– максимальний робочий струм лінії;
Ігр.ек – гранично економічний струм лінії
214,5 А <220 А.
Отже, переріз проводів вибрано вірно.
Ділянка 1–2
;
Вибираємо провід марки АС–120, Ігр.ек.=165 А;
141,51 А <165 А.
Отже, переріз проводів вибрано вірно
Всі розрахунки зводимо в таблицю 3.4.
Таблиця 3.4 – Вибір проводів лінії
Варіант | Ділянка | Струм в норм. режимі
Ір, А | Марка проводу | Ігр.ек., А
2 | А-1 | 214,5 | АС-185/32 | 220
1-2 | 141,51 | AC-120/16 | 160
4 Техніко-економічне порівняння варіантів
Варіант 2
Капітальні вкладення в електричну мережу.
Капіталовкладення у спорудження мережі складаються з витрат на спорудження ЛЕП (КЛЕП) і підстанцій (КПС).
. (4.1)
Затрати на будівництво ліній визначаємо за формулою:
, (4.2)
де К0 – вартість спорудження повітряних ліній (К0 вибираємо з таблиць 10.15 та 10.17 [1]),
l – довжина ліній.
,
,
,
,
Сумарні затрати на будівництво ліній будуть:
Затрати на будівництво підстанцій можна визначити як суму вартості вимикачів, силових трансформаторів та постійних складових підстанцій:
, (4.3)
де КВ – розрахункова вартість масляних вимикачів;
КТР – розрахункова вартість силових трансформаторів;
Кпост – постійна складова затрат підстанцій.
Для першої підстанції:
;
Для другої підстанцій:
;
;
;
;
;
Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі складатимуть:
.
Витрати на експлуатацію електричної мережі
На цьому етапі проектування проводиться порівняння вибраних доцільних варіантів мережі за зведеними дисконтованими витратами. де Ве експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт мережі;
Ввтр вартість втрат електроенергії;
К сумарні капіталовкладення на спорудження ліній і підстанцій, які визначають за укрупненими показниками вартості обладнання;
Е=0,10,2 норма дисконту.
Щорічні експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт ліній та підстанцій складаються із витрат на експлуатацію ліній та підстанцій:
, (4.6)
Щорічні витрати на експлуатацію ліній обчислюються за формулою:
, (4.7)
а витрати на експлуатацію підстанцій:
, (4.8)
де норми витрат на експлуатацію електричних ліній та підстанцій відповідно (значення наведені в таблиці 5.5 [4]).
;
;
.
Вартість втрат електроенергії в мережі
Вартість втрат електричної енергії:
, (4.9)
де Цвх=0,3 грн./(кВтгод) вартість електричної енергії.
Втрати електричної енергії складаються з втрат енергії в лініях і трансформаторах:
. (4.10)
Оскільки в обох варіантах трансформатори однакові, то при техніко-економічному порівнянні втрати енергії в трансформаторах не враховуються. Тому сумарні втрати електроенергії будуть складатись тільки з втрат енергії в лініях:
. (4.11)
Втрати енергії в лініях визначають за формулою:
, (4.12)
де ф – час найбільших втрат в мережі,
rЛ – опір лінії.
. (4.13)
.
Визначимо опори ліній для кожної з віток.
;
;
Визначаємо втрати в лініях для кожної з віток:
;
;
.
Визначаємо втрати в трансформаторах для кожної з підстанцій:
Підстанція-1
Підстанція-2
Обсяг реалізації електроенергії, що транспортується електропостачальною компанією:
;
Річний валовий дохід електропостачальної компанії з врахуванням ПДВ:
;
.
Амортизаційні річні відрахування:
Річний балансовий прибуток до оподаткування:
Податок на прибуток:
.
Чистий річний прибуток:
.
Чистий грошовий потік з врахуванням амортизаційних відрахувань:
.
Інтегральний дисконтовий чистий прибуток:
.
Рентабельність інвестиції:
.
Термін окупності:
.
Варіант 3
Розрахунок для третього варіанту проводимо аналогічно до першого варіанту.
;
;
;
;
;
;
.
Для першої підстанції:
;
.
Для другої підстанції:
;
;
;
.
Капітальні вкладення в електричну мережу:
Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі складатимуть:
.
Витрати на експлуатацію електричної мережі:
;
;
.
Вартість втрат електроенергії в мережі:
.
Визначимо опори ліній для кожної з віток:
;
;
.
Визначаємо втрати в лініях для кожної з віток:
;
;
;
.
Визначаємо втрати в трансформаторах для кожної з підстанцій:
Підстанція-1
Підстанція-2
;
Обсяг реалізації електроенергії, що транспортується електропостачальною компанією:
;
Річний валовий дохід електропостачальної компанії з врахуванням ПДВ:
;
.
Амортизаційні річні відрахування:
;
Річний балансовий прибуток до оподаткування:
;
.
Податок на прибуток:
.
Чистий річний прибуток:
.
Чистий грошовий потік з врахуванням амортизаційних відрахувань:
.
Інтегральний дисконтовий чистий прибуток:
.
Рентабельність інвестиції:
.
Термін окупності:
.
Порівняємо варіанти 2 і 3:
.
З проведеного порівняння видно, що варіант магістральної мережі є економічно вигідним ніж варіант кільцевої мережі (64,5%), тому вибираємо варіант 2.
ПОКАЗНИ-
КИ |
2 ВАРІАНТ |
3 ВАРІАНТ
Ар |
164,36 |
302,16
Пб | 24667,69 |
24429,9
Нп | 7400,3 |
7328,9
Пр |
17267,3 |
17100,9
ГП | 17431,7 |
17403,15
Пдс |
76573,2 |
68913,763
R |
164,6 |
96,13
T |
0,607 |
1,04
4.1 Оцінка можливого недовідпуску електроенергії
Електрична мережа повинна забезпечити необхідну надійність електропостачання у відповідності з категорією електроприймачі. Так, наприклад, електроприймачі першої категорії повинні одержувати живлення від двох незалежних джерел, а перерва електропостачання для них допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення. Для електроприймачі другої категорії допускається перерва електропостачання на час вмикання резервного живлення черговим персоналом, а при живленні їх по одній лінії або від одно трансформаторної підстанції на час проведення ремонту чи заміни пошкодженого трансформатора на протязі доби. Живлення електроприймачі третьої категорії може здійснюватись від одного джерела живлення, при цьому перерва електропостачання не повинна перевищувати однієї доби. Таким чином, схеми електропостачання споживачів можуть характеризуватись різною надійністю.
Розрахуємо показники надійності варіантів 2 і 3 електричної мережі і дамо оцінку збиткам від недовідпуску електроенергії для найбільш віддаленої підстанції.
Варіант-2. Магістральна мережа.
Рисунок 7.2 – Структурна схема мережі
Частоту відмов для заданих ділянок лінії при заданих напругах вибираємо з таблиці 6.2 [5]
;
.
З таблиці 6.3 [5] вибираємо середній час відновлення електропостачання.
;
.
Визначаємо частоту відмов для заданих довжин ліній:
;
.
Коефіцієнт вимушеного простою:
;
;
.
Спростимо структурну схему.
Рисунок 7.2 – Спрощена структурна схема
.
Загальний коефіцієнт вимушеного простою:
.
Недовідпуск електроенергії:
.
Варіант-3. Кільцева мережа.
Частоту відмов для заданих ділянок лінії при заданих напругах вибираємо з таблиці 6.2 [5]
.
З таблиці 6.3 [5] вибираємо середній час відновлення електропостачання.
.
Визначаємо частоту відмов для заданих довжин ліній:
;
;
.
Коефіцієнт вимушеного простою:
;
;
;
.
Оскільки елементи 1-2 з’єднані послідовно, то
Рисунок 7.3 – Спрощена структурна схема
;
.
Оскільки елементи 1-2 і 3 з’єднані паралельно, то
Рисунок 7.4 – Спрощена структурна схема
.
Недовідпуск електроенергії:
.
5 розрахунок основних режимів роботи мережі
Метою даного розділу є визначення уточненого потокорозподілу і напруг на шинах підстанції в нормальному і післяаварійному режимі роботи мережі з врахуванням втрат потужності в лініях і трансформаторах.
Основними розрахунковими режимами є режими найбільших і найменших навантажень, а також найбільш важкі після аварійні режими, які виникають при вимкненні окремих ліній і трансформаторів. Вихідними даними при розрахунку є схема електричної мережі і параметри