Основные технико-экономические показатели электрической сети

В данном заключительном разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети:

1. капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в целом;

2. ежегодные издержки на обслуживание, капитальный и текущий ремонт;

3. издержки на возмещение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах;

4. удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций 35-220 кВ.

Кроме того, в проекте рассчитываются сводные данные, характеризующие потребности в оборудовании. К ним относятся:

· количество трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям;

· суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением по маркам;

· количество километров проводов по маркам (в однофазном исполнении);

· количество коммутационного оборудования (выключателей) 110 кВ и выше с разделением по номинальным напряжениям.

В учебном проектировании величина капиталовложений может быть оп­ределена по укрупненным показателям стоимости в ценах 2000 года, с учетом индекса роста цен на энергетическое оборудование и строительно-монтажные работы. Индекс роста цен задается преподавателем. Капитальные вложения на линии электропередачи К_ВЛ до­пустимо определять по расчетной стоимости 1 км воздушной линии /7/, в зависимости от номинального напряжения ЛЭП, сечения проводов, конструкции опор и района по гололеду. Эти данные приведены так­же в табл. П5. При выборе материала опор можно воспользоваться сле­дующими рекомендациями ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект»:

1. Предпочтительнее применять стальные опоры передач перед железо­бетонными при сооружении воздушной линии в горной или другой трудно доступной для транспорта местности.

2. Деревянные опоры целесообразно применять для воздушных линий, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой темпе­ратурой не выше 0÷5°С.

3. Железобетонные опоры применяют во всех остальных случаях

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи определяются выражением

, (6.1)

где - укрупненный показатель стоимости 1 км воздушной линии на i- ом уча­стке сети, тыс.руб./км; - протяженность i- ого участка, км; - количество одноцепных или двухцепных линий на данном участке сети; N -количество участков.

В каждом из вариантов суммарные капиталовложения на сооружение подстанций равны:

, (6.2)

где i = 1,2… М -номер подстанции; - стоимость сооружения i- ой подстанции, тыс.руб.

определяется суммированием стоимости силовых и регулировочных трансформаторов , компенсирующих устройств , распределительных устройств и постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций

. (6.3)

Стоимость трансформаторов на i- ой подстанции в случае установки однотипных трансформаторов определяется по выражению

.

- укрупненный показатель стоимости, включающий кроме стоимости самого трансформатора затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту. Эти данные приведены в /7/ и табл. П6.

При расчете стоимости распределительных устройств на каждой подстанции следует учесть капитальные затраты на распределительные устройства высшего, среднего (при его наличии) и низшего напряжений.

Стоимости ОРУ 110-220 кВ, выполненные по блочным и мостиковым схемам, приведены в табл. П7. Стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с количеством выключателей более трех, а также закры­того РУ 10 кВ, включая строительную часть здания, может быть принята по данным табл. П8. В этом случае стоимость сооружения распределительных устройств каждого номинального напряжения равна

, (6.4)

где и - соответственно число ячеек с выключателями и стоимость каждой ячейки.

В стоимость каждой ячейки кроме стоимости самого выключателя входят стоимости всех элементов (разъединителей, измерительных трансформаторов, защитных аппаратов и т.д.), а также стоимости монтажа оборудования.

При выполнении курсового проекта выбор выключателей не производится, поэтому следует выбрать элегазовые выключатели в РУ-35-220 кВ и вакуумные в РУ-10 кВ. Стоимость ячейки ОРУ зависит также от номинального напряжения РУ и его схемы. Количество ячеек в РУ-10 кВ можно приближенно определить по мощности нагрузки на шинах низшего напряжения i- ой подстанции:

. (6.5)

Стоимость постоянной части затрат учитывает подготовку и благоустройство территории, ОПУ, устройство собственных нужд ПС, систему оперативного постоянного тока, компрессорную, внутриплощадочные водоснабжение, канализацию и подъездные дороги, средства связи и телемеханики, наружное освещение, ограду и прочие элементы (табл. П9). Постоянная часть затрат принимается с учетом схемы электрических соединений на высшем напряжении подстанции.

Стоимость компенсирующих устройств определяется по удельной стоимости и мощности установленных компенсирующих устройств:

,

где можно принять равным 300 руб/кВар.

Ежегодные издержки на обслуживание, текущий и капитальный ремонт линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормой отчислений:

, (6.6)

где - нормы отчислений на ремонт и обслуживание воздушных линий и оборудования подстанций соответственно.

Нормы отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также периодичности и стоимости капитальных ремонтов. Значения в относительных единицах приведены в табл. П11.

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по стоимости 1кВт·ч электроэнергии:

, (6.7)

где - стоимость 1кВт·ч электроэнергии; - суммарные потери электроэнергии в электрической сети.

Потери электроэнергии состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь . Потери холостого хода – потери в стали трансформаторов, которые определяются по времени работы трансформаторов Т_год:

,

где - паспортные данные трансформаторов, установленных на i- ой подстанции.

Нагрузочные потери – это потери энергии на нагрев проводов ЛЭП и обмоток трансформаторов, то есть потери в сопротивлениях линий и трансформаторов. Они определяются величиной максимальной мощности нагрузки , номинальным напряжением , сопротивлением элемента сети и временем максимальных потерь :

,

Нагрузочные потери электроэнергии определяются суммированием для всех участков сети.

Время максимальных потерь может быть рассчитано по формуле (5.3).

Себестоимость передачи электроэнергии по сети определяется как отношение суммарных издержек к переданной потребителям электроэнергии:

, (6.8)

где .

Дата добавления: 2015-07-02