МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ ЗАОЧНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ (ВЗЭК)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

для экономической части дипломного проекта

РАСЧЕТЫ СРЕДНЕГОДОВЫХ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ

для студентов-заочников специальностей :

1001	«Электрооборудование электрических станций и сетей»
2102	«Автоматическое управление электроэнергетическими системами»

(ПОДЛЕЖИТ ВОЗВРАТУ)

Иваново 2002

Технико-экономические показатели работы подстанции определяются на основании данных задания на дипломный проект или по результатам расчетов в разделах, предшествующих экономической части дипломного проекта. Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы подстанции.

1. Технические показатели подстанции

   1. Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции

S = МВ*А, (1)

где - мощность i-го трансформатора (автотрансформатора) установленного на подстанции, МВ*А.

1.2. Объем подстанции в условных единицах

Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работ, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования 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 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 подстанции в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных элементов.

Расчет следует вести в форме таблицы 1.1, пользуясь приложением 1.

Таблица 1.1. расчет объема оборудования подстанции

Наименование оборудования ПС	Уровень напряжения, кВ	Количество ед. оборудования	Норматив, у.е.	Объем у.е.
1.Подстанция
2.Силовой трансформатор
3.Воздушный выключатель
4.Масляный выключатель
и т.д.
Итого по всей ПС				=

2. Энергетические показатели подстанции

   1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

= МВт, (2)

где - максимальная активная нагрузка i-го потребителя на соответствующем напряжении подстанции, МВт (по заданию). Здесь и далее индексом «мах» обозначены величины, относящихся к режиму максимальной нагрузки.

2. Годовой полезный отпуск электроэнергии

= МВт*ч, (3)

где - годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя, питающегося с шин подстанции, ч (по заданию).

3. Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов потери мощности определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах

 = nP_XXi + P_ki ² МВт, (4)

где n – количество параллельно включенных трансформаторов на подстанции, шт.;

P_Xxi – потери холостого хода в i-м трансформаторе (потери в стали), МВт;

P_ki – потери короткого замыкания в i-и трансформаторе, МВт;

S_нагр – суммарная максимальная нагрузка всех трансформаторов, МВ*А;

S_ном.Тi – номинальная мощность i-го трансформаторов, МВ*А;

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)

 = nP_XXi + МВт, (5)

где , , - потери мощности короткого замыкания (КЗ) в обмотках соответственно высшего, среднего и низкого напряжения i-го трансформатора (автотрансформатора) подстанции, МВт. Здесь и далее индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно обмоткам трансформатора (автотрансформатора) высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН);

S_нагр.В, S_нагр.С, S_нагр.Н –максимальная нагрузка соответственно на стороне ВН, СН и НН подстанции, МВ*А.

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН (Р_{к.В - С}), тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% S_ном.Т, потери отдельных обмоток равны:

Р_к.В=Р_к.С=Р_к.Н=0,5Р_{к.В – С}, МВт.

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

Р_к.В=0,5(Р_{к.В – С}+Р_{к.В – Н} - Р_{к.С – Н}) МВт; (6)

Р_к.С=0,5(Р_{к.В – С}+Р_{к.С – Н} - Р_{к.В – Н}) МВт; (7)

Р_к.Н=0,5(Р_{к.В – Н}+Р_{к.С – Н} - Р_{к.В – С}) МВт; (8)

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

S_ном.Н=k_выгS_ном.Т, (9)

определяются по формуле (5), где потери КЗ в обмотках ВН,СН,НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:

Р_к.В=0,5 МВт; (10)

Р_к.С=0,5 МВт; (11)

Р_к.Н=0,5 МВт; (12)

Если номинальная мощность обмотки НН S_ном.Н≠ S_ном.Т, то в формулы (10) – (12) вместо k_выг следует подставить значение , где Sном.Н- номинальная мощность обмотки низкого напряжения, МВ*А.

Коэффициент выгодности автотрансформатора

k_выг= , (13)

где - номинальные напряжения обмоток ВН и СН автотрансформатора, кВ.

При выполнении дипломного проекта подстанции на четыре напряжения суммарные потери мощности в трансформаторах  и суммарные потери энергии в трансформаторах определяются суммирование потерь в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах подстанции для варианта, принятого на основании технико-экономического расчета к проектированию.

4. Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов среднегодовые потери электроэнергии определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах ПС

² _i МВт*ч, (14)

где _i – годовое время максимальных потерь (сокращенно – время потерь) в i-м трансформаторе линии, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_{max i} и коэффициент мощности заданной нагрузки cos i, ч (см. приложения 2). Величина _i может быть определена и по эмпирической формуле

_i = ²*8760 ч; (15)

Тi – продолжительность работы i-го трансформатора, ч; обычно принимается Тi=8700-8760 ч;

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах) ПС

Тi+ МВт*ч, (16)

где определяются по соответствующим Т_{мах Вi}, Т_{мах Сi}, Т_{мах Нi} и cos_Вi, cos_Сi, cos_Нi аналогично описанному выше. Часто для упрощения принимают .

5. Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией

= + МВт; (17)

где - суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч,

(18)

6. Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией

= + МВт*ч, (18)

где - суммарные потери электрической энергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч.

7. Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок

cos_ср.взв = (19)

Значение cos  принимаются по исходным данным для дипломного проекта.

8. Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок

= *100% (20)

9. Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год

= *100% (21)

3. Экономические показатели подстанции

К экономическим показателям подстанции относятся:

- капитальные вложения в подстанцию;

- численность персонала, обслуживающего подстанцию;

- себестоимость трансформации и распределения электроэнергии.

1. Капитальные вложения в подстанцию

Расчет капитальных вложений ведется по укрупненным показателям стоимости, составленным на основе прейскуранстов и ценников на материалы и оборудование, а также нормативных документов и типовых проектов. Показатели учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

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

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

Таблица 3.1. Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости строительства подстанций

Объединенные энергосистемы	Коэффициент
Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Закавказья	1,0
Урала	1,1
Сибири	1,2
Дальнего Востока	1,3

Для удаленных районов Севера и Севера- Востока России ориентировочная стоимость строительства подстанции может быть уточнена введением коэффициента 1,5 – 2,0 (в отдельных случаях для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства – до 3,0).

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.

Стоимость указанных элементов приведена в приложениях 3 – 17 и зависит от уровня напряжения, мощности оборудования и других факторов.

По всем показателям стоимости приведены расчетные значения, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ.

Распределительные устройства

Стоимость ОРУ 35 -330 кВ по блочным и мостиковым схемам без выключателей, а также с выключателями в количестве не более трех, изображенным на рисунке 1, приведена в приложении 3 в целом по ОРУ.

Стоимости ОРУ 35 – 1150 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 4 в расчете на одну ячейку с выключателем. В этом случае для определения стоимости ОУР в целом необходимо стоимости ячеек умножить на их количество. Расчетная стоимость ячейки учитывает стоимости выключателя (отделителя, короткозамыкателя), разьединителей, 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 высококачественной связи учитываются при необходимости для линейных ячеек дополнительно по приложению 5.

Стоимости закрытых распределительных устройств 6 – 10 кВ даны в приложении 6.

Трансформаторы и автотрансформаторы

В приложениях 7 – 12 приведены стоимости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 35 – 1150 кВ, а в приложении 13 – стоимости регулировочных трансформаторов. В приложениях дана расчетная стоимость с выделением стоимости собственно трансформатора. Расчетная стоимость включает, кроме стоимости трансформатора , затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные констркуции и строительно-монтажные работы.

Компенсирующие устройства и реакторы

Стоимости синхронных компенсаторов приведены в приложении 14. 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 токоограничивающих, заземляющих дугогасящих ректоров даны соответственно в приложениях 15,16.

Постоянная часть затрат

Постоянная часть затрат по подстанции приведена в приложении 17 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, аккумуляторы батареи, подъездные и внутриплощадочные дороги, компрессорную, связи и телемеханики, маслохозяйство, канализацию, водопровод, наружное освещение и прочие общеподстанционные элементы).

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

Закрытые подстанции

Стоимость закрытых подстанций приведена в приложении 18. В РУ 110 кВ с системами шин предусматривается применение элегазового оборудования.

Расчет капиталовложений в подстанции, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами-изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы 3.2.

Таблица 3.2. Расчет капиталовложений в подстанцию

Наименование и тип элементов подстанции (статьи затрат)	Ед.измерения	Количество единиц измерения	Стоимость тыс. руб
			единицы	всего
1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.
2.РУ высшего напряжения	шт.или ячейки
3.РУ среднего напряжения	ячейки
4.РУ низкого напряжения	ячейки
5.Компенсирующее устройство	шт.
6.Реактор	шт.
7.Постоянная часть затрат	
8.Увеличение стоимости ячеек за счет высококачественной связи	
Итого подстанции
Итого по подстанциям с учетом коэффициента переоценки (х kπ)					КПС=

После расчета капиталовложений в подстанцию рассчитываются удельные капиталовложения:

= тыс. руб./МВ*А, (22)

где – суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции, МВ*А; определяется в п. 1.1 по формуле (1.)