Расчет технико-экономических показателей работы электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Содержание

Введение

1. Технические показатели сети

1.1 Протяженность линий электропередачи

1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций

1.3 Мощность сети в условных единицах

2. Энергетические показатели сети

2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

2.3 Потери мощности в электрической сети

2.3.1 Потери мощности в линиях электропередачи

2.3.2 Потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах)

2.4 Среднегодовые потери электрической энергии в электрической сети

2.4.1 Потери энергии в линиях электропередачи

2.4.2 Потери энергии в трансформаторах ПС

2.5 Расчет среднегодовых потерь электрической энергии в экономической части дипломного проекта

2.6 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

2.7 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

2.8 Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки

2.9 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки

2.10 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год

3. Экономические показатели электрической сети

3.1 Капитальные вложения в электрическую сеть

3.1.1 Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи

3.1.2 Капитальные вложения в кабельные линии электропередачи

3.1.3 Капиталовложения в подстанции электрической сети

3.2 Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала

3.3 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети

3.3.1 Материальные затраты

3.3.2 Затраты на оплату труда

3.3.3 Страховые взносы

3.3.4 Амортизация основных фондов

3.3.5 Прочие затраты

3.3.6 Годовые издержки электросетевого предприятия по экономическим элементам затрат

3.3.7 Проектная себестоимость передачи и распределения единицы электрической энергии

3.3.8 Структура годовых затрат (себестоимости)

3.4 Среднегодовые технико-экономические показатели работы проектируемой электрической сети

Требования к оформлению работы

Требования к содержанию работы

Список литературы

Введение

Технико-экономические показатели работы электрической сети определяются на основании данных задания на курсовую работу или по результатам расчетов в разделах, предшествующих экономической части дипломного проекта. Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети. Они зависят от уровня напряжения сети, протяженности линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от организации управления и обслуживания сети и других факторов.

электрический энергия сеть экономический

1. Технические показатели сети

1.1 Протяженность линий электропередачи

где - длина i-го участка (1-го и т.д.) линии или i-й линии рассчитываемой сети, км.

Рассчитывается протяженность линии каждого уровня напряжения, а также суммарная протяженность линий сети.

1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций

где - суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на i-й подстанции (1-й и т.д.), МВ*А.

1.3 Мощность сети в условных единицах

Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работы, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования, протяженности линий электропередачи и других факторов, измеряемых в условных единицах.

Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами.

Номенклатура позиций условных единиц электросетей ограничена наиболее существенными и трудоемкими.

Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц.

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

где - объем линий электропередачи в условных единицах. Определяется в зависимости от вида линии, протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор по приложениям 1,2, или 3;

- объем ПС в условных единицах. Определяется уровнем высшего напряжения (ВН) подстанции по п.1 приложения 4;

- объем силового трансформатора в условных единицах. Определяется уровнем ВН по п.2 приложения 4;

- объем выключателей в условных единицах. Определяется по пп. 3,4,6 приложения 4;

- объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. Определяется по п. 5 приложения 4.

Аналогично определяется объем другого оборудования ПС по приложения 4.

Расчет объема электрической сети удобно вести в виде таблиц 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1. 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	ж/б	2	50	160
И т.д.
Итого по всем линиям сети	=

В таблице 1.1 приводится пример расчета объема линий электропередачи. Причем каждая линия обозначена двумя цифрами, из них первая цифра соответствует номеру подстанции, с шин которой линия выходит, а вторая цифра - номеру подстанции, на шины которой линия приходит. Возможны другие обозначения линий.

Пример расчета объема оборудования подстанций приведен а таблице 1.2.

Таблица 1.2. Расчет объема оборудования подстанций

Напряжение оборудования ПС	Уровень напряжения, кВ	количество ПС или ед.оборудования	Норматив, у.е.	Объем, у.е.
1.Подстанция	110	2	105	105Ч2 = 210
2.Силовой трансформатор	110	4	7,8	7,8Ч4 = 31,2
3.Масляный выключатель	110	2	14	14Ч2 = 28
и т.д.
Итого по всем ПС и оборудованию сети

2. Энергетические показатели сети

2.1 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.

где - максимальная активная нагрузка с шин НН или СН ПС_i (ПС1 и т.д.), МВт. Здесь и далее индексом «max» обозначены величины, относящиеся к режиму максимальной нагрузки.

2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

где - годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителя, питающегося с шин ПС_i (ПС1 и т.д.), ч.

2.3 Потери мощности в электрической сети

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

где - суммарные потери мощности в воздушных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

- суммарные потери мощности в кабельных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

- суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах в режиме максимальных нагрузок, МВт.

2.3.1 Потери мощности в линиях электропередачи

Суммарные потери мощности в воздушных (кабельных) линиях электропередачи находятся суммированием потерь на каждом участке ЛЭП, т.е.

где - потери мощности в - потери мощности в i-й линии (1-й и т.д.), МВт.

Среднегодовые потери мощности в воздушных линиях электропередачи складываются из потерь мощности в активном сопротивлении каждой линии и потерь на «корону» . Потери «на корону» учитываются для линий напряжений 220 кВ и выше.

где - потери мощности в активном сопротивлении i-й линии (воздушной или кабельной), МВт;

 - передаваемая максимальная мощность по i-й линии, МВЧА;

- номинальной напряжение i-й линии, Кв;

- удельное активное сопротивление 1 км i-й линии (для воздушных линий принимается по приложению 5, для кабельных - по приложению 6) Ом/км;

- длина i-й линии или i-го участка линии, км.

где - удельные среднегодовые потери мощности на «корону», кВт/км, принимаются по приложению 7 в зависимости от номинального сечения провода.

В кабельных линиях вместо потерь мощности на корону берутся потери в изоляции кабеля:

Диэлектрические потери в изоляции i-й кабельной линии длиной

Где принимается по данным заводов-изготовителей и обычно берется в пределах 0,003-0,006; значения зарядной мощности для кабелей с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой приведены в приложении 8.

2.3.2 Потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС

где - потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС_i.

Потери мощности в трансформаторах подстанции определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах

где n - количество параллельно включенных трансформаторов на ПС_i, шт.;

- потери холостого хода в трансформаторе ПС_i (потери в стали), МВт, принимаются по приложениям 9, 10, 11;

- потери короткого замыкания в трансформаторе ПС_i, МВт, принимаются по приложениям 9, 10, 11;

- суммарная максимальная нагрузка с шин НН ПС_i, МВЧА;

- номинальная мощность одного трансформатора, установленного на данной ПС_i, МВЧА;

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)

В

где - потери мощности короткого замыкания (КЗ) в обмотках соответственно высшего, среднего и низшего напряжения трансформатора (автотрансформатора) подстанции ПС_i; принимаются по приложениям 12, 13. Здесь и далее индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам трансформатора (автотрансформатора) высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН);

- потери холостого хода в трансформаторе ПС_i, МВт; принимаются по приложениям 12, 13;

- максимальная нагрузка соответственно на стороне ВН, СН, НН трансформатора (автотрансформатора) ПС_i, МВЧА.

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ в каталогах приводятся потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери КЗ отдельных обмоток определяются так:

Потери мощности в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет

определяются по формуле (15), где потери КЗ в обмотках ВН, СН, НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:

Если номинальная мощность обмотки НН , то в формулы (20) -(22) вместо следует подставить значение

Коэффициент выгодности автотрансформатора

Где - номинальные напряжения обмоток ВН и СН автотрансформатора, Кв.

2.4 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.

2.4.1 Потери энергии в линиях электропередачи

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 находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки и коэффициента мощности заданной нагрузки , ч (см. приложение 14). Величина может быть определена и по эмпирической формуле

- продолжительность работы i-й линии (трансформатора ПС_i), ч;

обычно принимается Т_i = 8700 - 8760 ч.

Для кабельных линий электропередачи

где - сумма среднегодовых потерь электрической энергии в отдельных кабельных линиях или на отдельных участках кабельной линии.



2.4.2 Потери энергии в трансформаторах ПС

Среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах ПС_i

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах) ПС_i

где определяются по соответствующим и аналогично описанному выше. Часто для упрощения принимают

Определив среднегодовые потери электрической энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) отдельных подстанций, рассчитываем суммарные среднегодовые потери электрической энергии для всех подстанций сети по (30).

2.5 Расчет среднегодовых потерь электрической энергии в экономической части дипломного проекта

Потери мощности в линиях и трансформаторах электрической сети были определены при выполнении расчета электрической сети соответствующего варианта в режиме максимальных нагрузок. Поэтому результаты расчетов следует свести в таблицы 2.1 и 2.2 и использовать их для определения среднегодовых потерь электрической энергии.

Таблица 2.1. Определение среднегодовых потерь электрической энергии в воздушных линиях электрической сети

Наименование ВЛ	Длина линии км	МВт	, ч	,ч	, кВт/км	Среднегодовые потери энергии , МВтЧч
1-2 и т.д.
Итого по всем ВЛ сети		-	-

Таблица 2.2. Определение среднегодовых потерь электрической энергии в кабельных линиях электрической сети

Наименование КЛ	, МВт	, ч	, ч	, МВт	Среднегодовые потери энергии , МВтЧч
1-2 и т.д.
Итого по всем КЛ сети		-

Таблица 2.3. Определение среднегодовых потерь электрической энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) электрической сети

Наименование ПС	, МВт	, ч	, МВт	, ч	, МВтЧч
ПС1 и т.д.
Итого по всем ПС сети		-		-

В таблице 2.3. - потери холостого хода в «n»трансформаторах ПС_i;

- потери мощности в обмотках «n» трансформаторов (автотрансформаторов) ПС_i.

Среднегодовые потери электрической энергии в электрической сети

определяются по формуле (24), а среднегодовые потери активной мощности - по формуле

2.6 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

2.7 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

2.8 Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки

Значения принимаются по исходным данным для дипломного проекта.

2.9 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки

2.10 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год

3. 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.

3.1 Капитальные вложения в электрическую сеть

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

В приложениях к данным методическим указаниям приведены укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей в ценах 1984 года. Поэтому при определении капитальных вложений на момент расчета следует ввести коэффициент переоценки (его значение согласовывается с преподавателем при выполнении расчетов).

Все показатели стоимости соответствуют средним условиям строительства на территории европейской части России. Для оценки объема капитальных вложений в строительство электросетевых объектов в других регионах страны применяются поправочные зональные коэффициенты (таблица 3.1).

Таблица 3.1. Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости электрических сетей

Объединенные энергисистемы	Коэффициент
	Воздушные линии	подстанции
Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Закавказья	1,0	1,0
Урала	1,1	1,1
Сибири	1,2	1,2
Дальнего Востока	1,4	1,3

Для удаленных районов Севера и Северо-Востока России ориентировочная стоимость строительства линий электропередачи может быть уточнена введением коэффициента 2-2,7. При этом общий коэффициент с учетом условий таблицы 3,2 не должен превышать 4,0. К стоимости сооружения подстанций в этих районах должен приниматься коэффициент 1,5-2,0 (в отдельных случаях для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства - до 3,0).

Таблица 3.2. Поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий

Условия прохождения трассы ВЛ	Материал опор
	железобетон	сталь	Дерево
	35-110 кВ	220-750 кВ	35-110 кВ	220-750 кВ
Скоростной напор ветра; 6-7,5 Н/м2, более 7,5 Н/м2	1,06 1,1	1,06 1,1	1,06 1,15	1,06 1,15	1,08 1,1
Горные условия	1,5	1,35	1,6	1,32	1,7
Городская и промышленная застройка	1,7	-	1,6	1,62	1,4
Болотистая трасса	2,1	1,7	1,46	1,16	1,5
Поймы рек	1,18	1,1	1,14	1,09	1,35
Особо гололедный район (по отношению к стоимости в 4-м районе)	1,28	1,21	1,27	1,27	1,29
Прибрежные и загрязненные районы при длине пути утечки:до 2 см/Кв более 2 см/кВ	1,09	1,05	1,02	1,02	1,05
	1,17	1,17	1,05	1,05	1,19

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

3.1.1 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 приложениях 15-18);

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

- коэффициент переоценки.

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

Стоимости учитывают все затраты по объектам производственного назначения (без ремонтных баз, специальных переходов и за вычетом возвратных сумм) при условии сооружения линии вне населенных пунктов в равнинной местности и для расчетного напора ветра до 6 Н/м². Для других условий прохождения трассы линии необходимо применять поправочные коэффициенты из таблицы 3.2.

Для участков трассы линии, проходящих по лесу, следует дополнительно учитывать стоимость вырубки просеки:

Таблица 3.2

Напряжение ВЛ, кВ	35-115	220
Стоимость вырубки просеки в ценах 1990 г., тыс.руб./км	1,3	1,5

Расчеты капиталовложений в воздушные линии электропередачи удобно вести в форме таблицы 3.3 для каждого уровня напряжения отдельно.

Таблица 3.3. 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 и т.д.
Итого по всем ВЛ данного уровня напряженияЧkп

3.1.2 Капитальные вложения в кабельные линии электропередачи

Они определяются по тем же формулам, что и для воздушных линий, т.е.

где - капитальные вложения в отдельные кабельные линии или участки кабельных линий сети,

где - стоимость сооружения 1 км i-й кабельной линии, тыс.руб./км (приведена в приложениях 19-20);

- длина i-й кабельной линии или участка линии, км.

Капиталовложения учитывают затраты на кабель, оборудование, строительно-монтажные работы, специальные переходы (ж/д узлы, магистральные автодороги, реки и т.п.), разборку и восстановление асфальтовых покрытий. Расчеты по капиталовложениям в кабельные линии рекомендуется вести в виде таблицы 3.4.

Таблица 3.4. Расчет капиталовложений в кабельные линии электрической сети

Обозначение КЛ или ее порядковый номер	Напряжение, кВ	Марка кабеля	Сечение, мм2	Длина линии, км	Стоимость, тыс. руб.
					1 км	всего
1-2 и т.д.
Итого по всем КЛ данного уровня напряженияЧkП

На основании выполненных расчетов надо определить среднее значение удельных капиталовложений в линии для каждого уровня напряжения отдельно:

3.1.3 Капиталовложения в подстанции электрической сети

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

По всем составляющим в приложениях приведены расчетные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Для трансформаторов (автотрансформаторов), компенсирующих устройств и реакторов выделена также стоимость основного оборудования.

По комплексным трансформаторным ПС блочного типа, а также закрытым ПС 35-220 кВ приведена полная расчетная стоимость в целом по подстанции.

Распределительные устройства

Стоимость ОРУ 35-220 кВ по блочным и мостиковым схемам без выключателей, а также с выключателями в количестве не более трех, изображенным на рисунке 1, приведена в приложении 21 в целом по ОРУ.

Стоимости ОРУ 35-220 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 22 в расчете на одну ячейку с выключателем. В этом случае для определения стоимости ОРУ в целом необходимо стоимости ячеек умножить 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.

Затраты на оборудование высокочастотной связи учитываются при необходимости для линейных ячеек дополнительно по приложению 23.

Стоимости закрытых распределительных устройств 6-110 кВ (приложение 24) включают также строительную часть здания; стоимости отдельных ячеек ЗРУ даны без учета строительной части здания.

Стоимость ячейки КРУ не учитывает строительной части здания. Стоимость отдельных ячеек КРУН-6-10 приведена в том же приложении 24.

Трансформаторы и автотрансформаторы

В приложении 25 приведены стоимости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 35-220 кВ. В таблице даны расчетные стоимости, которые включают кроме стоимости трансформатора, затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы. Стоимости регулировочных трансформаторов указаны в приложении 26.

Компенсирующие устройства и реакторы

Стоимости синхронных компенсаторов приведены в приложении 27. расчетная стоимость включает, кроме стоимости собственно компенсатора, затраты на систему охлаждения, газовое и масляное хозяйства, РУ 10-20 кВ, силовые и контрольные кабели, а также строительно-монтажные работы по сооружению зданий, фундаментов и монтажу оборудования.

Стоимости шунтовых конденсаторных батарей 6-110 кВ, приведенные в приложении 28, предусматривают в соответствии с типовыми проектами комплектацию стандартными блоками из конденсаторов типа КС-2-1,05-60 и КС-2-1,05-125 напряжением 1,05 кВ и мощностью 60 и 125 квар. Стоимости статических тиристорных компенсаторов и реакторов для регулирования конденсаторных батарей приведены в приложениях 29 и 30.

Стоимости токоограничивающих, шунтирующих, а также заземляющих дугогасящих реакторов даны в приложениях 31, 32, 33.

Постоянная часть затрат

Постоянная часть затрат по подстанции приведена в приложении 34 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.

Комплектные подстанции

Укрупненные показатели стоимости комплектных трансформаторных подстанций из блоков заводского изготовления (КТПБ) представлены в приложении 35 в целом по подстанции, включая РУ, трансформаторы и постоянную часть затрат.

Количество ячеек среднего и низшего напряжений соответствует комплектации завода-изготовителя. Для другого количества ячеек вторичных напряжений стоимость КТПБ следует скорректировать, использую стоимость ячейки КРУ (приложение 24) и стоимость ячейки масляного выключателя 35 кВ (приложение 22).

Закрытые подстанции

Стоимость закрытых подстанций приведена с учетом затрат на строительство здания в приложении 36. В РУ 110 кВ со сборными шинами и РУ 220 кВ предусмотрена установка элегазового оборудования.

Расчет капиталовложений в подстанции, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами-изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы 3.5.

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
ПС1	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки
	3.РУ среднего напряжения	Ячейки
	4.РУ низшего напряжения	Ячейки
	5.Компенсирующее устройство	Шт.
	6.Реактор	Шт.
	7.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.
	Итого по подстанции
ПС2
Итого по всем подстанциямЧkП

Если сооружаются подстанции блочного типа (КТПБ), то расчет капиталовложений в ПС удобно вести в форме таблицы 3.6.

Таблица 3.6. Расчет капиталовложений в КТПБ

Наименование ПС	Напряжение, кВ	Схема на стороне ВН	Количество и мощность трансформаторов (шт.ЧМВЧА)	Количество линейных ячеек согласно комплектации	Расчетная стоимость, тыс.руб.	Количество линейных ячеек согласно проекту	Скорректированная стоимость КТПБ, тыс.руб.
				СН	НН		СН	НН
ПС1 и т.д.
Итого по всем КТПБЧkП

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения:

где - суммарная установленная мощность трансформаторов всех подстанций сети, МВЧА; определяется в п. 1.2. по формуле (2).

3.2 Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала

Оперативное, техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше, подстанции напряжением 35 кВ и выше, распределительные сети 0,4-20 кВ) могут осуществляться по трем формам организации - функциональной, территориальной и смешанной.

При функциональной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт каждой группы электроустановок осуществляется соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.

При территориальной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт одной или нескольких групп электроустановок осуществляют районы электрических сетей. Функции планирования, контроля и технического руководства районами электрических сетей по данной группе электроустановок возлагаются на производственно-технический отдел (по распределительным сетям - на службу распределительных сетей, а при ее отсутствии - на производственно-технический отдел), в котором организуются соответствующие группы специалистов.

При смешанной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт группы электроустановок или их части может осуществляться как по функциональной, так и по территориальным формам. Функции планирования, контроля и технического руководства деятельностью районов электрических сетей в части линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше возлагаются на соответствующие службы.

Выбор форм организации оперативного, технического обслуживания и ремонта должен осуществляться в зависимости от местных условий электрических сетей. В качестве основных применяются следующие формы организации:

для распределительных сетей 0,4-20 кВ - территориальная;

для оперативного и технического обслуживания подстанций напряжением 35 кВ и выше - территориальная и смешанная;

для ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше - функциональная;

для линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше - функциональная;

для рассматриваемых в курсовых работах и дипломных проектах электрических подстанций необходимо выбрать форму их оперативного обслуживания. В настоящее время в соответствии с приказом Минэнерго СССР №420 от 04.11.85 оперативное обслуживание подстанций осуществляется по трем формам, а именно:

- круглосуточное активное дежурство на щите управления;

- дежурство на дому;

- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Оперативное обслуживание подстанций 750-500 кВ и мощных системных подстанций 330-220 кВ осуществляется круглосуточно двумя электромонтерами в смене. Только для подстанций 50 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения предусматривается дежурство одного электромонтера в смене. Обслуживание остальных подстанций 330-220 кВ и 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 35-110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций по РЭС с оперативным обслуживанием подстанции.

Количество подстанций напряжением 35 кВ и выше, оперативное обслуживание которых осуществляется круглосуточно, не должно превышать 15% общего количества подстанций в энергосистеме.

Оперативное обслуживание подстанций 35-110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 35-110 кВ, которые удалены от других подстанций на расстояние более 30-40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше по энергосистеме.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35-110 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 35 кВ и выше.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35-110 кВ и ПС 220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, расположенных в промышленных районах, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие только подстанции (ОВБ ПС).

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 35-220 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.

Оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей 0,4-20 кВ осуществляется ОВБ совместно с оперативно-техническим обслуживанием подстанций 35-110 кВ (ОВБ ПС и ПС). Протяженность линий 0,4-20 кВ, которые обслуживаются ОВБ РС и ПС, составляют около 80% общей протяженности линий 0,4-20 кВ энергосистемы.

Оперативно-выездные бригады, обеспечивающие оперативное и техническое обслуживание только распределительных сетей 0,4-20 кВ (ОВБ РС), предусмотрены для тех РЭС, на территории которых подстанции 35-110 кВ в основном имеют промышленных потребителей и поэтому оперативное и техническое обслуживание их производится отдельно от распределительных сетей.

Работа ОВБ РС и ПС или ОВБ РС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха, круглосуточной с дежурством на дому или в одну-две дневных смены с передачей оперативного обслуживания закрепленных устройств на остальное время ОВБ, работающей круглосуточно.

В ночное время в РЭС работает одна (две) ОВБ РС и ПС или ОВБ РС.

Выполнение работ по техническому обслуживанию линий напряжением 35 кВ и выше 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%.

Для электрических сетей расположенных в районах Крайнего Севера, нормативная численность персонала, кроме того, должна быть увеличена на 8%;- для расположенных в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, - на 5%; а в остальных районах севера, где установлены районные коэффициенты и процентная надбавка к зарплате, - на 2%.

Пределы числовых показателей, в которых указано «до», следует понимать «включительно».

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

Оперативное и техническое обслуживание и ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше

Нормативная численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ, должна определяться по приложению 37 в зависимости от уровня напряжения на высшей стороне ПС и от количества присоединений с выключателями напряжением 6 кВ м выше (т.е. на всех уровнях напряжения ПС). Этот расчет удобно выполнять в виде таблицы 3.7.

Таблица 3.7. Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование ПС	Напряжение на высшей стороне, кВ	Количество присоединений с выключателями 6 кВ и выше, шт	Норматив численности рабочих на одну ПС, чел./ 1ПС
ПС1 и т.д.			и т.д.
Итого

Расчет ведется для всех ПС и в итоге определяется нормативная суммарная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС по сети и в целом:

Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций должна быть откорректирована в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент определяется по приложению 41) и объемом по группам устройств (коэффициент определяется по приложению 44), т.е.

Если для проектируемых подстанций сети принимается обслуживание ОВБ, а получилось меньше 8 человек, то можно принять условие, что ОВБ, кроме проектируемых подстанций, будет обслуживать еще подстанции, не рассматриваемые в проекте (работе), или что ОВБ будут работать одну-две дневные смены с передачей обслуживания в остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.

Кроме численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС, надо определить численность рабочих по ремонту подстанций.

Нормативные численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше приведены в приложении 38 и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т.д.). Расчет удобно вести в виде таблицы 3.8. для каждой ПС рассчитываемой сети.

Таблица 3.8. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование устройств ПСi	Напряжение, кВ	Нормативная численность на 100 устройств, чел.	Количество устройств, шт.	Нормативная численность рабочих, чел.
1.Силовой трансформатор (автотрансформатор)
2.Присоединение с выключателем на: ВН
СН
НН
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем
4.Синхронный компенсатор
5.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)
Итого по ПСi

Аналогично производится расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций и определяется суммарная нормативная численность ремонтников по всем ПС сети



К нормативной численности рабочих по ремонту подстанций должны быть применены коэффициенты (см. приложение 41), (см. приложение 44) и еще коэффициент, учитывающий трудозатраты на проезд (определяется по приложению 42), т.е.

Обратите внимание, что коэффициенты k₁ и k₃ для рабочих по оперативному и техническому обслуживанию и для рабочих по ремонту ПС находятся в одних и тех же приложениях, но в разных столбцах и, как правило, отличаются друг от друга.

Значение коэффициента зависит от среднего расстояния от базы ремонтного персонала до подстанций (в км.). Среднее расстояние определяется для ремонтной бригады путем деления суммы расстояний от базы до всех подстанций сети на количество подстанций напряжением 35 кВ и выше.

Далее надо определить суммарную численность всех рабочих на подстанциях сети

Ремонт и эксплуатация линий электропередачи

Для ремонта и эксплуатации линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше создаются специализированные бригады. Централизованное обслуживание линий позволяет механизировать значительную часть работ, обеспечивает экономию материальных и трудовых ресурсов, способствует повышению качества ремонтов, повышает производительность труда.

Нормативная численность рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий напряжением 35 кВ и выше определяется по нормативной численности, приведенным в приложении 39. Она зависит от уровня напряжения, количества цепей, материала опор, длины линий. Расчет рекомендуется вести в форме таблицы 3.9.

Таблица 3.9. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий напряжением 35 кВ и выше

Обозначение ВЛ или ее порядковый номер	Напряжение, кВ	Количество цепей на опоре, шт.	Материал опор	Норматив численности на 100 км, чел./100 км	Длина линии, км	Нормативная численность рабочих, чел.
1-2 и т.д.						и т.д.
Итого	=

К нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ напряжением 35 кВ и выше должны применяться корректирующие коэффициенты определяемые соответственно по приложениям 41, 43, 44. Тогда

Нормативная численность рабочих по ремонту и техническому обслуживанию кабельных линий электропередачи определяется по нормативам численности приложения 40 в зависимости от напряжения и протяженности линий и сводится в таблицу 3.10.

Таблица 3.10. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию кабельных линий

Обозначение КЛ или ее порядковый номер	Напряжение, кВ	Норматив численности на 100 км, чел./100 км	Длина линии, км	Нормативная численность рабочих, чел.
1-2 и т.д.				и т.д.
Итого

И вновь численность должна быть откорректирована путем введения коэффициентов определенных по приложениям 41, 43, 44, т.е.

Для всех линий электропередачи проектируемой сети будем иметь

Оперативное и техническое обслуживание, ремонт распределительных сетей напряжением 0,4 - 20 кВ

Обслуживание распределительных сетей производится оперативно-эксплуатационными бригадами. Если в состав проектируемой сети входит распределительная сеть 0,4-20 кВ, то численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей, должна определяться по приложениям 45 и 46 по количеству устройств, закрепленными за районами электрических сетей (РЭС), с учетом плотности распределительных сетей 0,4-20 кВ определяется путем деления протяженности в км ВЛ напряжением 0.4-20 кВ, закрепленных за РЭС, на площадь территории РЭС в тыс.км². Этот расчет удобно свести в таблицу 3.11.

Таблица 3.11. Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ВЛ 0,4-20 кВ, ТП и РП при плотности района сети? км/тыс.км²

Наименование	Количество, км или шт.	Норматив численности на 100 км или 100 шт., чел./100 ед.	Нормативная численность рабочих, чел.
1. ВЛ 6-20 кВ на металлических и ж/б опорах
2. ВЛ 6-20 кВ на деревянных опорах с ж/б пасынками
3. ВЛ 6-20 кВ на деревянных опорах
4. ВЛ 0,4 кВ на ж/б опорах
5. ВЛ 0,4 кВ на деревянных опорах с ж/б пасынками
6. ВЛ 0,4 кВ на деревянных опорах
7. ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором
8. ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с двумя трансформаторами
9. МТП 6-20/0,4 кВ
10. МТП 35/0,4 кВ
Итого

На рассчитанную нормативную численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию РЭС должны накладываться уточняющие коэффициенты определяемые по приложениям 41 и 44, т.е.

Численность рабочих, осуществляющих ремонт распределительных сетей 0,4-20 кВ, должна определяться по приложениям 47 и 48 по количеству устройств (длине трассы линии), закрепленных за районами электрических сетей. Расчет численности рабочих по ремонту оборудования РЭС удобно свести в таблицу, аналогичную таблице 3.11, назвав ее «Расчет нормативной численности рабочих по ремонту ВЛ 0,4-20 кВ, ТП и РП». Итогом расчета должно быть определение суммарной численности рабочих по ремонту оборудования РЭС.

С учетом корректирующих коэффициентов определенных соответственно по приложениям 41,43, 44,

Далее определяется суммарная численность всех рабочих по распределительным сетям

Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и проведение электроизмерений

Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики и проведение электроизмерений, рекомендуется рассчитать используя приложение 49. Показатель «Суммарное количество устройств релейной защиты и электроавтоматики в электрических сетях» определяется по согласованию с консультантом по разделу «Релейная защита» дипломного проекта после выполнения этого раздела. «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» должно быть откорректировано в зависимости от количества сложных и простых защит в электрической сети. К простым защитам и устройствам должны относиться: МТЗ (кроме направленных) и токовые отсечки; защиты минимального и максимального напряжения без контроля перетока мощности; дифференциальные токовые отсечки и защиты с реле РНТ; трехфазные простые АПВ и АВР; газовые защиты; устройства защит от замыкания на землю. Все остальные устройства РЗАИ должны быть отнесены к разряду сложных. По полученным данным подсчитывается отношение где N_C и N_П - количество соответственно сложных и простых устройств. Если где k₀ - оптимальное соотношение между простыми и сложными устройствами РЗАИ, принятое равным 0,15, то значение показателя «Суммарное количество устройств релейной защиты и электроавтоматики» рассчитывается по формуле

С учетом корректирующего коэффициента , определенного по приложению 41, получим

Далее может быть рассчитана нормативная численность рабочих по электросетевому хозяйству

Кроме численности рабочих, для управления, обслуживания и ремонта проектируемой электрической сети необходимо определить численность руководителей, специалистов и служащих (РСС). Для этого используются нормативы численности РСС, установленные министерством энергетики и приведенные в [4], приложения 4.2.1 - 4.2.34. Эти нормативы установлены по функциям управления в зависимости от влияющих факторов (объема электрических сетей, количества основных подразделений в электрической сети, суммарной мощности трансформаторов на ПС 35-110 кВ, суммарного количества присоединений с выключателями 6 кВ и выше на ПС 35 кВ и выше и т.д.). Суммарная нормативная численность РСС по электросетевому хозяйству определяется суммированием нормативной численности по трем составляющим:

- управление электрическими сетями (общее руководство, производственно-техническая деятельность, технико-экономическое планирование, организация труда и заработной платы, материально-техническое снабжение, подготовка кадров и т.д.);

- производственные службы (оперативно-диспетчерское управление; диспетчеры ПС; мастера и старшие мастера по обслуживанию и ремонту ПС напряжением 35 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и выше, средств релейной защиты, электроавтоматики, электроизмерений, средств диспетчерского и технологического управления и т.д.);

- районы электрических сетей (начальник района, главный инженер, инженеры ПТГ, диспетчеры, мастера и старшие мастера по ремонту ВЛ, ТП, КТП, МТП, РП, кабельных линий).

В курсовой работе и экономической части дипломного проекта, как правило, рассматриваются сравнительно небольшие по объему работ электрические сети, которые входят в состав предприятий электрических сетей. Для них при определении нормативной численности РСС можно ограничиться приблизительным расчетом, приняв численность РСС в размере 20-25% от общей численности рабочих электрических сетей, т.е.

Тогда численность промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей будет составлять, например, с учетом замечаний со с. 21



3.3 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети

Себестоимость - полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.

Проектные расчеты по себестоимости передачи и распределения электрической энергии рекомендуется производить по экономическим элементам. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам:

1. Материальные затраты.

2. Затраты на оплату труда.

3. Страховые взносы.

4. Амортизация основных фондов.

5. Прочие затраты.

3.3.1 Материальные затраты

Для электросетевых предприятий в элементе «Материальные затраты» отражаются :

- стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, реагентов, масел и т.д.;

- стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями или производствами и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.);

- стоимость горюче-смазочных материалов, бензина, дизельного топлива, керосин...