Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Проект релейной защиты и автоматики - файл Экономическая часть.doc


Загрузка...
Проект релейной защиты и автоматики
скачать (5437.9 kb.)

Доступные файлы (15):

Thumbs.db
Задание.docx109kb.05.05.2010 23:19скачать
монтажная схема.jpg447kb.08.06.2010 02:51скачать
монтажная схема.vsd
Оборуд. ПС 110-35-10.jpg1399kb.19.05.2010 01:45скачать
Оборуд. ПС 110-35-10.vsd
Релейная часть.docx97kb.19.05.2010 02:50скачать
РЗ 110 - 35 - 10.jpg595kb.31.05.2010 17:40скачать
РЗ 110 - 35 - 10.vsd
РЗ кабельной линии.jpg556kb.31.05.2010 17:38скачать
РЗ кабельной линии.vsd
экономика таблица.jpg348kb.06.06.2010 16:12скачать
экономика таблица.vsd
Экономическая часть.doc149kb.03.06.2010 17:38скачать
Электрическая часть.docx174kb.08.06.2010 14:22скачать

Экономическая часть.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
5. Экономическая часть.

5.1. Энергетические показатели сети.

5.1.1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей.

МВт

где - максимальная мощность -го потребителя.

5.1.2. Годовой полезный отпуск электроэнергии.

МВт.ч

где - годовое число использования максимума активной нагрузки -го потребителя

5.1.3. Потери мощности в электрической сети.

ΔРСЕТИ­­ = ΔРВЛ + ΔРТ = ΔРВЛ W1(W2) + ΔРВЛ W3 + ΔРТ = 0,52 + 0,241 + 0,217 = 0,978 МВт

где ΔРВЛ - суммарные потери мощности в линиях электропередачи в режиме максимальной нагрузки, МВт

ΔРВЛ = ∑ΔРВЛ W1(W2) = ΔРВЛ MAX W1(W2) = 0,52 МВт

где ΔРВЛ MAX - потери мощности в активном сопротивлении линии, МВт

МВт

SW1(W2) = SПС * L2 / (L1/2) + L2 = 54,1 * 40/ (37/2) + 40 = 37 МВА

МВА

МВт

ΔРТ- суммарная потеря мощности в трансформаторах в режиме максимальной нагрузки, МВт

Для трёх обмоточных трансформаторов:



где SНАГР В , SНАГР С , SНАГР Н – суммарная нагрузка обмоток трансформатора, МВА

Если номинальные мощности всех трёх обмоток одинаковы, то

ΔРКЗ В = ΔРКЗ С = ΔРКЗ Н = 0,5 * ΔР КЗ В – Н = 0,5 * 200 = 100 КВт

5.1.4. Среднегодовые потери электроэнергии в электрической сети.

ΔWCЕТИ = ΔWВЛ + ΔWТ = ∑ΔWВЛW1(W2) + ∑ΔWВЛW3 + ΔWТ = 1664 + 771,2 + 1136,97 = 3572,17 МВт.ч

где ΔWВЛ – потери электроэнергии в линиях электропередачи, МВт.ч

ΔWВЛ­ = ∑ΔWВЛ = ΔРВЛMAX W1(W2) * τW1(W2) = 0,52 * 3200 = 1664 МВт * Ч

ΔWВЛ­ = ∑ΔWВЛ W3 = ΔРВЛMAX W3 * τW3 = 0,241 * 3200 = 771,2 МВт * Ч , где τW1(W2) и τW3 – годовое время максимальных потерь, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки ТMAX и коэффициента мощности заданной нагрузки cosφ.



5.1.5. Максимальная активная мощность, потребляемая сетью.

МВт

5.1.6. Среднегодовое потребление электрической энергии сетью.

МВт . ч

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



5.1.8. Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки.

%
5.1.9. Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год.

%

5.2. Технико-экономические показатели электрической сети.

5.2.1.Капитальные вложения в электрическую сеть.

5.2.1.1. Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи.

Таблица 5.1.

Обозначение

ВЛ или ее порядковый номер

Напряжение

Район по гололеду

Марка провода

Кол -во цепей

Тип

опор

Длина линии,

км

Стоимость

тыс. руб.

I км

Всего

1. W1(W2)

110

II

АС-120/19

2

ЖБ

37

1810

66970

2. W 3

110

II

АС-120/19

1

ЖБ

40

1140

45600

Итого
















77




112570

5.2.1.2. Средние удельные капитальные вложения в ВЛ.

Ку = Квл / ∑ L = 112570/ 77 = 1461,94 тыс.руб/км.

5.2.1.3. Капитальные вложения в подстанции.

Таблица 5.2.

Наименование и тип элементов подстанции

Единица измерения

Количество

Стоимотсть, тыс. руб

Единицы

Всего

1.Трансформа

шт.

2

11700

23400

2. РУВН

ячейки

7

3500

24500

3. РУСН

ячейки

7

900

6300

4. РУНН

ячейки

17

230

3910

5. Постоянная часть затрат







32000

58110

32000

6.Итого










90110



Стоимость РУВН и РУСН выбирается из [4] табл.1, там же приводятся значения постоянной части затрат. Стоимость ячейки КРУ с выключателем составляет 2,3 тыс.руб. Стоимости трансформаторов приводятся в [4] приложение 17.


5.2.1.4. Удельные капиталовложения в подстанцию.

Кудср = Кпс / ∑ Sтр = 90110 / 80 = 1126,38 тыс. руб/МВА

Σ Sтр- суммарная установленная мощность трансформаторов всех ПС сети, МВА

5.2.1.5. Капитальные вложения в сеть.

Кс = Квл пс = 112570+ 90110 = 202680 тыс. руб/МВ∙А

5.2.2. Определение численности обслуживающего персонала сети.

5.2.2.1. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий.

ЧЛЭП W1(W2) = Ч/ЛЭП W1(W2) * L1 = 37 * 0,94 = 34,78

ЧЛЭП W3 = Ч/ЛЭП W3 * L2 = 40 * 0,72 = 28,8

Таблица 5.3.

Обозначение ВЛ. и ее порядковый номер.

Напряжение, кВ

Количество цепей на опоре, шт.

Материал опор

Нормативная численность на 100 км, чел/км

Длинна, км

Нормативная численность рабочих, чел

1. W1(W2)

110

2

Ж/Б

0,94

37

0,35

2. W3

110

1

Ж/Б

0,72

40

0,29

Итого





0,64


5.2.2.2 Средняя численность персонала ЛЭП для каждого уровня напряжения отдельно.

Ч/ЛЭП = ∑ r ЛЭП / ∑ L = 0,64 * 100 / 77 = 0,80 чел / 100 км

5.2.2.3. Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию.
Таблица 5.4.

Наименование подстанции.

Напряжение на ВН, кВ.

Количество присоединений с выключателями.

Нормативная численность рабочих на одной подстанции

Количество подстанций, шт.

Нормативная численность рабочих, чел.

ПС 110/35/10

110

31

10,2

1

10,2



5.2.2.4 Средняя численность персонала подстанции сети

Ч/ПС = ∑ ЧПС / ∑ SТР = 10,2 / 80 = 0,13 чел / 100 км

5.2.2.5. Корректировка численности персонала по оперативному и техническому обслуживанию подстанции.

ЧКПС = ЧПС ∙ К1 ∙ К2 = 10,2 ∙ 1,1 ∙ 1,1 = 12,342 чел

5.2.2.6 Корректировка численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию

ЧКЛЭП = ЧЛЭП * К1 * К2 = 0,64 ∙ 1,1∙ 1,1 = 0,77 чел

5.2.2.7. Общая численность персонала сети.

ЧСЕТИ = ЧКПС + ЧКЛЭП = 12,34+ 0,77 = 13,11 чел ≈ 13 чел.

5.3. Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии.

Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей её при транспортировке по ЛЭП и при трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек.

ИСЕТИ = И ЭКСПЛ. + И ПОТ. , тыс. руб. , где

ИСЕТИ – суммарные затраты электро – сетевых хозяйств на ремонтно – эксплутационное обслуживание

И ЭКСПЛ = ИА + ИОБ.РЕМ. , тыс. руб. , где

ИА – ежегодные издержки на амортизацию

ИОБ.РЕМ - издержки на обслуживание и ремонт

И ПОТ. – суммарная стоимость потерь электроэнергии в сети

5.3.1 Затраты на амортизацию

Иа = (На ВЛ /100) ∙ Квл +(На ПС /100) ∙ Кпс = (2/100) ∙ 112570 + (3,5/100) ∙ 90110 =

= 2251,4 +3153,85 = 5405,25 тыс. руб.

НаВЛ=2%

НаПС=3,5%

5.3.2. Затраты на обслуживание и ремонт.

Иоб.рем=(Ноб.ремВЛ /100) ∙Квл+(Ноб.ремПС /100) ∙Кпс=(0,8/100) ∙112570+(5,9/100)∙90110 = 6217,05 тыс. руб.

Ноб.ремВЛ=0,8%

Ноб.ремПС=5,9%

5.3.3. Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределения электроэнергии по сети.

Исети = Иа + Иоб.рем + Ипотр = 5405,25 + 6217,05 + 3536,45 = 15158,75 тыс.руб.

5.3.4 Стоимость потерь электроэнергии в сетях.

Ипотр=∆Wпот∙ Тпотр= 3572,17 ∙∙ 99 ∙= 3536,45 тыс.руб.

5.3.5 Себестоимость передачи электроэнергии по сети.

Sпер = Исети/Wотппотр ∙103 = 15158,75∙103 * 102 /230000∙103=6,59 коп/кВт∙ч

5.3.6 Структура себестоимости.

Таблица 5.5.



Наименование затрат

Затраты,

тыс. руб. / год

Затраты на 1 кВт∙ч,

коп/кВт∙ч

Структура

Себестоимости,

%

1

Затраты на амортизацию.

5405,25

2,35

35,66

2

Затраты на обслуживание и ремонт.

6217,05

2,7

41,01

3

Стоимость потерь электроэнергии в сетях.

3536,45

1,54

23,33




Итого

15158,75

6,59

99,99



Скачать файл (5437.9 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru