 = 0,94. Удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети з_э = 0,012 руб./(кВт × ч) (цена 1984 г., сегодня это соответствует величине 0,35 руб./(кВт × ч)).

Решение.Прежде чем проводить технико-экономическое сравнение вариантов, проведем выбор марок проводов и трансформаторов в варианте сети, выполненной на U_ном = 220 кВ. В соответствии с расчетами, приведенными в примере 3, всю сеть выполняем на железобетонных опорах с проводами марки АС-240/32 и выбираем:

– для п. 1 (прил. 1, табл. 1.27) трансформатор типа ТРДЦН-63000/220 с РПН ±8´1,5 %;

– для п. 2 и 3 (прил. 1, табл. 1.27) трансформаторы типа ТРДН-40000/220 с РПН ±8´1,5 %;

– для ЦП (прил. 1, табл. 1.29) группу однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 с РПН ±6´2,5 %.

Капитальные вложения в электрические связи, согласно формуле (10), составляют (прил. 1, табл. 1.57, 1.59):

– для варианта 1:

Л₁ (АС-185/29) – К_л1(1) = 13,8 × 30 × 1 × 1,1 = 455,4 тыс. руб.;

Л₂ (АС-120/19) – К_л2(1) = 13,1 × 15 × 1 × 1,1 = 216,15 тыс. руб.;

Л₃ (АС-240/32) – К_л3(1) = 15,1 × 18 × 1 × 1,1 = 298,98 тыс. руб.;

Л₄ (АС-240/32) – К_л4(1) = 17,3 × 48 × 2 × 1,1 = 1826,88 тыс. руб.;

– для варианта 2:

Л₁ (АС-240/32) – К_л1(2) = 17,3 × 30 × 1 × 1,1 = 570,9 тыс. руб.;

Л₂ (АС-240/32) – К_л2(2) = 17,3 × 15 × 1 × 1,1 = 285,45 тыс. руб.;

Л₃ (АС-240/32) – К_л3(2) = 17,3 × 18 × 1 × 1,1 = 342,54 тыс. руб.;

Л₄ (АС-240/32) – К_л4(2) = 17,3 × 48 × 2 × 1,1 = 1826,88 тыс. руб.

Капитальные вложения в линии всей схемы в варианте 1 составят К_л1 = 2797,41 тыс. руб. в ценах 1984 г. (в ценах 2005 г. – К_л1 = 81,125 млн руб.), в варианте 2 – К_л2 =3025,77 тыс. руб. (87,747 млн руб.).

Капитальные вложения в подстанции определяются по укрупненным показателям стоимости и включают стоимости ячеек выключателей (К_в)и трансформаторов (К_т). Стоимости ячеек выключателей (прил. 1, табл. 1.38):

– для варианта 1:

подстанция 1 – К_в1(1) = 130 тыс. руб.;

подстанций 2 и 3 – К_в2(1) = К_в3(1) = 35 тыс. руб.;

подстанция ЦП – К_вЦП(1) = 280 тыс. руб.;

– для варианта 2:

подстанция 1 – К_в1(2) = 130 тыс. руб.;

подстанций 2 и 3 – К_в2(2) = К_в3(2) = 90 тыс. руб.;

подстанция ЦП – К_вЦП(2) = 280 тыс. руб.

Стоимости трансформаторов и автотрансформаторов (прил. 1, табл. 1.42, 1.44):

– для варианта 1:

подстанция 1 (2×АТДЦТН-63000/220/110) – К_т1(1) = 2 × 201,0 = 402,0 тыс. руб.;

подстанции 2 и 3 (2×ТРДН-40000/110) – К_т2(1) = К_т3(1) = 2 × 109 = 218,0 тыс. руб.;

подстанция ЦП (2×АОТДЦТН-167000/500/220) – К_тЦП(1) = 2 × 609 = 1218 тыс. руб.

– для варианта 2:

подстанция 1 (2×ТРДЦН-63000/220) – К_т1(2) = 2 × 193,0 = 386,0 тыс. руб.;

подстанции 2 и 3 (2×ТРДН-40000/220) – К_т2(2) = К_т3(2) = 2 × 169 = 338,0 тыс. руб.;

подстанция ЦП (2×АОТДЦТН-167000/500/220) – К_тЦП(2) = 2 × 609 = 1218 тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции для варианта 1 составляют величину К_п1 = 2536 тыс. руб. (в ценах 2005 г. – 73,544 млн руб.), для варианта 2 К_п2 = 2870 тыс. руб. (83,23 млн руб.).

Суммарные капитальные вложения составят:

– в варианте 1: К₁ = К_л1 + К_п1 = 2797,41 + 2536,0 = 5333,41 тыс. руб.;

– в варианте 2: К₂ = К_л2 + К_п2 = 3025,77 + 2870,0 = 5895,77 тыс. руб.

Результаты капитальных вложений в ЛЭП и в подстанции для рассматриваемых вариантов сведены в табл. 4. В пояснительной записке курсового проекта должна присутствовать подобная таблица.

Годовые издержки включают издержки на амортизацию, обслуживание, компенсацию потерь электроэнергии в элементах сети и ущерб от отключения потребителей. Издержки на амортизацию и обслуживание в приближенных расчетах принимаются одинаковыми для всех ЛЭП и подстанций и равны (нормы а_ам и а_об приведены в прил. 1, табл. 1.36):

– для варианта 1:

 

И_ам.1 = (2,4/100)К₁ = 128 тыс. руб. и И_об.1 = (0,4/100)К₁ = 21,33 тыс. руб.;

 

– для варианта 2:

 

И_ам.2 = (2,4/100)К₂ = 141,5 тыс. руб. и И_об.2 = (0,4/100)К₂ = 23,58 тыс. руб.

Таблица 4

Результаты капитальных вложений в ЛЭП и в подстанции по вариантам

 

№ варианта	№ ЛЭП	Длина ЛЭП, км	Исполнение	Капитальные затраты в ЛЭП, Кл, тыс. руб.	№ п/ст	Капитальные вложения, тыс. руб.	Суммарные кап. вложения, тыс. руб.
в выключатели, Кв	в трансформаторы, Кт	итого, в подстанции, Кп
			железобетон	455,4	ЦП
		железобетон	216,15
		железобетон	298,98
		железобетон, две цепи	1826,88
Итого в ЛЭП	2797,41	Итого в подстанции		5333,41
			железобетон	570,9	ЦП
		железобетон	285,45
		железобетон	342,54
		железобетон, две цепи	1826,88
Итого в ЛЭП	3025,77	Итого в подстанции		5895,77

 

Издержки на компенсацию потерь электрической энергии предполагают определение параметров линий электропередачи, трансформаторов и автотрансформаторов (активных сопротивлений R), а также время максимальных потерь в году для каждой линии (t_л) и подстанции (t_п/ст).

Параметры активных сопротивлений ЛЭП определяются по формуле R = r₀l (r₀ – удельное сопротивление, Ом/км (прил. 1, табл. 1.6, 1.7), l – длина линии, км), трансформаторов подстанций – по справочным таблицам (прил. 1, табл. 1.26–1.28). Для вариантов 1 и 2 значения R приведены ниже:

 

 

 

Время максимальных потерь для линий (t_л) и трансформаторов подстанций (t_п/ст) зависит от Т_max (для линий рассчитаны, а для подстанций заданы в предыдущем примере) и определяется по эмпирической формуле (18). Издержки на компенсацию потерь электрической энергии определяются по выражению (13). Значения Т_max, t линий и подстанций, токов в линиях I_л(1) и I_л(2) и на подстанциях I_п/ст(1) и I_п/ст(2), издержек в линиях И_лΔЭ(1) и И_лΔЭ(2) и на подстанциях И_{п/стΔЭ(1)} и И_{п/стΔЭ(2)} для первого и второго вариантов при з_э = 0,012 руб./(кВт × ч) приведены ниже:

 

ИлΔЭ(1) = тыс. руб.;	ИлΔЭ(2) = тыс. руб.;
Ип/стΔЭ(1) = тыс. руб.;	Ип/стΔЭ(2) = тыс. руб.

 

В первом варианте возникают дополнительные издержки на компенсацию потерь электрической энергии, связанные с наличием автотрансформатора (И_АТΔЭ) в узле 1 с параметрами сопротивлений на стороне высокого и среднего напряжения R_В(1) = R_С(1) = 1,4 Ом. Они равны соответственно И_ВΔЭ(1) = 20,143 тыс. руб. и И_СΔЭ(1) = 5,285 тыс. руб. Отсюда И_АТΔЭ =25,428 тыс. руб.

Приведенные к одному году затраты (8) в вариантах равны:

 

З₍₁₎ = 0,12 × 5333,41 + 128 + 21,33 + 138,587 + 20,512 + 25,428 = 973,867 тыс. руб.;

 

З₍₂₎ = 0,12 × 5895,77 + 141,5 + 23,58 + 95,23 + 23,95 = 991,752 тыс. руб.

 

В курсовом проекте все проведенные расчеты необходимо свести в таблицу, примерный вид которой приведен ниже (табл. 5).

Анализ технико-экономического сравнения показывает, что наиболее предпочтительным является первый вариант развития сети района, приведенные затраты в нем ниже на 1,8 %. Он характеризуется значительно меньшими капитальными вложениями на 562,36 тыс. руб. (в ценах 2005 г. – 16,31 млн руб.) и несколько бόльшими издержками на компенсацию потерь электроэнергии в элементах сети.

Таблица 5

Технико-экономические показатели вариантов развития сети

 

№ варианта	Номин. напряжение, Uном, кВ	Капитальные вложения, тыс. руб.	Издержки, тыс. руб.	Приведенные затраты, З, тыс. руб.
всего, К	в т. ч.	Иам	Иоб	ИлΔЭ	Ип/стΔЭ	ИАТΔЭ
Кл	Кп/ст
	220/110	5333,41	2797,41	2536,0		21,33	138,587	20,512	25,428	973,867
		5895,77	3035,77	2870,0	141,5	23,58	95,23	23,95	–	991,752

 

 

---

⇐ Назад
1
2
3
4
567
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Далее ⇒