КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу Электрические системы и сети Проектирование электрической сети 110 кВ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ

ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

«ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

 

КАФЕДРА «ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ»

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу «Электрические системы и сети»

«Проектирование электрической сети 110 кВ»

(ВАРИАНТ «У»)

 

Выполнил студент группы Э – 29б

Свеколкина Лилия

Руководитель: доц. Барбашов И.В.

 

 

Харьков 2011

Вариант № У - 22

Студент__________________ Группа _____ Руководитель__________________.

 

Регион -Донецкая обл.M 1:500000

Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон -

Коэффициент попадания в максимум энергосистемы kм = 1

Материал опор – ЖБ

Б: КЭС 110/330 кВ с блоками 4 x 160 + 2 x 220 МВт и автотрансформаторами 2 x 125 МВА

Электрическая нагрузка узлов 3, 5

  … 1 ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ...................... 4

Примечание. При оформлении раздела бакалаврской работы для перерасчета показателей стоимости в табл. 17−19, приведенных в тыс. дол., к национальной валюте следует использовать коэффициент НБУ кНБУ на время выполнения расчетов.

Таблица 19 – Определение оптимального варианта развития электрической сети

Величина	Вариант 1	Вариант 3
Uном, кВ
∑Кл, тыс. дол.	4600,75	4962,5
∑Кп', тыс. дол.
Иор.л, тыс. дол.	128,821	138,95
Иор.п, тыс. дол.	105,312	110,112
ИDWл, тыс. дол.	202,83	227,03
Кс, тыс. дол.	8988,75	9550,5
Ис', тыс. дол.	436,96	476,092
Е, отн. ед.	0,1	0,1
Зд.c, тыс. дол.	13358,35	14311,42

9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети

 

9.1 Определение числа включенных трансформаторовна ПС в режиме минимума нагрузки выполняется по условиям:

n_т = 1 при S_расч^нм < S_крит; n_т = 2 при S_расч^нм > S_крит, (9.1)

где S_расч^нм = √((S_н^нм)² + S_н^нм∙S_с^нм + (S_с^нм)²); (9.2)

S_крит = S_н.т√(2ΔP_х /ΔP_к). (9.3)

Результаты определения числа включенных трансформаторов ПС в режиме минимума нагрузки заносятся в табл. 20.

Таблица 20 − Определение числа включенных трансформаторов ПС 110 кВ в режиме минимума нагрузки электрической сети

ПС	Sн.т, МВА	DPх, кВт	DPк, кВт	Sкрит, МВА	Sрасчнм, МВА	nт, шт.
				10,7	6,3
				10,7	10,35
				6,69	4,2
				10,85	8,83
				16,77	6,75

9.2 Приведение нагрузки двухобмоточных трансформаторов ПС к стороне высшего напряжения выполняется по формулам (рис. 5):

S_в′ = S_н + ΔS_т; (9.4)

S_в = S_в′ + ΔS_х∙n_т; (9.5)

ΔS_т = ((P_н² + Q_н²)/U_ном²)((R_т + jX_т)/n_т). (9.6)

Uв

 

S_Б1 = [S₁∙(L₁₂ + L_Б'2) + S₂∙L_Б'2]/(L_Б1 + L₁₂ + L_Б'2); (9.16)

S_Б'2 = [S₂∙(L₁₂ + L_Б1) + S₁∙L_Б1]/(L_Б1 + L₁₂ + L_Б'2); (9.17)

Проверка: S_Б1 + S_Б'2 = S₁ + S₂. (9.18)

S₁₂ = S_Б1 – S₁. (9.19)

На втором этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках кольцевой сети с учетом потерь. Расчет ведется от электрически наиболее удаленной от ИП «Б» точки потокораздела по формулам:

S₁₂^к = S₁₂; (9.20)

S₁₂^н = S₁₂^к + DS₁₂^к, (9.21)

ΔS₁₂^к = ((P₁₂^к2 + Q₁₂^к2)/U_ном²)(R₁₂ + jX₁₂); (9.22)

S_Б1^к = S₁₂^н + S₁; (9.23)

S_Б1^н = S_Б1^к + DS_Б1^к и т.д. (9.24)

На третьем этапе при заданном напряжении ИП U_Б = 1,1U_ном.в определяются напряжения в узлах кольцевой сети по формулам:

U₁ = U_Б – DU_Б1^н; (9.25)

DU_Б1^н = (Р_Б1^н∙R_Б1 + Q_Б1^н∙X_Б1)/U_Б; (9.26)

U₂' = U₁ – DU₁₂^н; (9.27)

DU₁₂^н = (Р₁₂^н∙R₁₂ + Q₁₂^н∙X₁₂)/U₁; (9.28)

U₂'' = U_Б' – DU_Б'2^н; (9.29)

DU_Б¢2^н = (Р_Б'2^н∙R_Б'2 + Q_Б'2^н∙X_Б'2)/U_Б'; (9.30)

U₂ = (U₂'' + U₂')/2. (9.31)

9.6 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки радиальной и магистральной сети выполняется методом итераций в два этапа.

На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках с учетом потерь по формулам:

1) радиальная электрическая сеть

S_Б1^к = S₁; (9.32)

S_Б1^н = S_Б1^к + DS_Б1^к, (9.33)

ΔS_Б1^к = ((P_Б1^к2 + Q_Б1^к2)/U_ном²)(R_Б1 + jX_Б1)/2; (9.34)

2) магистральная электрическая сеть

 

S₁₂^к = S₂; (9.35)

S₁₂^н = S₁₂^к + DS₁₂^к, (9.36)

ΔS₁₂^к = ((P₁₂^к2 + Q₁₂^к2)/U_ном²)(R₁₂ + jX₁₂); (9.37)

S_Б1^к = S₁₂^н + S₁; (9.38)

S_Б1^н = S_Б1^к + DS_Б1^к, (9.39)

ΔS_Б1^к = ((P_Б1^к2 + Q_Б1^к2)/U_ном²)(R_Б1 + jX_Б1)/2; (9.40)

Для радиальной и магистральной сети определение напряжений в узлах выполняется по формулам, аналогичным (8.33) – (8.36).

Результаты расчетов на всех этапах заносятся в табл. 23.

9.7 Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети. На втором этапе при заданном напряжении ИП U_Б = U_ном.в определяются напряжения в узлах сети.

Результаты расчетов представляются в табл. 24.

9.8 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) послеаварийных режимов электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети с учетом потерь. На втором этапе при заданном напряжении ИП U_Б = 1,1U_ном.в определяются напряжения в узлах сети.

Результаты расчетов представляются в табл. 25.

Таблица 23 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума

нагрузки электрической сети

Расчетная схема сети

Обозначение узлов

Б

Б

Б

Sр, МВА

-

15.3+j6.88

21.53+j9.36

16.84+j6.71

21.53+j9.92

-

-

25.24+j11.02

Обозначение линий

Б-3 (21,25)

3-2 (26,25)

2-1 (37,5)

1-4 (31,25)

4-Б (27,5)

Б-5 (25)

Zл, Ом

2.55+j8.6

3.15+j10.63

4.5+j15.19

3.75+j12.66

3.3+j11,4

3+j10.13

1 этап расчета

Направление мощности

н к

к н

н к

Sл, МВа

38,46+j16.77

23.16+j9.89

1.63+j0.53

15.21+j6.18

36.74+j16.1

25.24+j11.02

2 этап расчета

Направление мощности

н к

н к

н к

к н

к н

н к

Sлн, МВА

39.01+j18.6

23.33+j10.45

1.63+j0.53

15.29+j6.46

37.26+j17.91

25.34+j11.34

DSл, МВА

0.38+j1.27

0.17+j0.56

0.002+j0.003

0.08+j0.28

0.44+j1.53

0.1+j0.32

Sлк, МВА

38.63+j17.33

23.16+j9.89

1.63+j0.53

15.21+j6.18

36.82+j16.38

25.24+j11.02

3 этап расчета

DU, кВ

2.14

1.55

0.13

1.18

2.7

1.58

U, кВ

118.86

117.31

117.15

118.3

119.42

Таблица 24 − Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети

Расчетная схема сети

Обозначение узлов

Б

Б

Б

Sp, МВА

-

4.49+j1.1

9.69+j3.49

5.89+j1.42

9.55+j3.61

-

-

6.32+j1.93

Обозначение линий

Б-3 (21,25)

3-2 (26,25)

2-1 (37,5)

1-4 (31,25)

4-Б (27,5)

Б-5 (25)

Zл, Ом

2.55+j8.6

3.15+j10.63

4.5+j15.19

3.75+j12.66

3.3+j11,4

3+j10.13

1 этап расчета

Направление мощности

н к

к н

н к

Sл, МВА

14.55+j4.55

10.06+j3.45

0.37-j0.04

5.52+j1.46

15.07+j5.07

6.32+j1.93

2 этап расчета

DU, кВ

0.69

0.63

0.01

0.34

0.98

0.35

U, кВ

109.31

108.68

108.68

109.02

109.65

Таблица 25 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения ) послеаварийных режимов электрической сети

Расчетная схема сети

Обозначение узлов

Б

Б

Б

Sр, МВА

-

15.3+j6.88

21.53+j9.36

16.84+j6.71

18.5+j8.02

-

-

25.24+j11.49

Обозначение линий

Б-3 (21,25)

3-2 (26,25)

2-1 (37,5)

1-4 (31,25)

4-Б (27,5)

Б-5 (25)

Zл, Ом

2.55+j8.6

3.15+j10.63

4.5+j15.19

3.75+j12.66

-

3+j10.13

1 этап расчета

Направление мощности

н к

н к

н к

н к

-

н к

Sлн,МВА

75.33+j41.63

58.59+j29.91

36.02+j17.03

18.63+j8.45

-

25.34+j11.81

DSл,МВА

1.44+j4.84

1.04+j3.52

0.55+j1.87

0.13+j0.43

-

0.1+j0.32

Sлк, МВА

73.89+j36.79

57.55+j26.39

35.47+j15.16

18.5+j8.02

-

25.24+j11.49

2 этап расчета

DU, кВ

4.55

4.32

3.75

1.63

-

1.62

U, кВ

116.45

112.13

108.38

106.75

-

119.38

10 Регулирование напряжения в установившихся

режимах ОПТИМАЛЬНОГО варианта

развития электрической сети

 

Задача регулирования напряжения заключается в обеспечении желаемого напряжения на вторичных шинах понижающих ПС U_н.ж, которое необходимо обеспечить для качественного электроснабжения потребителей, определяемого условиями встречного регулирования напряжения [1,2].

Выбранные в узлах сети понижающие двух-, трехобмоточные трансформаторы располагают действенным способом регулирования напряжения в питающейся от ПС сети изменением коэффициентов трансформации с помощью устройств РПН.

Исходя из размещения устройств РПН в нейтрали обмотки ВН двухобмоточных трансформаторов, расчет выполняется по следующим формулам (см. рис. 5):

DU_т = (Р_в'∙R_т + Q_в'∙X_т)/(U_в∙n_т); (10.1)

dU_т = (Р_в'∙X_т − Q_в'∙R_т)/(U_в∙n_т); (10.2)

U_н^в = U_в − DU_т − jdU_т; (10.3)

U_н^в = Ö((U_в − DU_т)² + dU_т²); (10.4)

n_в = ((U_н^в∙U_н.н) /U_н.ж − U_н.в)/d_в. (10.5)

Примечание. Величина n_от.в принимается равной ближайшему целому значению n_{от.в стандартное}, находящемуся в пределах ± 9.

U_н.д = U_н^в∙U_н.н /(U_н.в ± n_от.в∙d_в); (10.6)

V_н = ((U_н.д − U_ном.н)/U_ном.н)∙100, (10.7)

где U_н.ж = 1,05U_ном.н – желаемое напряжение на шинах НН ПС в режиме максимума нагрузки;

U_н.ж = U_ном.н – то же, в режиме минимума нагрузки и послеаварийных режимах;

d_в = (d_в%/100)∙U_н.в; для трансформаторов 110 кВ с устройством РПН d_в% = 1,78 %.

Результаты выбора ответвлений РПН двухобмоточных трансформаторов записываются в табл. 26.

Исходя из размещения устройств РНП в нейтрали обмотки ВН трехобмоточных трансформаторов и дополнительного устройства переключения без возбуждения (ПБВ) на стороне СН, расчет выполняется по формулам (см. рис. 6):

DU_в = (Р_в'∙R_в + Q_в'∙X_в)/(U_в∙n_т); (10.8)

dU_в = (Р_в'∙X_в − Q_в'∙R_в)/(U_в∙n_т); (10.9)

U₀^в = U_в − DU_в − jdU_в; (10.10)

U₀^в = Ö((U_в − DU_в)² + dU_в²); (10.11)

DU_с = (Р_с'∙R_с + Q_с'∙X_с)/(U₀^в∙n_т); (10.12)

dU_с = (Р_с'∙X_с − Q_с'∙R_с)/(U₀^в∙n_т); (10.13)

U_с^в = U₀^в − DU_с − jdU_с; (10.14)

U_с^в = Ö((U₀^в − DU_с)² + dU_с²); (10.15)

DU_н = (Р_н'∙R_н + Q_н'∙X_н)/(U₀^в∙n_т); (10.16)

dU_т = (Р_н'∙X_н − Q_н'∙R_н)/(U₀^в∙n_т); (10.17)

U_н^в = U₀^в − DU_н − jdU_н; (10.18)

U_н^в = Ö((U₀^в − DU_н)² + dU_н²); (10.19)

n_в = (U_н^в∙U_н.н /U_н.ж − U_н.в)/d_в. (10.20)

Примечание. Величина n_от.в принимается равной ближайшему целому значению n_{от.в стандартное}, находящемуся в пределах ±9.

U_н.д = U_н^в∙U_н.н /(U_н.в ± n_от.в∙d_в); (10.21)

V_н = ((U_н.д − U_ном.н)/U_ном.н)∙100; (10.22)

n_с = {U_с.ж[2U_н.в + (±n_от.в^нб±n_от.в^нм)d_в]/(U_с^{в нб} + U_с^{в нм}) − U_н.с}/d_с. (10.23)

Примечание. Величина n_от.c принимается равной ближайшему целому значению n_{от.с стандартное}, находящемуся в пределах ±2.

U_с.д = [U_с^в∙(U_н.с ± n_от.с∙d_с)]/(U_н.в ± n_от.в∙d_в); (10.21)

V_с = ((U_с.д − U_ном.с)/U_ном.с)∙100, (10.22)

где U_с.ж = 1,05U_ном.с – желаемое напряжение на шинах СН ПС в установившихся режимах;

d_с = (d_с%/100)∙U_н.с; для трансформаторов с устройством ПБВ d_с% = 2,5 %.

Результаты выбора ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов заносятся в табл. 27.

Таблица 26 − Выбор ответвлений устройств РПН двухобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

Величина	ПС № 1	ПС № 2	ПС № 5
Режим	Режим	Режим
макс.	мин.	ПА	макс.	мин.	ПА	макс.	мин.	ПА
Uв, кВ	117.15	108.68	108.38	117.31	108.68	112.13	119.42	109.65	119.38
Sв', МВА	16.8+j7.78	5.87+j2.6	16.8+j7.78	21.49+j10.34	9.67+j4.57	21.49+j10.34	25.19+j11.61	6.29+j2.69	25.19+j11.61
Zт/nт, Ом	2.19+j43.35	4,38+j86.7	2.19+j43.35	2.19+j43.35	4,38+j86.7	2.19+j43.35	1.27+j27.98	2,54+j55.9	1.27+j27.98
DUт, кВ	1,6	2,31	1,73	2,11	4,04	2,21	1,49	1,52	1,49
dUт, кВ	3,04	4,58	3,28	3,87	7,53	4,05	2,89	3,14	2,89
Uнв, кВ	115,59	106,47	106,7	115,26	104,91	109,99	117,97	108,18	117,93
Uн.в, кВ
Uн.н, кВ
Uном.н, кВ
Uн.ж, кВ	10,5			10,5			10,5
nв	2,98	1,03	1,16	2,8	0,2	2,93	4,2	1,95	7,2
nот.в
Uн.д, кВ	10,5	10,006	10,03	10,47	10,035	9,99	10,534	9,99	10,03
Vн, %		0,06	0,3	4,7	0,35	-0,1	5,34	-0,1	0,3

Таблица 27 -Выбор ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

Величина	ПС № 3	ПС № 4
Режим	Режим
макс.	мин.	ПА	макс.	мин.	ПА
Uв, кВ	118.86	109.31	116.45	118.3	109.02	106.75
Sв', МВА	14.96+j7.76	4.47+j2.09	14.96+j7.76	21.48+j10.79	9.53+j4.64	18.45+j8.87
Zв/nт, Ом	2.5+j71.1	5+j142.2	2.5+j71.1	1.3+j44.45	2,6+j88.9	1.3+j44.45
DUв, кВ	2,48	2,92	2,53	2,15	4,01	1,96
dUв, кВ	4,39	5,72	4,48	3,98	7,66	3,79
U0в, кВ	116,46	106,54	114,01	116,22	105,29	104,86
Sс', МВА	5.59+j2.21	1.67+j0.66	5.59+j2.21	9.31+j3.68	4.66+j1.84	7.92+j3.13
Zс/nт, Ом	2.5		2,5	1.3	2,6	1.3
DUс, кВ	0,06	0,08	0,06	0,05	0,12	0,05
dUс, кВ	-0,02	-0,03	-0,02	-0,02	-0,05	-0,02
Uсв, кВ	116,4	106,46	113,99	116,17	105,17	104,81
Sн', МВА	9.32+j4.02	2.79+j1.16	9.32+j4.02	12.11+j5.14	4.85+j2.03	10.29+j4.32
Zн/nт, Ом	2.5+j41.35	5+j82.7	2.5+j41.35	1.3+j26	2,6+j52	1.3+j26
DUт, кВ	0,81	1,03	0,83	0,64	1,12	0,6
dUт, кВ	1,61	2,11	1,65	1,33	2,35	1,25
Uнв, кВ	115,66	105,53	113,19	115,59	104,2	104,27
Uн.в, кВ
Uн.с, кВ	38,5	38,5
Uн.н, кВ
Uном.с, кВ
Uном.н, кВ
Uс.ж, кВ	36,75	36,75
Uн.ж, кВ	10,5			10,5
nв	3,01	0,53	4,65	2,98	-0,19	-0,15
nот.в
Uн.д, кВ	10,5	9,92	9,78	10,5	9,97	9,97
Vн, %		-0,8	-0,22		-0,3	-0,3
nс	1,45	0,8
nот.с
Uс.д, кВ	39,24	36,23	38,16	39,16	35,46	35,33
Vс, %	12,11	3,51		11,89	1,31	0,94

11 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети

Капитальные вложения в линии определяются по формуле (8.7). Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий рассчитываются по… Амортизационные отчисления на реновацию линий определяются как:

Технико-экономические показатели ПС 110 кВ электрической сети

Шифры ОРУ ВН и СН и ЗРУ НН ПС принимаются по табл. А.3 и А.4. Соотношение напряжений ВН, СН и НН на ПС указываются из исходных данных к… Капитальные вложения в ПС состоят из показателей, приведенних в формуле:

Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ

Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ определяются следующим образом.

Наибольшая активная мощность сети находится по формуле:

∑P = ∑(P_нi + P_сi). (11.16)

Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается как:

∑W = ∑(P_нi + P_сi)·T_нб.уi. (11.17)

Суммарные потери активной мощности в сети определяются по формулам:

∑∆P = ∑∆P_л' + ∑∆P_т" + ∑∆P_т'; (11.18)

∑∆P_% = (∑∆P/∑P)100. (11.19)

Суммарные потери электроэнергии в сети определяются по формулам:

∑∆W = ∑∆W_л' + ∑∆W_т" + ∑∆W_т'; (11.20)

∑∆W_% = (∑∆W/∑W)100. (11.21)

Удельные капиталовложения в линии на 1 МВт наибольшей активной нагрузки и на 1 км линии находятся из выражения:

к_л = ∑К_л /(∑P·∑L). (11.22)

Удельные капиталовложения в ПС и сети на 1 МВт наибольшей активной мощности рассчитываются по формулам:

к_п = ∑К_п /∑P; (11.23)

к_с = К_с /∑P. (11.24)

Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт для линий И_ор.л принимаются из табл. 28, а для ПС И_ор.п – из табл. 29; годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт сети И_ор.с рассчитываются по формуле:

И_ор.с = И_ор.л + И_ор.п. (11.25)

Амортизационные отчисления на реновацию линий И_а.л принимаются с табл. 28, а для ПС И_а.п – с табл. 29; амортизационные отчисления на реновацию сети И_а.с рассчитываются по формуле:

И_а.с = И_а.л + И_а.п. (11.26)

Стоимость потерь в линиях И_DWл принимается из табл. 28, на ПС И_DWп - из табл. 11.2 (И_DWп » И_DWт); стоимость потерь в сети И_DWс находятся по формуле:

И_DWс = И_DWл + И_DWп. (11.27)

Годовые затраты для линий И_л принимаются из табл. 28, а для ПС И_п – из табл. 29; годовые затраты для сети И_с вычисляются по формуле:

И_с = И_л + И_п. (11.28)

Для оптимального варианту развития электрической сети 110 кВ также определяются следующие показатели эффективности:

− доход

Д = ∑W∙(с_вых – с_вх), (11.29)

где с_вых и с_вх – значение среднего тарифа на выходе и входе электрической сети; для сети 110 кВ и ниже с_вых = 5∙10⁻² тыс. дол./(МВт×ч.),

с_вх = 4,05∙10⁻² тыс. дол./(МВт×ч.) [6];

− балансовая прибыль

П_б = Д – И_с; (11.30)

− текущая годовая чистая прибыль

П_t = П_б – Н_п; (11.31)

где Н_п – налог на прибыль;

Н_п = p∙П_б, (11.32)

где р – ставка налога, который действует, на прибыль; в данное время р = 0,3;

− интегральный дисконтований чистая прибыль (интегральный эффект)

Пд. _с = (П_t + И_а.с)/E – К_с; (11.33)

− рентабельность инвестиций

R = (П_t + И_а.с)/К_с; (11.34)

− срок окупаемости

Т_ок = 1/R. (11.35)

Результаты определения сводных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ записываются в табл. 30.

Примечание. При оформлении раздела бакалаврской работы для перерасчета показателей стоимости в табл. 28−30, приведенных в тыс. дол., к национальной валюте следует использовать коэффициент НБУ кНБУ на время выполнения расчетов.

Таблица 11.1 – Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети

Величина	Линии сети
Б-3	3-2	2-1	1-4	4-Б	Б-5
Lл, км	21,25	26,25	37,5	31,25	27,5
nцеп(F), шт.(мм2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
к0, тыс. дол.
Кл, тыс. дол.	513,25	656,25	937,5	781,25	687,5
∑Кл, тыс. дол.	4600,75
aа.л, отн. ед.	0,02
Иа.л, тыс. дол.	92,015
aор.л, отн. ед.	0,012
Иор.л, тыс. дол.	55,209
DРл', МВт	0.38	0.17	0.002	0.08	0.44	0.1
∑DРл', МВт	1,172
tл, ч/год	4677,44	5053,33	2886,21	2886,21	4549,61	4574,04
DWл', МВт×ч	1777,43	859,07	5,77	230,9	2001,83	457,404
∑DWл', МВт×ч	5332,404
b', тыс. дол./(МВт×ч.)	4,05·10−2
ИDWл', тыс. дол.	215,96
Ил, тыс. дол.	363,19

Таблица 11.2 – Определение технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети

Величина	ПС
Шифр ВРП ВН	110-4	110-4	110-4	110-4	110-2
Шифр ВРП СН	-	-	35/5	35/5	-
Шифр ЗРП НН	10-1	10-1	10-1	10-1	10-1
nтxSн.т, шт. xМВА	2×16	2×16	2×10	2×16	2×25
Uвн /Uсн /Uнн, кв	110/10	110/10	110/35/10	110/35/10	110/10
Κο, тыс. дол.
∑Κο, тыс. дол.
aа.п, отн. ед.	0,036
Иа.п, тыс. дол.	149,04
aор.п, отн. ед.	0,012
Иор.п, тыс. дол.	49,68
ΔPς'', МВт	0,038	0,038	0,034	0,046	0,54
∑ΔPς'', МВт	0,21
Твкл, ч/год
∑ΔWς'', МВт·ч	1839,6
b", тыс. дол./(МВт·ч)	0,036
ИΔWт'', тыс. дол.	66,23
ΔPς', МВт	0,01	0,04	0,015	0,04	0,01
∑ΔPς', МВт	0,115
Тнб.в, ч/год
τβ, ч/год	2886,21	5247,91	4123,62	5947,83	4574,04
ΔWς', МВт·ч	28,86	209,92	61,85	237,91	45,74
∑ΔWς', МВт·ч	584,28
b', тыс. дол./(МВт·ч)	0,036
ИΔWт', тыс. дол.	21,03
ИΔWт (ИΔWп), тыс. дол.	87,26
Ип, тыс. дол.	285,98

Таблица 11.3 – Сводные технико-экономические показатели электрической сети 110 кВ

Показатели	Обозначение показателя	Значение показателя
1 Технические
1.1 Номинальное напряжение сети	Uном.свн, кВ
Uном.вн, кВ
Uном.сн, кВ
Uном.нн, кВ
1.2 Наибольшая активная мощность сети	∑Р, МВт	99,51
1.3 Годовой отпуск электроэнергии	∑W, МВт×ч
1.4 Суммарные потери активной мощности в сети	∑ΔР, МВт	1,497
∑ΔР%, %	1,5
1.5 Суммарные потери электроэнергии в сети	∑ΔW, МВт·ч	7756,284
∑ΔW%, %	1,11
2 Объемные
2.1 Количество понижающих ПС	nпс, шт.
2.2 Количество трансформаторов	nт, шт.
2.3 Суммарная установленная мощность трансформаторов	∑Sн.т, МВА
2.4 Количество ячеек выключателей на стороне ВН ПС	nяч.в, шт.
2.5 Суммарная длина линий в одноцепном исполнении	∑L, км	184,75

Продолжение таблицы 11.3

Показатели	Обозначение показателя	Значение показателя
3 Экономические
3.1 Суммарные капиталовложения	∑Кл, тыс. дол.	4600,75
∑Кп, тыс. дол.
Кс, тыс. дол.	8740,75
3.2Удельные капиталовложения	кл, тыс. дол./(МВт·км)	0,25
кп, тыс. дол./МВт	41,6
кс, тыс. дол./МВт	87,84
3.3 Стоимость потерь электроэнергии	ИΔWл, тыс. дол.	215,96
ИΔWп, тыс. дол.	87,26
ИΔWс, тыс. дол.	303,22
3.4 Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт	Иор.л, тыс. дол.	55,209
Иор.п, тыс. дол.	49,68
Иор.с, тыс. дол.	104,89
3.5 Амортизационные отчисления на реновацию	Иа.л, тыс. дол.	92,015
Иа.п, тыс. дол.	149,04
Иа.с, тыс. дол.	241,055
3.6 Ежегодные затраты	Ил, тыс. дол.	363,19
Ип, тыс. дол.	285,98
Ис, тыс. дол.	649,17
3.7 Доход	Д, тыс. дол.	6617,415
3.8 Балансовая прибыль	Пб, тыс. дол.	5968,245
3.9 Текущая годовая чистая прибыль	Пt, тыс. дол.	4177,77
3.10 Интегральный эффект	Пдс, тыс. дол.	35447,515
3.11 Рентабельность инвестиций	R, отн. ед.	0,5
3.12 Срок окупаемости	Ток, лет	1,98

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. ГКД 341.004.003-94. - Киев, 1994.

2 Правила устройства электроустановок. – Харьков: Форт, 2009.

3 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ. ГКД 341.004.001-94. – Киев, 1994.

4. Определение экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Методика. Энергосистемы и электрические сети. ГКД 340.000.002-97. – Киев, 1997.

5. Барбашов И.В., Веприк Ю.Н., Черкашина В.В., Шутенко О.В. Основы анализа установившихся режимов электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ «ХПИ», 2010.

6 Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

7 Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ. Провода линий электропередач 35-750 кВ. ГКД 341.004.002-94. – Киев, 1994.

8 Барбашов И.В. Общая характеристика современных электрических систем и сетей: Учебное пособие. ‑ Харьков: НТУ «ХПИ», 2002.

9 Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83) / Гипрокоммунэнерго, МНИИТЭП. - М.: Стройиздат, 1987.