Проектирование электроэнергетической сети.

«При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по [14, таблица 5] в зависимости от региона расположения линии. Распределение субъектов Российской Федерации по регионам приведено в [14, таблица 6].Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле:где – отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.Т.е. в нашем случаеРезультаты расчетов для 7 региона(Бурятия) сводим в таблицуНазваниеFL, км∆Э д/120мм2∆Э∆Э в годИП1 - ТП524016,000,850,439,33ТП1 - ТП312028,840,850,8533,65ИП1 - ТП32x18511,310,570,375,74ТП2 - ТП312017,890,850,8520,87ТП2 - ТП47028,840,851,4657,68ТП4 - ТП59522,630,851,0733,34ТП5 - ТП612035,780,850,8541,74ТП1 - ТП67024,000,851,4647,99250,34Аналогично для второго вариантаНазваниеFL, км∆Э д/120мм2∆Э∆Э в годИП1 - ТП118532,980,850,5524,96ИП1 - ТП424016,000,850,439,33ИП1 - ТП324011,310,850,436,60ТП2 - ТП39517,890,851,0726,36ТП2 - ТП47028,840,851,4657,68ТП4 - ТП512022,630,850,8526,40ТП5 - ТП67035,780,851,4671,55ТП1 - ТП69524,000,851,0735,36258,24Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах определяем по методу средних нагрузок. Для ВЛгде – коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки; – потери мощности в ВЛ или двухобмоточном трансформаторе при средних за базовый период нагрузках, кВт; – коэффициент формы графика за базовый период;Т=8760ч– число часов в базовом периоде, ч.Коэффициент формы графика определяется по формуле:где – коэффициент заполнения графика определяется по формуле:После подстановки чисел для каждого из двух рассматриваемых вариантов развития электрической сети получим в тыс. кВтч за годПотери ВЛПотери в трансформаторахПотери КУНагрузочныеКоронаНагрузочныеХХВариант 13876,99250,34826,371063,25234,15Вариант 23716,94258,24826,252135,87234,15Технико-экономическое сравнение вариантовПри сопоставлении рассматриваемых вариантов, обеспечивающих равные результаты по годам, в качестве критерия оптимальности варианта может быть принят критерий минимума суммарных дисконтированных затрат за расчетный период [4]:где – сумма дисконтированных затрат; – капитальные затраты в год t; – эксплуатационные издержки, в год t; – норма дисконта; – срок службы объекта.Расчеты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут приниматься по аналогам или укрупненным показателям стоимости (УСП) линий и ПС с применением индексов пересчета на дату разработки проектных материалов.Одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются» [4].Расчёт капитальных затрат на ВЛ сведён а таблицах 10.1 и 10.2 для каждого из вариантовсоответственно.Таблица 10.1НазваниеFL, кмСтоимость 1 кмСт-ть ВЛИП1 - ТП524016,00117018 720,00 ₽ТП1 - ТП312028,84105030 286,63 ₽ИП1 - ТП32x18511,31179520 308,11 ₽ТП2 - ТП312017,89105018 782,97 ₽ТП2 - ТП47028,84105030 286,63 ₽ТП4 - ТП59522,63105023 758,79 ₽ТП5 - ТП612035,78105037 565,94 ₽ТП1 - ТП67024,00105025 200,00 ₽204 909,07 ₽Таблица 10.2НазваниеFL, кмСтоимость 1 кмСт-ть ВЛИП1 - ТП118532,98117038 592,27 ₽ИП1 - ТП424016,00117018 720,00 ₽ИП1 - ТП324011,31117013 237,04 ₽ТП2 - ТП39517,89105018 782,97 ₽ТП2 - ТП412028,84105030 286,63 ₽ТП4 - ТП512022,63105023 758,79 ₽ТП5 - ТП69535,78105037 565,94 ₽ТП1 - ТП69524,00105025 200,00 ₽206 143,64 ₽Капитальные затраты на ОРУ и постоянные сведены в таблице 10.3.Таблица 10.3НазваниеВ1В2ОРУ В1ОРУ В2Пост. В1Пост. В2ИП1УзловаяУзловая21900219001350013500ТП1ПроходнаяПроходная30000300001075010750ТП2ПроходнаяПроходная30000300001075010750ТП3УзловаяПроходная126000300001350010750ТП4ПроходнаяУзловая300001260001075013500ТП5УзловаяПроходная126000300001075010750ТП6ПроходнаяПроходная300003000013500107503939002979008350080750Эксплуатационные издержки Иt определяются по выражениюгде – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию; – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, облигациям и др. по годам расчетного периода; – затраты на возмещение потерь электроэнергии.Затраты на возмещение потерь электроэнергии ΔИt, рассчитываются по формулеТаблица 10.4 – Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сетиНаименованиеЗатраты, тыс. руб.% издержек на ремонт и обслуживаниеИздержки, тыс. руб.Вариант 1Капитальные затраты на ОРУ393 900,00 ₽4,90%19 301,10 ₽Капитальные затраты на ВЛ204 909,07 ₽0,80%1 639,27 ₽Итого20 940,37 ₽Вариант 2Капитальные затраты на ОРУ297 900,00 ₽4,90%14 597,10 ₽Капитальные затраты на ВЛ206 143,64 ₽0,80%1 649,15 ₽Итого16 246,25 ₽Для варианта 1 Для варианта 2Суммарные дисконтированные затраты приведённые к первому годуВариант 1 Вариант 2Выбираем первый вариант.Список использованных источников1 Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, СО 153-34.20.118-2003.2 Электрические системы. Электрические сети [Текст] : учеб. для вузов по напр. "Энергетика и энергомашиностроение" / Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Высшая школа, 1998. - 511 с. : ил. - ISBN 5060010317 : 30.80 р.3 Электрические системы и сети [Текст] : учеб. пособие для вузов по напр. 140200 "Электроэнергетика" / А.В. Лыкин. - М. : Логос, 2007. - 253 с. : ил. –4 Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - Изд. 4-е, перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с.5 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008.6 Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. СТО 56947007-29.240.30.047-2010.7 ПОЛОЖЕНИЕ ОАО “РОССЕТИ” О ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ В ЭЛЕКТРОСЕТЕВОМ КОМПЛЕКСЕ. Утверждено Советом директоров ОАО «Россети» (протокол № 138 от 23.10.2013).8 ГОСТ Р 56033-2014. Нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики. Общие требования к графическому исполнению.9 Приказ № 49 Минпромэнерго от 22.02.2007 г. Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)10 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СО 153 -34.20.122-2006.11 ГОСТ 14209-97.(МЭК 354-91) РУКОВОДСТВО ПО НАГРУЗКЕ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.LOADING GUIDE FOR OIL-IMMERSED POWER TRANSFORMERS.Дата введения 2002.01.01.12 ПУЭ-7.13 СТО 56947007- 29.180.02.140-2012. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ РАСЧЕТОВ ДЛЯ ВЫБОРА ТИПА, ПАРАМЕТРОВ И МЕСТ УСТАНОВКИ УСТРОЙСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕНЭС. СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО «ФСК ЕЭС»14 Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утверждена приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. N 32615 Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов//Ю.С.Железко.-М.:Энас,2009.16 Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. пособие для электроэнерг. спец./ Под ред. В.А. Строева.-М.: Высш. шк., 1999.