6.2. Вибір схем електричних з’єднань
Вибрана схема показана на рис. 6.2.1
6.3 Визначення капіталовкладень в елементи мережі
6.3.1 Визначення капіталовкладень в леп
Капіталовкладення в ЛЕП :
,
де Коі – вартість одиниці довжини ЛЕП; li – довжина відповідної дільниці.
АС-240 : 153,7 тис.грн/км
КЛЕП = 153700 ∙146 = 22,044 млн.грн.
6.3.2 Визначення капіталовкладень в підстанції
Капіталовкладення в підстанціі:
КПС = Кт + Квру + Кпв + Ккп
А) Кт - капіталовкладення в трансформатори
2,0405 · 2 = 4,081 млн.грн
Б)
Квру
-
капіталовкладення в розподільні пристрої
2 · Квру = 1,325 млн.грн
В) Кпв – постійні витрати на підстанції
2 ·0,29 = 0,58 млн.грн
Г) Ккп - капіталовкладення в компенсаційні пристрої
2 ·0,265 = 0,53 млн.грн
Таким чином, загальні капіталовкладення в підстанції становитимуть:
КПС = 6,516 млн.грн.
6.4. Визначення щорічних експлуатаційних витрат
Щорічні експлуатаційні витрати обчислюються за формулою:
В = Ва + Ве
де Ва – витрати на амортизацію та обслуговування;
Ве – витрати на покриття втрат електроенергії.
6.4.1 Визначення витрат на амортизацію та обслуговування
Витрати для ЛЕП :
млн.грн.
Витрати для підстанцій :
млн.грн.
Таким чином, щорічні есплуатаційні витрати становитимуть:
млн.грн
6.4.2 Визначення витрат на покриття втрат електроенергії
Загальна формула для визначення витрат:
,
-
втрати в ЛЕП, які залежать від навантаження,
,
де m - кількість віток мережі.
-
втрати в трансформаторах,
-
втрати в ЛЕП, які не залежать від
навантаження,
-
час максимальних втрат,
,
де
,
тоді
.
МВт·год
МВт·год
=
(2 · 50 + 2,5 ·12,95) · 8760 ·10-3
= 1,16 МВт·год
=
(2 · 50 + 2,5 ·4,14) · 8760 ·10-3
= 0,966 МВт·год
Загальні значення:
= 1,206 МВт·год,
= 0,373МВт·год,
= 2,126 МВт·год.
=
=
59 коп/кВт·год.
Знаходимо витрати :
Ве = 59 ( 1,206+ 0,373) · 103 +59 · 2,126 · 103 = 0,218 млн.грн.
Щорічні експлуатаційні витрати: В = Ва + Ве.
В= 0,7168 млн.грн.
7. Електричний розрахунок мережі
7.1. Режим максимальних навантажень
7.1.1 Навантаження максимального режиму
Розрахункові навантаження:
Sрозр = Sзад
+ ΔSт
– J 0,5 ·
,
де ΔSт
= К · (ΔPx
+ JΔQx
) + K ·
,
= (qo · li + qo · li ),
Sзад – відомо.
Підстанція № 1
ΔSт
=2 · (50 + j360) +
(0,0056
+ j0,1587) = 0,2 + j3,559МВА
= (0,00375 · 30) /2 =0,056 Мвар
Sрозр = 37+ j19,05+0,2 + j3,559 – j0,056= 37,2 + j22,665МВА
Підстанція № 2
ΔSт
=2 · (50 + j360) +
(0,0056
+ j0,1587) = 0,138 + j1,8 МВА
= (0,00375 · 64) /2 =0,12 Мвар
Sрозр =23 + j11,86 + 0,138 + j1,8 – j0,12= 23,13 + j13,78 МВА
7.1.2 Розрахунок режиму максимальних навантажень
Загальні формули:
;
.
Втрати потужності у вітці А’-1:
МВА
Втрати потужності у вітці А”-2:
МВА
Розрахунок падіння напруги
;
UH
= 1,05 ∙220 = 231 кВ
кВ
кВ
7.2. Режим мінімальних навантажень
Загальна формула:
Smin = α · Smax , де α = 0,6.
Знаходимо мінімальні потужності:
Smin1 = 22,2 + J11,43=24,96 МВА
Smin2 = 13,8+ J7,11= 14,05 МВА
Загальна формула для знаходження критичних значень потужності:
.
Якщо потужність, що передається в режимі мінімальних навантажень через дану трансформаторну підстанцію, менша від значення Sкр, то один з трансформаторів доцільно вимкнути.
Знаходимо критичні значення потужності для кожної з трансформаторних підстанцій.
МВА
Порівнюємо знайдені значення Smin і Sкр.
Для підстанції №1: 30,67 > 24,96
Для
підстанції №2: 30,67 >
14,05
Розраховуємо роботу мережі.
Розрахункові навантаження:
Sрозр = Sзад + ΔSт – J 0,5 · ,
де ΔSт = К · (ΔPx + JΔQx ) + K · ,
= (qo · li + qo · li ),
Sзад – відомо.
Підстанція № 1
ΔSт = 0,2 + j3,559МВА
= 0,056 Мвар
Sрозр = 22,2 + j11,43+ 0,2 + j3,559 – j0,056 = 22,4 + j14,93 МВА
Підстанція № 2
ΔSт = 0,138 + j1,8 МВА
=0,12 Мвар
Sрозр = 13,8 + j7,11+ 0,138 + j1,8 – j0,12 = 13,93 + j8,79 МВА
Знаходимо потужності у вітках при мінімальному навантаженні.
Загальні формули:
;
.
=22,4
+ j14,93 МВА
=13,93
+ j8,79 МВА
Втрати потужності у вітці А’-1:
МВА
Потужність на початку вітки:
МВА
Втрати потужності у вітці А”-2:
МВА
Потужність на початку вітки:
МВА
Розрахунок падіння напруги
; UH = 220 кВ
кВ
кВ