Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети).
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·5616 = 157 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·2244 = 211 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 157 + 211 = 368 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах
Таблица 4.3
Расчет потерь электроэнергии в линиях
|
Линии |
1-2 |
ИП1-2 |
ИП1-3 |
1-4 |
1-5 |
1 – 6 |
ИП2 – 1 |
|
Рmax, МВт |
53,8 |
70,6 |
20 |
7 |
11 |
25 |
54 |
|
Wгод , МВт.ч |
206700 |
303200 |
76840 |
30060 |
42260 |
96050 |
245900 |
|
Тмах , ч |
3842 |
4294 |
3842 |
4294 |
3842 |
3842 |
4553 |
|
Время потерь ч/год |
2262 |
2683 |
2262 |
2683 |
2262 |
2262 |
2940 |
|
Smax , Мвар |
54,4 |
71,5 |
20,3 |
7,1 |
11,135 |
25,3 |
54,6 |
|
R, Ом |
3 |
4,5 |
9,3 |
9,3 |
7 |
10,3 |
6,7 |
|
Uном, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
Рл, МВт |
0,73 |
1,91 |
0,31 |
0,38 |
0,71 |
0,544 |
1,651 |
|
Wгод.л, МВт ч/год |
1658 |
5131 |
712 |
1024 |
1604 |
1232 |
3735 |
Таблица 4.4
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах
|
№ пункта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Рмах, МВт |
79 |
33 |
20 |
7 |
11 |
25 |
|
Wгод , МВт.ч |
303500 |
141700 |
76840 |
30060 |
42260 |
96050 |
|
Тмах , ч |
3842 |
4264 |
3842 |
4264 |
3842 |
3842 |
|
Время потерь ч/год |
2262 |
2683 |
2262 |
2683 |
2262 |
2262 |
|
Рхх, МВт |
0,056 |
0,027 |
0,019 |
0,0092 |
0,0145 |
0,019 |
|
Рк, МВт |
0,29 |
0,12 |
0,085 |
0,0465 |
0,06 |
0,085 |
|
Sном.тр, МВА |
63 |
25 |
16 |
6,3 |
10 |
16 |
|
ΔWгод т, МВт |
1842 |
819 |
514 |
252 |
346,7 |
610,2 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 4400 МВт·ч/год
ΔWГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.
ИΣ = 368 + 195 = 583 тыс. руб.
Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле:
Вывод: В данной главе определили технико-экономические показатели электропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачи электроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844 руб за МВт·час для районной сети.
5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
5.1 Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи
За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов.
Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.
рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ
Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.
Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
