Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов электроснабжения (стр. 4 из 13)

(9)

где

- годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт·ч;

- годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт·ч.

Потери в ЛЭП определяются:

(10)

где

- наибольшие потери активной мощности, МВт;

- годовое время максимальных потерь, ч.

(11)

(12)

где

- полная мощность подстанции, МВА;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- сопротивление линии (с учетом протяженности линии и количества цепей – для двухцепных в 2 раза меньше), Ом.

(13)

где

- коэффициент мощности потребителя, принимается равным 0,9.

Для магистрального варианта сети для участка 0-1, трехпроводной линии длиной 432,22 км, выполненной проводом АС-150, имеющего погонное активное сопротивление 1 км 0,198 Ом/км /3/ по формуле (12) потери в ЛЭП определяются:

МВт.

Результаты расчетов потерь для остальных участков магистрального варианта приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Потери в ЛЭП магистрального варианта сети

№ участка	Длина провода, км	Удельное сопротивление, Ом/км	R, Ом	Sп, МВА	∆Pлэп, МВт
0-1	72,04	0,198	7,13	64,44	2,448
1-4	42,69	0,249	5,31	48,89	1,050
4-5	36,02	0,249	4,48	30,00	0,334
0-3	108,05	0,249	13,45	64,44	4,617
2-3	40,02	0,249	4,98	26,67	0,293
Итого:					8,74

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (10) определяются:

МВт·ч.

Потери в трансформаторах определятся по формуле:

(14)

где - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, МВт.

(15)

Для 1-ой подстанции магистрального варианта потери в трансформаторе ТДН-16000 (

МВт, МВт) по формуле (15) определятся как:

МВт.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах для остальных подстанций магистрального варианта сведены в таблицу 8.

Таблица 8 – Потери в трансформаторах магистрального варианта сети

№ участка	Кол-во трансформаторов	Марка трансформатора	∆Pхх, МВт	∆Pкз, МВт	Sп, МВА	∆Pтр, МВт
0-1	1	ТДН 16000	0,018	0,085	15,56	0,098
1-4	2	ТДН 16000	0,018	0,085	26,67	0,154
4-5	2	ТРДН 32000	0,032	0,15	37,78	0,165
0-3	2	ТДН 16000	0,018	0,085	18,89	0,095
2-3	2	ТДН 16000	0,018	0,085	30,00	0,185
Итого:						0,698

Тогда потери электроэнергии по формуле (14) определятся:

МВт·ч.

Годовые потери по формуле () определятся:

МВт·ч.

Стоимость потерь электрической энергии:

руб.

Расчет стоимости потерь для смешанного варианта.

Для расчета потерь мощности на кольцевом участке ЛЭП смешанного варианта необходимо определить потокораспределение мощности по каждому из участков. Для этого кольцо размыкается по т. РЭС. Тогда мощность, протекающая, например, по участку 0-1 рассчитывается по формуле:

(16)

МВт.

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 4-5 определяется как:

(17)

МВт.

Тогда на участке 0-5 протекающая мощность будет равна:

(18)

МВт.

Аналогично расчету потерь мощности в ЛЭП для магистрального варианта рассчитываются потери смешанного.

Таблица 9 – Потери в ЛЭП смешанного варианта сети

№ участка	Длина провода, км	Удельное сопротивление, Ом/км	R, Ом	Sп, МВА	∆Pлэп, МВт
0-1	72,04	0,249	8,97	80,00	4,744
1-3	44,02	0,249	5,48	64,44	1,881
3-2	40,02	0,249	4,98	26,67	0,293
0-4	112,06	0,249	27,90	26,67	1,640
4-5	36,02	0,249	8,97	7,78	0,045
0-5	146,74	0,249	36,54	22,22	1,491
Итого:					10,093

Потери электроэнергии в ЛЭП смешанного варианта по формуле (10) определяются:

МВт·ч.

Т.к. потери в трансформаторах зависят только от нагрузки и характеристик самих трансформаторов, то расчеты для смешанного варианта повторяют расчеты для магистрального.

Таблица 10 – Потери в трансформаторах смешанного варианта сети

№ участка	Кол-во трансформаторов	Марка трансформатора	∆Pхх, МВт	∆Pкз, МВт	Sп, МВА	∆Pтр, МВт
0-1	1	ТДН 16000	0,018	0,085	15,56	0,098
1-4	2	ТДН 16000	0,018	0,085	26,67	0,154
4-5	2	ТРДН 32000	0,032	0,15	37,78	0,165
0-3	2	ТДН 16000	0,018	0,085	18,89	0,095
2-3	2	ТДН 16000	0,018	0,085	30,00	0,185
Итого:						0,698

Потери электроэнергии по формуле (14) определятся: