Экономическая эффективность по электроэнергетическим системам электрической сети

 

СОДЕРЖАНИЕ


 

  1. Содержание         2
  2. Задание на курсовую работу       3
  3. Аннотация          4
  4. Технические данные для выполнения курсовой работы  5
  5. Технические показатели сети       6
  6. Энергетические показатели сети      8
  7. Экономические показатели сети      12
  8. Заключение         40
  9. Список литературы        41

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


АННОТАЦИЯ

В настоящей курсовой работе рассмотрена оценка экономической эффективности спроектированной в 3 части курсового проекта по электроэнергетическим системам электрической сети. Для рассмотрения принят самый экономичный 2-ой вариант развития электрической распределительной сети.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


    1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ

КУРСОВОЙ  РАБОТЫ

Схема района развития сети показана на рисунке 1.1.

Дополнительные данные к  курсовому проекту:

- для всех нагрузок;

-   номинальное напряжение в линии 110 кВ;

  • номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
  • нагрузок 4500 часов;
  • район проектирования – Урал (район по гололеду II);

Таблица 1.1. Протяженность  и количество цепей в линии  электро передачи.

Участок сети

1-2

2-6

1-3

3-8

8-12

, км

23

24

30

23

24

n

2

2

2

2

2


Рисунок 1.1. – исходный район  проектирования сети


Мощности нагрузок узлов  приведены в таблице 1.2.:

Таблица 1.2. Мощность нагрузок

Узел

2

3

6

8

12

Р, МВт

30

25

25

10

20


 

Выбор трансформаторов показан  в таблице 1.3.

Таблица 1.3. трансформаторы на понижающих подстанциях.

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4,

МВ·А

Тип и число трансформаторов

Р, МВт

S, МВт

2

30

33,33

23,81

2ТРДН-25000/110

3

25

27,78

19,84

2ТРДН-25000/110

6

25

27,78

19,84

2ТРДН-25000/110

8

10

11,11

7,94

2ТДН- 10000/110

12

20

22,22

15,87

2ТДН-16000/110




 


 

    1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ
    1. Протяженность линий электропередачи.

Протяженность линий электропередачи рассчитывается по формуле: км     (1)

 

L=23+24+30+23+24= 124 км

    1. Установленная мощность трансформаторных подстанций.

 MB*A   (2)

= 23,81+19,84+19,84+7,94+15,87 = 87,3   MB*A

 

 

 

 

 

    1. Мощность сети в условных единицах

Объем предприятий электрических  сетей в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных  элементов, т.е.

               


где - объем линий электропередачи в условных единицах (у.е.) и принимаем 190 у.е. на 100 км трассы ВЛ.;

- объем ПС в условных единицах. Принимаем 105 у.е. (всего 5 ПС);

- объем силового трансформатора  в условных единицах. Принимаем 7,8 у.е. (всего 10 трансформаторов);

- объем воздушных выключателей в условных единицах. Принимаем 26 у.е. (всего 25 выключателей);

- объем отделителей с короткозамыкателями  в условных единицах. Принимаем 9,5 у.е. (всего 76 короткозамыкателей).

Таблица 2.1. Расчет объема линий  электропередачи

Наименование ЛЭП

Уровень напряжения, кВ

Материал опор

Количество цепей

Длина линии, км

Норматив на 100 км, у.е.

Объем линий, у.е.

1-2

110

металл

2

23

190

190/100*23=

= 43,7

2-6

110

металл

2

24

190

190/100*24=

= 45,6

1-3

110

металл

2

30

190

190/100*30=

= 57

3-8

110

металл

2

23

190

190/100*23=

= 43,7

8-12

110

металл

2

24

190

190/100*24=

= 45,6

Итого по всем линиям сети

= 235,6


 


 

Таблица 2.2. Расчет объема оборудования подстанций

Оборудование подстанции

Уровень напряжения, кВ

Количество ПС или единиц оборудования

Норматив,

 у.е.

Объем, у.е.

Подстанция 

110

5

105

105*2=210

Силовой трансформатор

110

10

7,8

7,8*10=78

Воздушный выключатель

110

34

26

26*34=884

Отделители,  короткозамыкатели

110

76

9,5

9,5*76=803

Итого по всем ПС и оборудованию сети

1975 у.е.


 

=  235,6+1975 = 2210,6 у.е.

 

    1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ.
    1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

Суммарный максимум активной нагрузки по сети определяется суммированием  нагрузок с шин НН и СН всех подстанций, входящих в рассчитываемую сеть, т.е.

= 30+25+25+10+20 = 110 МВт

    1. Годовой полезный отпуск электроэнергии.

= 110*4500 = 495000 МВт*ч

 

 


 

    1. Потери мощности в электрической сети.

Потери мощности в электрической  сети складываются из потерь мощности в линиях электропередачи и трансформаторах  подстанций:

=(0,46+0,117+1,22+0,278+0,132)+(0,117+0,081+0,089+  +0,041+0,089) = 2,624 МВт.

 

    1. Среднегодовые потери электрической энергии в электрической сети.

Среднегодовые потери электрической  энергии в электрической сети складываются из среднегодовых потерь электрической энергии в линиях электропередачи и трансформаторах (автотрансформаторах) подстанций, т.е.

   

6369,40 + 1203,46 = 7572,86 МВт*ч

      1. Для воздушных линий электропередачи

Где - сумма среднегодовых потерь электрической энергии в отдельных воздушных линиях или на отдельных участках воздушной линии.

Где - годовое время максимальных потерь (сокращенно – время потерь) в i-й линии, которое может быть определено по эмпирической формуле


 

= (0,46+0,117+1,22+0,278+0,132)*2886 = 6369,40 МВт*ч

      1. Потери энергии в трансформаторах ПС.

Среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по следующим формулам:

     0,117*2886=337,66 МВт*ч

0,081*2886=233,77 МВт*ч

0,089*2886=256,85 МВт*ч

0,041*2886=118,33 МВт*ч

0,089*2886=256,85 МВт*ч

337,66+233,77+256,85+118,33+256,85 = 1203,46 МВт*ч

 

    1. Максимальная активная мощность, потребляемая сетью.

110 + 2,624 = 112,624 МВт

 

    1. Среднегодовое потребление электрической энергии сетью.

 495000 + 7572,86 = 502572,86 МВт*ч

 

 

 

 

 

 


 

    1. Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки.

=0,9

 

    1. Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки.

110/112,624*100%= 97,67 %

 

    1. Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год.

495000/502572,86*100%= 98,49 %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

    1. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

К экономическим показателям  электрической сети относятся:

- капитальные вложения в линии электропередачи, в подстанции и сеть в целом;

- численность персонала, обслуживающего сеть;

- себестоимость электропередачи и распределения электрической энергии в сети.

 

    1. Капитальные вложения в электрическую сеть.

Расчет капитальных вложений в электросетевое строительство ведется по укрупненным показателям стоимости элементов электрической сети.

При определении капитальных вложений на момент расчета  вводится коэффициент переоценки = для перевода укрупненных показателей стоимости элементов электрических сетей из цен 1984 года (Приложение методических рекомендаций) в цены на момент расчета  .

Принимаем = 79,5  

 

Кроме того применяем поправочные зональные коэффициенты для Урала (таблица 4.1.)

 

 

 Таблица .4.1. Поправочные зональные коэффициенты для Урала

Объединенные энергисистемы

Коэффициент

Воздушные линии

подстанции

Урала

1,1

1,1




 

 

 

Таблица 4.2. Поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий

Условия прохождения трассы ВЛ

Материал опор

сталь

35-110 кВ

Скоростной напор ветра;

6-7,5 Н/м2

 

1,06


 


 

Капитальные вложения в электрическую  сеть складываются из капитальных вложений в линии электропередачи  (воздушные ) и в подстанции :

Ксети = 285710,69+218275,2 = 503985,89 тыс. руб.

Ниже приводятся расчеты  полученных данных.

4.1.1. Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи

Капитальные вложения в воздушные  линии электропередачи сети определяются по формуле:

где - капитальные вложения в отдельные воздушные линии или участки воздушных линий сети; определяется по формуле:

где - стоимость сооружения 1 км i-й воздушной линии, тыс.руб./км (приведена в приложении 17 [1]);

- длина i-й воздушной линии или участка линии, км;

- коэффициент переоценки.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии со сталеалюминевыми проводами расчитывается в зависимости от номинального напряжения линии 110 кВ, сечения проводов, материала и конструкции опор, района по гололеду.

Стоимость учитывает все затраты по объектам производственного назначения (без ремонтных баз, специальных переходов и за вычетом возвратных сумм)и сооружается линия вне населенных пунктов в равнинной местности и для расчетного напора ветра до 6 Н/м2.


Расчет капиталовложений в воздушные линии электропередачи  представлен в таблице 4.3.

 

= (25,2*23+24,6*24+25,2*30+24,6*23+24,6*24)*1,1*1,06*79,5=

 

= 285710,69 тыс.руб.

 

Таблица 4.3. Расчет капиталовложений в воздушные линии электрической сети

Обозначение ВЛ или порядковый номер

Напряжение, кВ

Район по гололеду

Марка провода

Количество цепей

Тип опор

Длина линии, км

Стоимость, тыс.руб.

1 км

всего

1-2

110

II

АС-120

2

сталь

23

25,2

579,6

2-6

110

II

АС-70

2

сталь

24

24,6

590,4

1-3

110

II

АС-120

2

сталь

30

25,2

756

3-8

110

II

АС-70

2

сталь

23

24,6

565,8

8-12

110

II

АС-70

2

сталь

24

24,6

590,4

Итого по всем ВЛ данного уровня напряжения×kп

(3082,2*1,1*1,06)*79,5 = 285710,69


 

 

 

4.1.2. Капиталовложения в  подстанции электрической сети

 

Определение капитальных  вложений в подстанции по укрупненным  показателям производится суммированием  капиталовложений по следующим составляющим: распределительные устройства всех напряжений, трансформаторы (автотрансформаторы), компенсирующие устройства, реакторы и постоянная часть затрат.

По всем составляющим из приложений выбираем расчетные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Для трансформаторов (автотрансформаторов), компенсирующих устройств и реакторов выделяется также стоимость основного оборудования.

По комплексным трансформаторным ПС блочного типа, а также закрытым ПС 110 кВ приведена полная расчетная стоимость в целом по подстанции.

 

 

Распределительные устройства

Стоимости ОРУ 110 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 22 [1] в расчете на одну ячейку с выключателем.

Где для определения стоимости ОРУ в целом стоимость ячеек умножаем на их количество.


Расчетная стоимость ячейки учитывает стоимости выключателя, отделителя, короткозамыкателя, разъединителей, трансформаторов, тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной



защиты и автоматики, контрольных  кабелей, ошиновки, строительных конструкций  и фундаментов, а также соответствующих  строительно-монтажных работ. (для расчета принимаем воздушные выключатели)

 

Трансформаторы  и автотрансформаторы

Из приложения 25 [1] выбираем стоимости силовых трансформаторов  напряжением 110 кВ. В таблице берем расчетные стоимости, которые включают кроме стоимости трансформатора, затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

 

Постоянная часть  затрат

Постоянная часть затрат по подстанции выбирается из приложения 34 [1] в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН. Приведенные показатели учитывают полную расчетную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы, подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройства расхода на собственные нужды, аккумуляторные батареи, подъездные и внутриплощадочные дороги, компрессорную, средства связи и телемеханики, маслохозяйство, канализацию, водопровод, наружное освещение и прочие общестанционные элементы).

Стоимости подъездных дорог  учтены при их длине до 500 м. При необходимости строительства более протяженных дорог следует учесть дополнительные затраты.

Расчет производится для  каждой подстанции отдельно, а затем  определяются капиталовложения во все  подстанции электрической сети в  целом т.е.:

 

 

 

Таблица 3.5. Расчет капиталовложений в подстанции

Наименование ПС

Наименование и тип  элементов подстанции

Ед. измерения

количество

Стоимость тыс.руб.

единицы

всего

 

ПС2

1.Трансформатор (автотрансформатор)

шт.

2

92

184

2.РУ высшего напряжения

Шт. или ячейки

6

42

252

3.Постоянная часть затрат

Тыс.руб.

1

130

130

Итого по подстанции

566

П С6

1.Трансформатор (автотрансформатор)

шт.

2

92

184

 

2.РУ высшего напряжения

Шт. или ячейки

3

42

126

 

3.Постоянная часть затрат

Тыс.руб.

1

130

130

 

Итого по подстанции

440

ПС3

1.Трансформатор (автотрансформатор)

шт.

2

92

184

 

2.РУ высшего напряжения

Шт. или ячейки

6

42

252

 

3.Постоянная часть затрат

Тыс.руб.

1

130

130

 

Итого по подстанции

566

ПС8

1.Трансформатор (автотрансформатор)

шт.

2

55

110

 

2.РУ высшего напряжения

Шт. или ячейки

6

42

252

 

3.Постоянная часть затрат

Тыс.руб.

1

130

130

 

Итого по подстанции

492

ПС12

1.Трансформатор (автотрансформатор)

шт.

2

67

134

 

2.РУ высшего напряжения

Шт. или ячейки

4

42

168

 

3.Постоянная часть затрат

Тыс.руб.

1

130

130

 

Итого по подстанции

432

Итого по всем подстанциям×kП

(2496*1,1)*79,5 = 218275,2


 

 

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения:

где - суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) всех подстанций сети, МВ×А; определяется в п. 2.2. по формуле (2).

 

 

 

 

  = 218275,2 / 87,3 = 2500,289 тыс. руб./МВ*А

 


4.2. Выбор формы обслуживания  электрической сети и определение  численности обслуживающего персонала

Оперативное, техническое  обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 110 кВ, подстанции напряжением 110 кВ) могут осуществляться по трем формам организации – функциональной, территориальной и смешанной.

Принимаем функциональную форму организации оперативного, технического обслуживания и ремонта каждой группы электроустановок которые осуществляются соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.

Выбираем форму оперативного обслуживания электрической сети, а именно:

    • круглосуточное активное дежурство на щите управления;
    • дежурство на дому;
    • дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Оперативное обслуживание мощных системных подстанций 110 кВ осуществляется круглосуточно одним электромонтером  в смене.

Круглосуточное оперативное  обслуживание подстанций одним электромонтером  в смене производится с правом отдыха в ночное время.

При расположении диспетчерского пункта района электрических сетей (РЭС) на подстанции 110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций  по РЭС с оперативным обслуживанием  подстанции.

Количество подстанций напряжением  110 кВ, оперативное обслуживание которых осуществляется круглосуточно, не превышает 15% общего количества подстанций в энергосистеме (принимаем ПС1).


Оперативное обслуживание подстанций 110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 110 кВ, которые  удалены от других подстанций на расстояние более 30-40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 110 кВ по энергосистеме (принимаем подстанцию ПС12, как самую отдаленную).

Оперативное и техническое  обслуживание подстанций 110 кВ, питающих в основном сельскохозяйственных потребителей, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие подстанции совместно  с распределительными сетями 0,4-20 кВ (ОВБ РС и ПС). Этой формой обслуживания в энергосистеме охватывается не менее 40% общего количества подстанций напряжением 110 кВ (принимаем две таких подстанции ПС6 и ПС12).

Работа ОВБ ПС, в зависимости  от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха в  ночное время или в одну-две  дневные смены с передачей  обслуживания подстанций и остальное  время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.

Количество подстанций 110 кВ, закрепленных за ОВБ ПС, обеспечивает проезд между наиболее удаленными ПС за время, не превышающее 1 час.

Полная загрузка электромонтеров  ОВБ ПС обеспечивается работами по техническому обслуживанию ПС, выполняемыми в свободное от оперативной работы время.

В ночное время в РЭС работает две ОВБ ПС.

Выполнение работ по техническому обслуживанию линий напряжением  110 кВ осуществляется теми же подразделениями службы линий, которые выполняют работы по капитальному ремонту этих линий.

Техническое обслуживание и  ремонт устройств РЗАИ и СДТУ осуществляется  подразделениями специализированных служб РЗАИ и СДТУ, территориально-размещенных с целью сокращения непроизводительных затрат на проезды в нескольких пунктах территории энергосистемы.

Нормативная численность  промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей должна определяться суммированием:


    • нормативной численности рабочих по электросетевому хозяйству;
    • нормативной численности руководителей, специалистов и служащих (РСС) по электросетевому хозяйству;
    • нормативной численности персонала других подразделений, входящих в состав энергосистемы (электростанций, тепловых сетей, котельных и др.).

Определенная  суммированием нормативная численность  промышленно-производственного персонала  по электросетевому хозяйству для учета возможных изменений продолжительности рабочей недели и отпусков и специальной подготовки оперативного персонала в рабочее время должна быть увеличена на 8%.

Округлению до целого в  сторону увеличения производим только нормативную численность рабочих по электросетевому хозяйству и нормативную численность всего ППП электрических сетей.

Экономическая эффективность по электроэнергетическим системам электрической сети 📙 Дипломная → 🆔 23560

Экономическая эффективность по электроэнергетическим системам электрической сети 📙 Дипломная → 🆔 23560

Экономическая эффективность по электроэнергетическим системам электрической сети