Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  • Вид работы:
    Контрольная работа
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    318,26 Кб
  • Опубликовано:
    2015-11-20
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

Содержание

1. Технико-экономические показатели КЭС

. Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции

. Анализ технико-экономических показателей работы станции

. Технико-экономические показатели электрической сети

. Расчёт себестоимости передачи и распределения электрической энергии

. Сетевой график сооружения экспериментальной установки

Список используемой литературы

Приложение

1. Технико-экономические показатели КЭС


Капитальные вложения в строительство КЭС

Кст=[ Кгбл +(nбл-1)·Kпбл]·Крс·Кинф=[74+(4-1)∙36]·0,99∙100=18018 млн.руб

где Кгбл - капитальные вложения в головной блок, млн. руб. [2], таблица 1.

Кпбл - капитальные вложения в каждый последующей блок, млн.руб.[2],таблица 1.

nбл - число блоков;

Крс - коэффициент, учитывающий строительство [2],приложение 3;

Кинф- коэффициент, учитывающий инфляцию.

Удельные капитальные вложения

Куд = Кст / Nуст = 18018·106 / 1200·103 = 15015 руб/Квт.

где Nу - установленная мощность станции.

Годовая выработка электроэнергии КЭС

Wв= N уст ∙ h уст = 1200·7100 = 8,52 · 106 МВт ·ч,

где hy - годовое число часов использования установленной мощности.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Определяется на основании энергетической характеристики в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива.

Wсн= Wснхх n бл Тр + ρ Wв = 3,3·4·8000+0,027·8,52·106=0,34·106 МВт·ч

где n бл = количество установленных блоков;

Тр - число часов работы блока в течении года, принимается 7300-8000.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды

Ксн = Wсн /Wв 100 % = (0,34·106 / 8,52·106 ) 100 % = 3,99 %

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции

Wотп = Wв - Wсн = 8,52·106 - 0,34·106 = 8,18·106 МВт · ч

Годовой расход условного топлива.

Определяется по топливным характеристикам

Bу= 7,5∙4∙8000+0,293∙8,52∙106 =2,74·106 т.у.т.

где β хх - часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока, т/ч;

β - средний основной прирост расхода условного топлива;

∆ β - разность средних относительных приростов расхода топлива при нагрузках превышающих критическую, по сравнению с докритической нагрузкой, т/МВт∙ч;

N н - номинальная мощность блока, МВт.

Годовой расход натурального топлива

Bнг = Bуг 29330/ Qнр ·(1 + αпот/100) = 2,74 106 ·29330/ 24786 ·(1 + 1,3/100) = 3,28∙106 т.н.т./год

где Qнр - удельная теплота сгорания удельного топлива, гДж/кг [2]

α пот -норма потерь топлива при перевозке его вне территории станции

Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии.

bотпээ = Bуг /Wотп = 2,74·106 ·106 / 8,18 ·106 ·103 = 334,96 г.у.т. / кВт ч

КПД станции по отпуску электроэнергии.

ηотпээ =( 123/ bотпээ ) ·100% = (123/334,96) · 100% = 36,72 %

. Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции

Затраты на топливо Для станций, сжигающих твёрдое топливо

Итоп= (Цпр тр)·Вгн=(18,45+0,65)·100∙3,28∙106=6264,8·106 руб/год,

где, Цпр - оптовая цена одной тонны натурального топлива по прейскуранту в зависимости от вида топлива, руб/т.н.т, [2];

Цтр - цена транспортировки одной тонны натурального топлива на определенное расстояние, [2]; необходимо умножить на поправочный коэффициент Цена одной тонны условного топлива

Цут топгут=6264,8*106/3,28*106=1910 руб/тут

Затраты на зарплату, основную и дополнительную

Изп=1,1∙Чппп ·ЗП·Крзп =1,1∙1245∙150∙103=205,43·106 руб/год,

где Чппп - численность промышленно-производственного персонала, человек ЗП - среднегодовая зарплата

Крзп - районный коэффициент, учитывающий надбавку к зарплате [2].

Удельная численность эксплуатационного персонала КЭС

Чэксэкс/Nуст=445/1200=0,37 чел/МВт

Удельная численность промышленно-производственного персонала КЭС

Чпппппп/Nу=1245/1200=1,04 чел/МВт

- численность промышленно-производственного персонала станции, чел

Отчисления на социальное страхование и зарплаты производственных рабочих

Исоц=0,26·Изп=0,26·205,43·106=53,41·106 руб/год

Амортизационные отчисления

Иам=(Нам/100) ·Соб = (Нам/100) mоб·Кст = (5,6/100) ·0,43·18018·106= 433,87·106 руб/год

где mоб - коэффициент, зависящий от мощности блока,mоб = 0,43.

Ремонтный фонд

Ирем = (Нрем/100) ·Соб = (Нам/100) ·mоб·Кст = (7/100) 0,43·18018·106=542,34·106 руб/год

где - норма отчислений на ремонт оборудования, %

Для электростанций принимается: =5,6%; =7%.

Прочие расходы

Ипр=0,2·(Изпсоцамрем)=0,2·(205,43·106+53,41·106+433,87·106+542,34·106)=247,01·106 руб/год

Общие затраты по станции

Ист = Итоп+ Изп соц ам+ Ирем пр = (6264,8+205,43+ 53,41+433,87+542,34 +247,01) 106=7746,86·106 руб/год

Себестоимость отпускаемой электроэнергии

Sээтопст/Wотп=7746,86·106·102/8,18·106·103=94,7 коп/кВт·ч

Таблица 1 Структура себестоимости электроэнергии

Наименование элементов затрат

Годовые затраты, млн.руб./год

Затраты на кВт∙ч, коп.

Структура себестоимости, %

1

Затраты на топливо

6264,8

76,59

80,87

2

Затраты на зарплату

205,43

2,51

2,65

3

Затраты на социальное страхование

53,41

0,65

0,69

4

Амортизационные отчисления

433,87

5,3

5,6

5

Ремонтный фонд

542,34

6,63

7

6

Прочие расходы

247,01

3,02

3,19

7

Итого по станции

7746,86

94,7

100


Таблица 2 Сводная таблица технико-экономических показателей КЭС

Наименование показателей

Условное обозначение

Единица измерения

Величина

1 Установленная мощность станции

Nу

МВт

1200

2 Число часов использования установленной мощности станции

hу

час/год

7100

3 Годовая выработка электроэнергии

Wв

МВтч

8,52·106

4 Годовой отпуск электроэнергии

Wотп

МВтч

8,18·106

5 Удельный расход эл.эн. на СН

Kсн

%

3,99

6 Капитальные вложения в строительство станции

Kст

млн.руб

18018

7 Удельные капитальные вложения

Kуд

руб/кВт

15015

8 Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч

Вотп

гут/кВтч

334,96

9 КПД по отпуску эл.эн.

Iотп

%

36,72

10 Удельная численность промышленно-производственного персонала

Чппп

чел/МВт

1,04

11 Удельная численность эксплуатационного персонала

Чэкс

чел/МВт

0,37

12 Себестоимость отпущенной электроэнергии

Sотп

коп/кВтч

94,7

13 Цена одной тонны условного топлива

Цут

руб/тут

1910


. Анализ технико-экономических показателей работы станции

Таблица 3

Наименование величины

Усл. Обозн.

Единица измерения

Технико-экономические показатели

Отклонение ТЭП




расчетные

изменившиеся

Абсолютные (+/-)

%

1 Годовая выработка электроэнергии

W

8,52 ·106





2 Расход электроэнергии на собственные нужды

Wсн

0,34 ·1060,25 ·106-0,09 ·10626,47





3 Годовой отпуск электроэнергии

Wо

8,18 ·1068,27 ·106+0,09 ·1061,1





4 Годовой расход условного топлива

Bу

2,74 ·106





5 Годовой расход натурального топлива

Bн

3,28·106





6 Удельный расход условного топлива

334,96331,32-3,641,09






7 Коэффициент полезного действия

η

%

36,72

37,12

+0,4

1,1

8 Затраты на топливо

Ит

6264,8·106





9 Затраты на заработную плату

Изп

205,43·106





10 Отчисления на социальное страхование

Иотч

53,41·106





11 Затраты на амортизацию

Иа

433,87·106356,4∙106-77,47∙10617,86





12 Затраты на ремонт

Ирем

542,34·106





13 Прочие затраты

Ипр

247,01·106231,52∙106-15,49∙1066,27





14 Общие затраты станции

ΣИ

7746,86·1067653,9·106-92,96·1061,2





15 Себестоимость эл.эн.

S

94,792,55-2,152,27






Если Кс.н уменьшиться на 1%,а На уменьшится на 1%

Кс.н=3,99-1=2,99%, На=5,6-1=4,6%

Wсн= (Wв∙Кс.н)100%=(8,52∙106∙2,99)∙100%=0,25∙106 МВт∙ч

Wотп = 8,52·106 - 0,25·106 = 8,27·106 МВт ч

Вотпээ=( 2,74∙106∙106)/(8,27∙106∙106)=331,32 г.у.т./год

ηотпээ=(123/331,32)∙100%=37,12%

Иам= = (4,6/100)∙0,43∙18018∙106=356,4∙106 руб./год

Ипр=0,2∙(205,43∙106+53,41∙ 106+542,34∙106)=231,52∙106 руб./год

Ист=6264,8+205,43+53,41+356,4+542,34+231,52=7653,9 руб/год,

Sээтоп=7653,9·106·102/8,27·106·103=92,55 коп/кВт·ч

При уменьшении Ксн на 1%, уменьшаются следующие показатели: расход эл.эн на собственные нужды; удельный расход условного топлива, и увеличатся: годовой отпуск эл.эн ; КПД. При уменьшении На на 1% уменьшатся следующие показатели: затраты на амортизацию; прочие затраты; общие затраты станции; себестоимость эл.эн.

4. Технико-экономические показатели электрической сети


Таблица 4 Капитальные вложения в электрическую сеть. Капитальные вложения в воздушные линии электропередач

Обознач. линии

Напряж. кВ

Район по гололеду

Марка провода

Кол-во цепей

Тип опор

Длина линии км

Стоимость, тыс. руб.








1км

всего

1

110

II

АС185/29

1

железобетонные

47

1290

60630

2

110

II

АС240/32

1


102

1400

142800

3

110

II

АС240/32

1


100

1400

140000

4

35

II

АС150/24

2


25

2000

50000

Итого по всем ВЛ






247

6090

393430


Средние капитальные вложения в воздушные линии для каждого уровня напряжения отдельно

               I=n

Ксрудвл/∑l=343430/249=1379,24 тыс.руб./км

                i=1

                I=n

Ксрудвл/∑l=50000/25=2000 тыс.руб./км

                i=1

Таблица 5 Капитальные вложения в подстанцию

Наименование и тип элементов подстанции

Единицы измерения

Количество

Стоимость, тыс.руб.




Единицы

всего

ПС28: 1 Трансформатор

шт

2

10900

21800

2 РУВН

ячейка

7

35∙100

24500

3 РУНН

ячейка

29

2,3∙100

6670

4 Постоянная часть затрат


1

280∙100

28000

ПС35: 1 Трансформатор

шт

2

16600

33200

2 РУВН

шт

1

120∙100

12000

3 РУСН

ячейка

7

9∙100

6300

4 РУНН

ячейка

17

2,3∙100

3910

5 Постоянная часть затрат


1

250∙100

25000

ПС29: 1 Трансформатор

2

6120

12240

2 РУВН

шт

1

15,6∙100

1560

3 РУНН

ячейка

10

2,3∙100

2300

Итого




184480


Средние удельные капитальные вложения в подстанции

Ксрудпс/∑Sтр=184840/272=678,24 тыс. руб./МВА

Капитальные вложения в сеть

Ксети= Квлпс=393430+184480=577910 тыс.руб.

Таблица 6 Расчёт нормативной численности персонала сетевого предприятия

Обозначение линии

U, кВ

Количество цепей на опоре

Материал опор

Нормативная численность на 100 км, чел/км

Длина. км

Нормативная численность, чел

С-ПС28

110

1

ж/б

0,72

47

0,34

ПС28-ПС35

110

1

ж/б

0,72

102

0,73

С-ПС35

110

1

ж/б

0,72

100

0,72

ПС35-ПС29

35

2

ж/б

0,94

25

0,24

Итого





247

2,03


Средняя удельная численность персонала ЛЭП для каждого уровня напряжения отдельно


Таблица 7 Численность персонала по оперативному и техническому обслуживанию ПС

Наименование подстанции

Uвн,, кВ

Количество присоединений с выключателями 6 кВ и выше

Нормативная численность рабочих ПС

Количество однотипных ПС, шт

Нормативная численность рабочих

ПС28

110

36

10,2

1

10,2

ПС35

110

27

10,2

1

10,2

ПС29

35

12

11,64

1

11,64

Итого





32,04


Средняя удельная численность персонала ПС


Корректировка расчетной нормативной численности в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент К1 выбираем по [3],), объемом работ (коэффициент К2 выбираем по[3],)

Корректировка численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции


Корректировка численности персонала по оперативному и техническому обслуживанию ЛЭП.


Общая численность персонала сети:


5. Расчёт себестоимости передачи и распределения электрической энергии

электроэнергия себестоимость станция шина

Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии производится по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо и воду. Кроме того, передача и распределение электрической энергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и при трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек.

Исетиэксплпот

Иэкспл - суммарные затраты электро-сетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание.

Иэксплаоб.рем.

Иа - ежегодные издержки на амортизацию;

Иоб.рем - издержки на обслуживание и ремонт;

Ипот - суммарная стоимость потерь электроэнергии в сети.

На предпроектной станции расчет затрат электро-сетевых хозяйств можно вести по укрупненным показателям. Затраты на амортизацию.

Иа=Hа вл/100∙Квл+Hа пс/100∙Кпс=2/100∙393430+3,5/100∙184480=14325,4 тыс.руб.

Hа вл=2%;

Hа пс=3,5%;

Квл, Кпс - капитальные вложения для ЛЭП и ПС, тыс.руб

Затраты на обслуживание и ремонт.

Иоб.рем.=

=0,8%;

=5,9% - для 110 кВ;

=4,9% - для 220 кВ и выше.

Стоимость потерь электроэнергии в сетях

Ипот=∆Wпот∙Тпот∙102=51125∙94,7 ∙10-2=48415,38 тыс. руб.

Тпот - стоимость 1 кВт∙ч потерянной энергии в сети.

В проекте величина электроэнергии может быть определена:

∆Wпот=

 - относительное значение потерь электроэнергии.

Величина  колеблется в различных системах в значительных пределах (от 4 - 5% до 14 - 15%) в зависимости от плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы и других факторов. Среднее значение % в последние годы 5% от поступления электроэнергии в сеть.

+20∙5400=1022500 МВт∙ч

Pmaxi - максимальная нагрузка потребителя, МВт∙ч;

Tmaxi - число часов использования максимальной нагрузки, ч/год.

Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение электроэнергии по сети

Исетиаоб.ремпот=14325,4+14031,76+48415,38 =76772,54 тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети

Sперсети/Wпотр.отп.= 76772,54 ∙103∙102/1022500∙103=7,51 коп/кВт ч

Таблица 8.

Наименование затрат

Затраты Тыс.руб/год

Затраты на 1 кВт∙ч.,коп.

Структура себестоимости, %

1 Затраты на амортизацию

14325,4

1,4

18,66

2 Затраты на обслуживание и ремонт

14031,76

1,37

18,28

3 Стоимость потерь электрической энергии в сетях

48415,38

4,74

63,06

Итого

76772,54

7,51

100


6. Сетевой график ремонта турбогенератора ГРЭС


Таблица 9 Сетевой график экспериментальной установки

Код

Наименование работ

t

0-1

Вытеснение водорода, определение утечек

3

0-2

Проточка контактных колец

47

1-2

Логическая связь

0

2-3

Разборка генератора со снятием щитов

73

2-4

Разборка и выемка газоохладителей

126

3-6

Электрические испытания обмоток

38

3-8

Ревизия масляных уплотнителей

97

4-5

Разборка и чистка газоохладителей

156

5-7

Сборка охладителей для опрессовки

48

6-9

Подготовка и вывод ротора

7

7-10

Опрессовка охладителей

124

8-14

Реконструкция и установка вкладышей масляных уплотнителей

91

9-11

Ревизия бандажей и расклиновка ротора

75

9-12

Уборка приспособлений для вывода ротора

20

10-16

Реконструкция и установка газоохладителей в генератор

190

11-13

Подготовка работы к опрессовке ротора

91

12-15

Ревизия обмотки ротора

255

13-17

Опрессовка ротора

70

14-19

Проверка сопрягаемых деталей и масляных уплотнителей

91

15-16

Ревизия активной стали и расклиновка пазов

47

16-18

Подготовка к опрессовке генератора

47

17-20

Электрические испытания ротора

27

18-21

Опрессовка статора генератора

27

19-28

Подготовка масляных уплотнений к сборке

70

20-22

Подготовка ротора к заводке

70

21-22

Разборка наружных щитов

47

22-23

Разборка преспособлений ,заводка ротора

40

23-24

Разборка генератора для предварительной центровки

27

24-25

Электрические испытания обмотки статора после ремонта

47

25-26

Предварительная центровка ротора

47

26-27

Сборка генератора для окончательной центровки

27

27-28

Окончательная центровка ротора

47

28-29

Окончательная сборка генератора

76

29-30

Опрессовка генератора

27

30-31

Сборка щёточного аппарата

27

31-32

Проверка защиты генератора

11


Таблица 10 Расчёт сетевого графика аналитическим методом

Код

T

РН

РО

ПО

ПН

R

r

0-1

3

0

3

47

44

44

0

0-2

47

0

47

47

0

0

0

1-2

0

3

3

47

47

44

44

2-3

73

47

120

324

251

204

0

2-4

126

47

173

173

47

0

0

3-6

38

120

158

362

324

204

0

3-8

97

120

217

795

698

578

0

4-5

156

173

329

329

173

0

0

5-7

48

329

377

377

329

0

0

6-9

7

158

165

369

362

0

7-10

124

377

501

501

377

0

0

8-14

91

217

308

886

795

578

0

9-11

75

165

240

554

479

314

0

9-12

20

165

185

389

369

204

0

10-16

190

501

691

691

501

0

0

11-13

91

240

331

645

554

314

0

12-15

255

185

440

644

389

204

0

13-17

70

331

401

715

645

314

0

14-19

91

308

399

977

886

578

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1

2

3

4

5

6

7

8

15-16

47

440

487

691

644

204

204

16-18

47

691

738

738

691

0

0

17-20

27

401

428

742

715

314

0

18-21

27

738

765

765

738

0

0

19-28

70

399

769

1047

977

578

578

20-22

70

428

498

812

742

314

314

21-22

47

765

812

812

765

0

0

22-23

40

812

852

852

812

0

0

23-24

27

852

879

879

852

0

0

24-25

47

879

926

926

879

0

0

25-26

47

926

973

973

926

0

0

26-27

27

973

1000

1000

973

0

0

27-28

47

1000

1047

1047

1000

0

0

28-29

76

1047

1123

1123

1047

0

0

29-30

27

1123

1150

1150

1123

0

0

30-31

27

1150

1177

1177

1150

0

0

31-32

11

1177

1188

1188

1177

0

0



Список используемой литературы


1 Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро Москва, Энергоатомиздат, 1985 г.

Методические рекомендации по расчёту среднегодовых технико-экономических показателей КЭС.

Методические рекомендации по расчёту среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети.

Приложение

Похожие работы на - Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!