Проектування електричної мережі (стр. 2 из 4)
(1.5) 
(1.6)де r0 – питомий опір провода;
Li – довжина i-го участка.
Час втрат максимальної потужності визначається по формулі:
(1.7)де Тнб – число годин використання максимального навантаження, год./рік.
Втрати електроенергії на транспорт розраховують для кожного варіанта
за формулою:
Wk = Рk · 
(1.8)Всі розрахунки зводимо в таблицю 1.3.
Таблиця 1.3 – Втрати потужності в електричних лініях
| № схеми | Довжина, км | Ділянка мережі по схемі | Марка проводу | r0, Ом/км | Sділ, МВА | ΔP, МВт |
| 1 | 28,16 | ЕС-В | АС120/19 | 0,249 | 29,869 | 0,25850 |
| 44 | ЕС-А | АС185/29 | 0,162 | 52,745 | 0,81944 | |
| 44,88 | Б-В | АС95/16 | 0,306 | 17,647 | 0,17673 | |
| 28,16 | А-Г | АС120/19 | 0,249 | 23,333 | 0,15775 | |
| Всього втрати ΔPк, МВт | 1,412 | |||||
| Річні втрати ΔWк, МВт*год | 6485,5232 | |||||
| 2 | 28,16 | ЕС-В | АС240/32 | 0,121 | 82,614 | 0,96098 |
| 44,88 | Б-В | АС240/32 | 0,121 | 70,392 | 1,11191 | |
| 47,52 | Б-Г | АС185/29 | 0,162 | 52,745 | 0,88499 | |
| 28,16 | А-Г | АС120/19 | 0,249 | 29,412 | 0,25064 | |
| Всього втрати ΔPк, МВт | 3,208 | |||||
| Річні втрати ΔWк, МВт*год | 14732,8804 | |||||
Визначимо капіталовкладення у спорудження електричної мережі для вибраних варіантів схеми. Вони складаються із вартості підстанцій і вартості ліній електропередач. У вартість обладнання підстанції входить вартість комірок вимикачів на стороні вищої напруги і вартість трансформаторів. При цьому використовуються укрупнені показники вартості [4]. Усі дані по капіталовкладенням заносимо до таблиці 1.4.
При визначенні капіталовкладень скористаємось довідниковими даними вартості спорудження ЛЕП 110 кВ з [3] (ціни, що в довіднику приймаємо в доларах США):
Таблиця 1.4 – Визначення капіталовкладен
| № схеми | Довжина, км | Діл. мережі по схемі | Марка проводу | Вартість ПЛ, Тис$/км | Вартість ПЛ, Тис$ | Курс, $/грн | Вартість ПЛ, Тис.грн |
| 1 | 28,16 | ЕС-В | АС120/19 | 22,4 | 630,784 | 8,1 | 5109,3504 |
| 44 | ЕС-А | АС185/29 | 15,2 | 668,8 | 5417,28 | ||
| 44,88 | Б-В | АС95/16 | 23,3 | 1045,70 | 8470,2024 | ||
| 28,16 | А-Г | АС120/19 | 22,4 | 630,784 | 5109,3504 | ||
| Повна вартість ПЛ | 24106,183 | ||||||
| 2 | 28,16 | ЕС-В | АС240/32 | 27 | 760,32 | 8,1 | 6158,592 |
| 44,88 | Б-В | АС240/32 | 27 | 1211,76 | 9815,256 | ||
| 47,52 | Б-Г | АС185/29 | 15,2 | 722,304 | 5850,6624 | ||
| 28,16 | А-Г | АС120/19 | 22,4 | 630,784 | 5109,3504 | ||
| Повна вартість ПЛ | 26933,86 | ||||||
1.1 Вибір трансформаторних підстанцій
Капіталовкладення підстанцій включають в себе вартість вимикачів та вартість трансформаторів, з [3] виберемо трансформатори для пунктів схеми, враховуючи потужності вузлів навантаження і перетоки потужності.
Виконаємо вибір трансформаторів для кожного пункту.
Пункт А:
Номінальна потужність трансформаторів:
(1.9)
(МВА)Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.
Аналогічно проведемо розрахунок для інших пунктів навантаження.
Пункт Б:
Номінальна потужність трансформаторів:
(МВА)Тому обираємо трансформатор ТДН-16000/110.
Пункт В:
Номінальна потужність трансформаторів:
(МВА)Тому обираємо трансформатор ТДН-10000/110.
Пункт Г:
Номінальна потужність трансформаторів:
(МВА)Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.
Таблиця 1.5 – Капіталовкладення підстанцій
| Підст. | Sном, МВт | Марка трансформатора | Ціна тр-ра | К-сть тр-рів | Вартість трансформ. Тис.грн |
| А | 25 | ТРДН-25000/110 | 84 | 2 | 1360,8 |
| Б | 16 | ТДН-16000/110 | 63 | 2 | 1020,6 |
| В | 10 | ТДН-10000/110 | 54 | 2 | 874,8 |
| Г | 25 | ТРДН-25000/110 | 84 | 2 | 1360,8 |
| Повна вартість трансформаторів | 4617 | ||||
Вартість вимикачів визначаеться по кількості приеднань в схемі та ціні одного вимикача. В першому варіанті 28 вимикачів і в другому – 28, вартість одного вимикача – 42 тис. у.о. Отже вартість встановлених вимикачів у схемах №1 і №2 буде становити відповідно 9525,6 (тис. грн.) та 9525,6 (тис. грн.).
Вартість підстанцій в схемах складають:
КПід1=Ктр+Квим1=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн);
КПід2=Ктр+Квим2=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн).
Капіталовкладення по різним схемам складають:
К1 = КПЛ1+ КПід1 = 39892,564+13948,2 = 53840,764 (тис. грн);
К2 = КПЛ 2+ КПід2 =37239,523+14288,4 = 51527,923 (тис. грн).
Визначимо щорічні витрати на амортизацію і обслуговування мережі:
, (1.12) 
де Клеп, Кп/ст. – капітальні вкладення відповідно в ЛЕП і підстанцію;
аал, акрлеп – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт ліній електропередач, % (аал= 5%, акрлеп = 8%);
ао/пс, акрпс – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт п/ст, % (ао/пс = 15%, акрпс = 3%);
Визначимо щорічні витрати на покриття втрат електроенергії:
(1.13)d – коефіцієнт, що враховує підвищення вартості електроенергії в залежності від віддалення мережі від джерела живлення (d =1,1);
a – питомі затрати, пов’язанні з необхідністю розширення електростанцій для компенсації втрат потужності в мережі, грн../кВт (a=1000 грн /кВт);
Км – коефіцієнт співпадання розрахункового навантаження мережі з максимумом енергосистеми (Км=1);
DРнб – втрати активної потужності в режимі максимальних навантажень, кВт;
b – середня питома собівартість електроенергії, що втрачається в мережі, грн../кВт·год (b=0,14 грн./кВт×год);
W – втрати електроенергії за рік, кВт×год.Схема №1:
(тис. грн);Схема №2:
(тис. грн).Затрати на відшкодування втрат електроенергії в мережі включаються в щорічні витрати на експлуатацію мережі:
ИΣ=И+Звтрат. (1.14)
Схема №1:
ИS=5679,471+1554660,48 = 1560339,956 (тис. грн);
Схема №2:
ИS= 6047,069+3531654,49 = 3537701,558 (тис. грн).
Вибираємо першу схему мережі, так як цей варіант економічно доцільніший.
2. Характеристика району електромережі
Електрична мережа, що проектується призначена для електропостачання району. Номінальна напруга мережі 110 кВ. В пунктах живлення передбачено встановлення двох трансформаторів 110/10 кВ
Технічні характеристики ЛЕП і підстанцій представлені в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1 – Технічна характеристика ЛЕП
| Назва ЛЕП | Доажина, км | Uном, кВ | Марка і переріз провода | X0, Ом/км | R0, Ом/км | Матеріал опор | Кількість ланцюгів |
| ЕС-В | 28,16 | 110 | АС120/19 | 0,414 | 0,249 | залізобетон | 2 |
| ЕС-А | 44 | 110 | АС185/29 | 0,413 | 0,162 | залізобетон | 2 |
| Б-В | 44,88 | 110 | АС95/16 | 0,434 | 0,306 | залізобетон | 2 |
| А-Г | 28,16 | 110 | АС120/19 | 0,414 | 0,249 | залізобетон | 2 |
Таблиця 2.2 – Технічна характеристика підстанцій
| Тип трансформатора | Pном, МВт | Uном, кВт | Uk, % | DPk, кВт | DPx,кВт | Іх,кВт | Rтр, Ом | |
| ВН | НН | |||||||
| ТРДН-25000/110 | 25 | 115 | 10,5 | 10,5 | 120 | 27 | 0,7 | 2,54 |
| ТДН-10000/110 | 10 | 115 | 10,5 | 10,5 | 60 | 14 | 0,7 | 7,95 |
| ТДН-16000/110 | 16 | 115 | 10.5 | 10.5 | 85 | 19 | 0,7 | 4,38 |
Визначимо площу району. Для цього схему району нанесемо на міліметрівку, крайні точки району обведемо замкненою лінією, що встановлює територію району. Вона займає площу 3024 (км2).
3. План відпуску електроенергії споживачам
В даному розділі нам необхідно визначити загальну кількість отриманої від електростанцій та відпущеної споживачам електроенергії. Кількість відпущеної споживачам електроенергії визначається по формулі, кВт×год: