Дипломная работа: Линия электропередачи напряжением 500 кВ
ΔW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70 = 2467 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт
Wгод = 5,843∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2 =
1838 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.
2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2∙10-2∙∙0,121(2346./1251)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =
365,32 тыс. руб.
б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотери ээ тр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.
Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå
З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод
С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч
4.2 Районная электрическая сеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.
Таблица 4.1
Капиталовложения в линии
ВЛ | Провод | Длина, км | U, кВ |
К0 тыс. руб./км |
К, тыс. руб. |
КΣ, тыс. руб. |
1-2 | АС-120/19 | 24 | 110 | 15,3 | 367,8 | 5616 |
ИП1-2 | АС-150/24 | 45,8 | 110 | 22 | 1007 | |
ИП1-3 | АС-70/11 | 43,3 | 110 | 17,8 | 771,5 | |
1-4 | АС-70/11 | 43,3 | 35 | 20,19 | 871,1 | |
1-5 | АС-95/16 | 45,8 | 35 | 20,1 | 920 | |
1-6 | АС-70/11 | 48 | 110 | 17,8 | 855,9 | |
ИП2-1 | АС-120/19 | 53,7 | 110 | 15,3 | 822,5 |
Таблица 4.2
Расчет капиталовложений в подстанции
№ пс | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
Схема ОРУ ВН | 110 – 12 | 110 – 4 | 110 – 4 | 35 – 4Н | 35 – 4Н | 110-4 |
Схема ОРУ СН | 35-9 | - | - | - | - | - |
КОРУ ВН тыс.руб |
350 | 36,3 | 36,3 | 18 | 18 | 36,3 |
КОРУ СН, тыс.руб |
63 | - | - | - | - | - |
Марка трансформатора |
ТДТН- 63000/110 |
ТРДН-25000/110 | ТДН - 16000/110 | ТМН - 6300/35 |
ТМН – 10000/35 |
ТДН - 16000/110 |
Кт, тыс.руб |
218 | 168 | 126 | 61 | 134 | 126 |
Кп.ч тыс.руб |
320 | 130 | 130 | 70 | 70 | 130 |
Кпс, тыс.руб |
951 | 334,3 | 292,3 | 149 | 222 | 292,3 |
КпсΣ, тыс руб |
2244 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25