Большая База Рефератов - Развитие районной электрической сети - бесплатно рефераты, скачать рефераты, рефераты на тему

Меню

Поиск

Развитие районной электрической сети

К∑ВЛ = 14722,4 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 6.2 - Капитальные вложения в подстанции

Подстанция		1	2	3	4	5	6
Трансформатор		ТДН - 16000/110	ТДТН - 40000/110	ТДН – 16000/110	ТДН - 16000/110	ТМН - 6300/35	ТДН - 16000/110
Схема ОРУ	ВН	110 - 4Н	110 - 4Н	110 - 4Н	110 - 12	35 - 4Н	110 - 4Н
Схема ОРУ	СН	-	35 - 9	-	-	-	-
КОРУ, тыс. руб.	ВН	198	198	198	75×10	40	198
КОРУ, тыс. руб.	СН	-	25×5	-	-	-	-
КТР, тыс. руб.		172×2	320×2	172×2	172×2	95×2	172×2
КП.Ч., тыс. руб.		360	360	360	0,7×540	200	360
КПС, тыс. руб.		902	1323	902	1472	430	902

К∑ПС = 5931 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Возвратная стоимость демонтируемого оборудования:

где: К0 - первоначальная стоимость демонтируемого оборудования, тыс. руб., αР - норма амортизационных отчислений на реновацию, % (таблица 8.2 [4]), t - продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, (25 лет).

1) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 2

тыс. руб.

2) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 4

тыс. руб.

3) 2 трансформатора ТМН - 6300/35 на подстанции 4

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения с учётом возврата:

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки:

Издержки на обслуживание и ремонт:

тыс. руб.

Издержки на потери электроэнергии в сети:

Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:

Таблица 6.3 - Годовые потери электроэнергии в линиях

Линия	ИП1-1	ИП1-3	ИП1-2	2-4	2-5	4-6	ИП2-4
PВЛ MAX, МВт	22	23	53,8	2	12	19	36,6
SВЛ MAX, МВА	22,56	23,54	57,46	2,01	12,32	19,52	38,52
UНОМ, кВ	110	110	110	110	35	110	110
RВЛ, Ом	5,63	5,63	2,11	9,62	3,85	4,96	4,12
, МВт·ч	334,4	331,2	734,4	28,8	172,8	288,8	605,6
, МВт·ч	167,2	165,6	367,2	14,4	86,4	144,4	302,8
WГОД, МВт·ч	94468	93564	207468	8136	48816	81586	171082
ТMAX Л, ч	4294	4068	3856	4068	4068	4294	4674
τ Л, ч	2683	2468	2275	2468	2468	2683	3064
ΔPВЛ, МВт	0,237	0,258	0,884	0,0032	0,477	0,156	0,505
ΔWВЛ, МВт∙ч	635,4	636,3	2011,1	7,89	1177,3	419,1	1548

МВт·ч

Определим потери в трансформаторах по формуле:

Расчёт представим в виде таблицы:

Таблица 6.4 - Годовые потери электроэнергии в трансформаторах

Трансформатор	Т-1	Т-2	Т-3	Т-4	Т-5	Т-6
РТР MAX, МВт	22	55,8	23	20	12	19
SТР MAX, МВА	22,56	56,52	23,54	20,14	12,32	19,65
SНОМ, МВА	16	40	16	16	6,3	16
DPХ, МВт	0,019	0,043	0,019	0,019	0,009	0,019
DPК, МВт	0,085	0,2	0,085	0,085	0,0465	0,085
, МВт·ч	334,4	907,2	331,2	288	172,8	288,8
, МВт·ч	167,2	453,6	165,6	144	86,4	144,4
WГОД, МВт·ч	94468	256284	93564	81360	48816	81586
ТMAX ТР, ч	4294	4592,903	4068	4068	4068	4294
τ ТР, ч	2683	2980	2468	2468	2468	2683
ΔWТР, МВт∙ч	559,6	1348,4	559,9	499,1	377,1	504,9

МВт·ч

Издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки:

тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии:

где:

- суммарные ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатационное обслуживание по элементам сети и суммарная стоимость потерь электроэнергии по элементам сети.

- суммарная максимальная нагрузка, МВт

- число часов использования максимума нагрузки, ч.

руб/кВт·ч = 27,9 руб/МВт·ч

Вывод: в данной главе были определены основные технико-экономические показатели новой электрической сети:

суммарные капиталовложения: тыс. руб.

суммарные ежегодные издержки: тыс. руб.

себестоимость передачи электроэнергии: руб/МВт·ч

Приложения

Приложение А

Таблица А.1 - Параметры узлов для режима наибольших нагрузок

Узел №	Код	Uном	Нагрузка		Генерация
Узел №	Код	кВ	P, мВт	Q, мВАр	P, мВт	Q, мВАр
1	3	10	22	4.62	0	0
2	3	110	0	0	0	0
3	3	10	23	5.083	0	0
4	3	110	0	0	0	0
5	3	10	40.8	6.324	0	0
6	3	10	12	2.772	0	0
7	3	35	0	0	0	0
8	3	35	0	0	0	0
9	3	110	0	0	0	0
10	3	10	16	1.888	0	0
11	3	110	0	0	0	0
12	3	110	0	0	0	0
13	3	10	19	4.484	0	0
14	3	110	0	0	0	0
15	1	115.5	0	0	100.98	0
16	0	115.5	0	0	0	0

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15

Новости

Мои настройки

Наверх