База знаний студента. Реферат, курсовая, контрольная, диплом на заказ

Завдання

 

Розрахувати та проаналізувати основні техніко-економічні показники ПЕМ, а також визначити основне направлення на зниження витрат та собівартості передачі електроенергії. Географічне розташування пунктів та джерела живлення, а також данні про споживачів електричної енергії вибираємо з таблиці 1.

Таблиця 1. Варіанти вихідних даних для розрахунку

№	Розташування навантажень і електростанції					Потужність навантажень, МВт				Масштаб 1 см\1 км
	А	Б	В	Г	ЕС	А	Б	В	Г
51	к-3	г-8	д-3	и-6	е-0	25	15	11	21	1–8

0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
А
Б
В
Г								Б
Д		В
ЕС
Ж
З
И						Г
К			А
Л

Рисунок 1 – Розміщення пунктів споживання електроенергії

 

Вступ

Електроенергетика є базовою галуззю економіки України, від надійного і сталого функціонування якої значною мірою залежать темпи виходу України із скрутного економічного становища та енергетична безпека держави.

Електроенергетична галузь функціонує в особливих умовах. Процес постійного і безперервного в часі збалансування виробництва і споживання електроенергії забезпечується єдиним диспетчерським управлінням об'єднаною енергетичною системою України.

Тому у даній курсовій роботі я буду проектувати електричну мережу із врахуванням цих факторів.

Енергетичне виробництво пов'язане із такими процесами як виробництво енергії, її розподіл і споживання.

Сучасні електропостачальні системи промислових підприємств, міст, сільського господарства і транспорту повинні відповідати рівню розвитку технологій, обсягу споживання електричної енергії, забезпечувати показники якості електроенергії та відповідну до вимог споживача надійність за максимальної економічної ефективності. Практично на стадії проектування об'єкта в електропостачальну систему потрібно закладати такі технічні вирішення, які забезпечили б виконання згаданих умов. Завдання ускладнюється тим, що з часом попередні умови можуть змінюватись як в частині значень електричних навантажень, територіальному їх розташуванні, так і з боку енергосистеми, сторонніх споживачів тощо. До того ж деякі вихідні дані можуть бути задані з певним наближенням або просто відсутні. Тому розроблена електропостачальна система повинна бути досить універсальною і легко адаптуватись до деякої варіації вихідних умов з можливістю її подальшого розвитку.

Звідси випливають основні вимоги до електропостачальних систем, а отже й до їх проектування:

1.Максимальна економічна ефективність, з якою можна було б всі фактори врахувати в економічному еквіваленті, тобто кількісно. Оскільки це неможливо, існують інші вимоги.

2.Забезпечення показників якості електроенергії відповідно до чинних стандартів.

3.Надійність системи відповідно до категорії електроприймачів за надійністю електропостачання.

4.Простота та наочність схем, що забезпечує підвищення надійності експлуатації.

5.Гнучкість електропостачальної системи.

6.Придатність до розширення або реконструкції.

7.Максимальна електро-, пожежо – та вибухобезпека під час експлуатації.

8.Застосовування найсучасніших способів каналізації електроенергії, силових елементів та елементної бази захисту, автоматики, керування тощо.

Електроенергетика – інфраструктурна галузь, і від того, як вона функціонуватиме, залежать не лише економічні показники, від цього залежить життя і здоров’я населення країни, можливості суспільства нормально жити та працювати.

Останнім часом зроблено досить багато для реформування галузі електроенергетики. Деякі заходи вже дали свої результати, а деякі – ще ні. Тому перед державою стоїть ще ціла низка проблем, які вона має вирішувати як самостійно, так і з залученням неурядових організацій.

1. Вибір схеми електричної мережі

При виконанні даного розділу курсової роботи необхідно скласти два найбільш раціональні варіанти схем електропостачання району. З них, на основі попередніх розрахунків і критеріїв порівняльної економічної ефективності, ми виберемо найбільш економічний варіант. На рисунку 1 приведені 2 варіанти схем електричної мережі.

Рисунок 1.1 – Схеми електричної мережі

Проведемо техніко-економічне порівняння.

Для вибраних варіантів визначаються перетоки потужності на участках електричної мережі. Результати розрахунків заносяться у таблицю 1.1.

Визначимо довжини ділянок мережі за формулою:

L_ij =1,1·m_L··l_ij (км) (1.1)

де l_ij – довжина на карті між вузлами (см);

m_L – масштаб (км/см);

1,1 – коефіцієнт нелінійності траси.

Результати розрахунків заносимо до таблиці 1.1.

Наприклад, для лінії ЕС-В (першого варіанту схеми):       

L_ЕС-В = 1,1·m_L ·l_ij =1,1·8·3,2 = 28,16 (км)

Розрахунок потужності на головних ділянках проводимо за формулою:

S_ЕС1 =,                                            (1.2)

де S _i – повна потужність i -того навантаження на шляху від ЕС₁ до ЕС₂,

L _i2 – довжини ланок від i -того вузла до ЕС₂;

L _S – сума довжин ланок замкненої мережі.

Розрахунок першого варіанту схеми:

S_спА = 25 + j15,49 (МВА);

S_спБ = 15 + j9,3 (МВА);

S_спВ = 11 + j5,33 (МВА);

S_спГ = 21 + j10,17 (МВА).

Потокорозподіл на ділянках лінії (2-га схема):

Іншу схему розрахуємо аналогічно, а результати зведемо до таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Перетоки потужності по ділянках мережі

№сх.	Ділянка мер.	Довж.	Pділ, МВт	Qділ, МВАр	Sділ, МВА
	ЕС-В	28,16	26,000	14,624	29,869
	ЕС-А	44	46,000	25,664	52,745
І	Б-В	44,88	15,000	9,296	17,647
	А-Г	28,16	21,000	10,171	23,333
	ЕС-В	28,16	72,000	40,288	82,614
	Б-В	44,88	61,000	34,961	70,392
ІІ	Б-Г	47,52	46,000	25,664	52,745
	А-Г	28,16	25,000	15,494	29,412

По величині повної потужності у відповідності з економічними інтервалами потужності (таблиця 7.10 [3]) вибираємо марки проводів та клас номінальної напруги для ділянок мережі. За результатами вибору заповнюємо таблицю 1.2.

Економічно доцільна напруга залежить від багатьох чинників: потужності, навантажень, їхньої відстані від джерела живлення, розташування щодо один одного, обраної конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги і т.д.

Напругу вибираємо виходячи з попереднього розподілу потужності в елементах мережі, протяжності ділянок мережі і відповідно до формули Іларіонова, що дає задовільні результати для ліній будь-якої довжини і переданої потужності.

,                  (1.3)

де l_ij – довжина ділянки мережі, км;

P_ij – активна потужність ділянки ланцюга.

Розрахуємо напругу ділянки ЕС-В першого варіанту:

Отже приймаємо за номінальну напругу цієї лінії 110 кВ. Інші результати розрахунку заносимо до таблиці 1.2.

Переріз проводу вибираємо за методом економічних інтервалів за перетоками потужностей в лініях.

Отже, відповідно таблиці 2.1 [9], обираємо лінії електропередач з наступними параметрами:

-  номінальна напруга – 110 кВ;

-  тип опор – одно ланцюгові та дволанцюгові;

-  матеріал опор – залізобетон;

-  район ожеледі – IV;

-  марка та переріз проводу;

Для всіх інших ліній електропередач розрахунок виконуємо аналогічно.

 

І_розр = a₁×a_Т×I_S / n_л,                   (1.4)

де a₁ – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

a_Т – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Т_нб;

I_S(5) – сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії;

n_л – кількість ланцюгів лінії.

Результати розрахунку представлені в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 – Вибір проводів для ділянок електричної мережі та номінальної напруги

№ схеми	Кількість ланцюгів	Ділянка мережі по схемі	Sділ, МВА	Марка проводу	Напруга за формулою Іларіонова, кВ	Струм, А	Розрахунковий струм, А	Uном, кВ
1	2	ЕС-В	29,869	АС120/19	93,696	156,773	106,998	110
	2	ЕС-А	52,745	АС185/29	123,361	276,840	188,943	110
	2	Б-В	17,647	АС95/16	74,994	92,623	63,215	110
	2	А-Г	23,333	АС120/19	85,497	122,468	83,585	110
2	2	ЕС-В	82,614	АС240/32	138,042	433,613	295,941	110
	2	Б-В	70,392	АС240/32	138,509	369,463	252,159	110
	2	Б-Г	52,745	АС185/29	124,159	276,840	188,943	110
	2	А-Г	29,412	АС120/19	92,153	154,372	105,359	110

 

Розрахуємо втрати потужності в електричних лініях для кожного варіанта за формулою:

 (1.5)

                                    (1.6)

де r₀ – питомий опір провода;

L_i – довжина i-го участка.

Час втрат максимальної потужності визначається по формулі:

 (1.7)

де Т_нб – число годин використання максимального навантаження, год./рік.

Втрати електроенергії на транспорт розраховують для кожного варіанта

за формулою:

W_k = Р_k ·                                             (1.8)

Всі розрахунки зводимо в таблицю 1.3.

Таблиця 1.3 – Втрати потужності в електричних лініях

№ схеми	Довжина, км	Ділянка мережі по схемі	Марка проводу	r0, Ом/км	Sділ, МВА	ΔP, МВт
1	28,16	ЕС-В	АС120/19	0,249	29,869	0,25850
	44	ЕС-А	АС185/29	0,162	52,745	0,81944
	44,88	Б-В	АС95/16	0,306	17,647	0,17673
	28,16	А-Г	АС120/19	0,249	23,333	0,15775
	Всього втрати ΔPк, МВт					1,412
	Річні втрати ΔWк, МВт*год					6485,5232
2	28,16	ЕС-В	АС240/32	0,121	82,614	0,96098
	44,88	Б-В	АС240/32	0,121	70,392	1,11191
	47,52	Б-Г	АС185/29	0,162	52,745	0,88499
	28,16	А-Г	АС120/19	0,249	29,412	0,25064
	Всього втрати ΔPк, МВт					3,208
	Річні втрати ΔWк, МВт*год					14732,8804

Визначимо капіталовкладення у спорудження електричної мережі для вибраних варіантів схеми. Вони складаються із вартості підстанцій і вартості ліній електропередач. У вартість обладнання підстанції входить вартість комірок вимикачів на стороні вищої напруги і вартість трансформаторів. При цьому використовуються укрупнені показники вартості [4]. Усі дані по капіталовкладенням заносимо до таблиці 1.4.

При визначенні капіталовкладень скористаємось довідниковими даними вартості спорудження ЛЕП 110 кВ з [3] (ціни, що в довіднику приймаємо в доларах США):

Таблиця 1.4 – Визначення капіталовкладен

№ схеми	Довжина, км	Діл. мережі по схемі	Марка проводу	Вартість ПЛ, Тис$/км	Вартість ПЛ, Тис$	Курс, $/грн	Вартість ПЛ, Тис.грн
1	28,16	ЕС-В	АС120/19	22,4	630,784	8,1	5109,3504
	44	ЕС-А	АС185/29	15,2	668,8		5417,28
	44,88	Б-В	АС95/16	23,3	1045,70		8470,2024
	28,16	А-Г	АС120/19	22,4	630,784		5109,3504
	Повна вартість ПЛ						24106,183
2	28,16	ЕС-В	АС240/32	27	760,32	8,1	6158,592
	44,88	Б-В	АС240/32	27	1211,76		9815,256
	47,52	Б-Г	АС185/29	15,2	722,304		5850,6624
	28,16	А-Г	АС120/19	22,4	630,784		5109,3504
	Повна вартість ПЛ						26933,86

1.1  Вибір трансформаторних підстанцій

Капіталовкладення підстанцій включають в себе вартість вимикачів та вартість трансформаторів, з [3] виберемо трансформатори для пунктів схеми, враховуючи потужності вузлів навантаження і перетоки потужності.

Виконаємо вибір трансформаторів для кожного пункту.

Пункт А:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (1.9)

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.

Аналогічно проведемо розрахунок для інших пунктів навантаження.

Пункт Б:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТДН-16000/110.

Пункт В:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТДН-10000/110.

Пункт Г:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.

Таблиця 1.5 – Капіталовкладення підстанцій

Підст.	Sном, МВт	Марка трансформатора	Ціна тр-ра	К-сть тр-рів	Вартість трансформ. Тис.грн
А	25	ТРДН-25000/110	84	2	1360,8
Б	16	ТДН-16000/110	63	2	1020,6
В	10	ТДН-10000/110	54	2	874,8
Г	25	ТРДН-25000/110	84	2	1360,8
Повна вартість трансформаторів					4617

Вартість вимикачів визначаеться по кількості приеднань в схемі та ціні одного вимикача. В першому варіанті 28 вимикачів і в другому – 28, вартість одного вимикача – 42 тис. у.о. Отже вартість встановлених вимикачів у схемах №1 і №2 буде становити відповідно 9525,6 (тис. грн.) та 9525,6 (тис. грн.).

Вартість підстанцій в схемах складають:

К_Під1=К_тр+К_вим1=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн);

К_Під2=К_тр+К_вим2=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн).

Капіталовкладення по різним схемам складають:

К1 = К_ПЛ1+ К_Під1 = 39892,564+13948,2 = 53840,764 (тис. грн);

К2 = К_{ПЛ 2}+ К_Під2 = 37239,523+14288,4 = 51527,923 (тис. грн).

Визначимо щорічні витрати на амортизацію і обслуговування мережі:

,                      (1.12)

де К_леп, К_п/ст. – капітальні вкладення відповідно в ЛЕП і підстанцію;

а_ал, а_крлеп – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт ліній електропередач, % (а_ал= 5%, а_крлеп = 8%);

а_о/пс, а_крпс – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт п/ст, % (а_о/пс = 15%, а_крпс = 3%);

Визначимо щорічні витрати на покриття втрат електроенергії:

                                   (1.13)

d – коефіцієнт, що враховує підвищення вартості електроенергії в залежності від віддалення мережі від джерела живлення (d =1,1);

a – питомі затрати, пов’язанні з необхідністю розширення електростанцій для компенсації втрат потужності в мережі, грн../кВт (a=1000 грн /кВт);

К_м – коефіцієнт співпадання розрахункового навантаження мережі з максимумом енергосистеми (К_м=1);

DР_нб – втрати активної потужності в режимі максимальних навантажень, кВт;

b – середня питома собівартість електроенергії, що втрачається в мережі, грн../кВт·год (b=0,14 грн./кВт×год);

W – втрати електроенергії за рік, кВт×год.

Схема №1:

 (тис. грн);

Схема №2:

 (тис. грн).

Затрати на відшкодування втрат електроенергії в мережі включаються в щорічні витрати на експлуатацію мережі:

 

И_Σ=И+З_втрат.                                             (1.14)

Схема №1:

И_S =5679,471+1554660,48 = 1560339,956 (тис. грн);

Схема №2:

И_S = 6047,069+3531654,49 = 3537701,558 (тис. грн).

Вибираємо першу схему мережі, так як цей варіант економічно доцільніший.

2. Характеристика району електромережі

 

Електрична мережа, що проектується призначена для електропостачання району. Номінальна напруга мережі 110 кВ. В пунктах живлення передбачено встановлення двох трансформаторів 110/10 кВ

Технічні характеристики ЛЕП і підстанцій представлені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Технічна характеристика ЛЕП

Назва ЛЕП	Доажина, км	Uном, кВ	Марка і переріз провода	X0, Ом/км	R0, Ом/км	Матеріал опор	Кількість ланцюгів
ЕС-В	28,16	110	АС120/19	0,414	0,249	залізобетон	2
ЕС-А	44	110	АС185/29	0,413	0,162	залізобетон	2
Б-В	44,88	110	АС95/16	0,434	0,306	залізобетон	2
А-Г	28,16	110	АС120/19	0,414	0,249	залізобетон	2

Таблиця 2.2 – Технічна характеристика підстанцій

Тип трансформатора	Pном, МВт	Uном, кВт		Uk, %	DPk, кВт	DPx,кВт	Іх, кВт	Rтр, Ом
		ВН	НН
ТРДН-25000/110	25	115	10,5	10,5	120	27	0,7	2,54
ТДН-10000/110	10	115	10,5	10,5	60	14	0,7	7,95
ТДН-16000/110	16	115	10.5	10.5	85	19	0,7	4,38

Визначимо площу району. Для цього схему району нанесемо на міліметрівку, крайні точки району обведемо замкненою лінією, що встановлює територію району. Вона займає площу 3024 (км²).

3. План відпуску електроенергії споживачам

В даному розділі нам необхідно визначити загальну кількість отриманої від електростанцій та відпущеної споживачам електроенергії. Кількість відпущеної споживачам електроенергії визначається по формулі, кВт×год:

 (3.1).

(кВт.год).

Необхідно також розрахувати втрати електроенергії в розподільчих мережах, які повинні бути додані до втрат в основних мережах та трансформаторах, що розраховані в розділі1.

Втрати в розподільчих мережах розраховуються по формулі, кВт×год:

 

DА=(S²_max /U²⁾×r₀× l×t×n,                                (3.2)

де n – кількість комірок на стороні НН запроектованої підстанції;

l – середня довжина ліній 10 кВ.

Припускаємо, що ЛЕП-10кВ передає потужність в середньому 3 МВА на відстань 8 км, провід АС-50 (r₀=0.603 Ом/км), тому комірок на всіх підстанціях буде 28 шт.

Результати розрахунку втрат електроенергії в мережах і трансформаторах заносимо в таблицю 3.1, та таблицю 3.2.

Таблиця 3.1 – Втрати потужності і енергії в ЛЕП

Ділянка мережі	Uном	Sділ, МВА	R, Ом	Δ, год. рік	ΔP, МВт	ΔА, кВт.год
ЕС-В	110	29,869	3,50592	4591,782	0,2585	45731,00411
ЕС-А	110	52,745	3,564		0,8194	142601,931
Б-В	110	17,647	6,86664		0,1767	15962,68213
А-Г	110	23,333	3,50592		0,1578	27907,1039
Всього					1,4124	232202,7212

Таблиця 3.2 – Втрати потужності та енергії в розподільчій мережі

Вузол	n	Uном	Sм, МВА	R, Ом	Δ, год. рік	ΔP, МВт	ΔА, кВт.год
А	10	10	29,41	48,24	4591,782	417,301	1149693,18
Б	6	10	17,65	28,944		90,137	275926,36
В	4	10	12,22	19,296		28,825	264715,20
Г	8	10	23,33	38,592		210,112	1205985,56
Всього						746,375	2896320,30

Таблиця 3.3 – Втрати потужності та енергії в трансформаторах

Трансформатор	ПС	Sнав, МВА	, МВА	cosφ	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Δ, годрік	ΔРпс, кВт	ΔА, кВт.год
ТРДН-25000/110	А	29,41	25	0,85	120	27	4591,782	137,0	629280,652
ТДН-16000/110	Б	17,65	16	0,85	85	19		89,70	411884,512
ТДН-10000/110	В	12,22	10	0,9	60	14		72,81	334349,739
ТРДН-25000/110	Г	23,33	25	0,9	120	27		106,2	487953,342
Всього								405,8	1863468,244

                      (3.4)

Втрати енергії в трансформаторах визначимо за формулою:

 

DА=DР_п/ст Δτ,                                (3.5)

Отриману від енергосистеми електроенергію визначаємо додаванням до загальної кількості відпущеної енергії сумарних втрат (включаючи втрати в розподільчих мережах) за формулою, кВт×год:

 (3.6)

де DА^он_леп – втрати енергії в лініях основної напруги.

n – кількість трансформаторів у вузлі.

 

4. Розрахунок об'єму ремонтно-експлуатаційного обслуговування

 

Для визначення об’єму ремонтно-експлуатаційного обслуговування необхідно скласти повний перелік обладнання і споруд ПЕМ у відповідності з номенклатурою (додаток 2,3. [4]).

Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування розраховується по нормативах в умовних одиницях, які наведено в дод. 2,3. Дані розрахунку заносимо в таблицю 4.1, в якій виділяємо проміжні підсумки по ЛЕП і підстанціях. Крім того, до підсумку об’єму ремонтно-експлуатаційного обслуговування добавляється 10% (для обліку не включеного в перелік обладнання зв’язку, а також робіт по договорах зі споживачами енергії).

Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування визначимо в умовних одиницях, використовуючи дані з [4], та занесемо результати розрахунку у таблицю 4.1.

Для ЛЕП-10кВ:

Кільк.ум. од.= Кільк.од. вим.· Кільк. ум. од. на од (4.1)

Кільк.ум. од.=224·2,1=470,4 (ум. од.)

Таблиця 4.1 – Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування в умовних одиницях

Назва обладн.	Один.вим.	Кільк. ум. од. на од.	Кільк.од. вим.	Кільк.ум. од.
ЛЕП-110кВ	км	1,0	145,2	145,2
ЛЕП-10кВ	км	2,1	224	470,4
Приєдн. 110кВ	шт.	9,6	28	268,8
Силові тр-ри	шт.	22,0	8	176
ТП	шт.	3,5	4	14
РП-10 кВ	одне приєдн.	2,2	28	61,6
Всього				1136

Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування з урахуванням обладнання зв’язку:

1136· 1,1 = 1249,6 (у.о.)

Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування в одиницях приведеної потужності:

1136· 0,01 = 11,36 (прив. МВт)

5. Розрахунок суми капітальних вкладень в основні фонди ПЕМ

 

Суму капітальних вкладень, або балансову вартість основних фондів визначаємо по укрупнених показниках їх вартості, взятих з [3].

Вартість ОФ = Кількість од. виміру · Ціна за од (5.1)

Для комірок ВРП:

Вартість ОФ = 28·340,2=9520 (тис. грн.)

Дані розрахунку заносимо в таблицю 5.1.

Таблиця 5.1 – Балансова вартість основних фондів ПЕМ

Назва обладнання і споруд	Одиниця виміру	Ціна за од., тис. грн	Кількість од. виміру	Вартість ОФ, тис. грн
Підстанція
Трансформатори	шт.	84·8,1=680,4 54·8,1=437,4 63·8,1=510,3	4 2 2	2721,6 874,8 1020,6
Комірки ВРП	шт.	42·8,1=340,2	28	9520
Пост. част. витр.	шт.	290·8,1=2349	5	11745
ЗРП	шт.	70·8,1=567	4	2268
Всього:				28155,6
ЛЕП
ЕС-Б	км	22,4·8,1=181,44	28,16	5109,35
ЕС-Г	км	15,2·8,1=123,12	44	5417,28
Б-В	км	23,3·8,1=188,73	44,88	8470,202
А-В	км	22,4·8,1=181,44	28,16	5109,35
ЛЕП-10кВ	км	6,5·8,1=52,65	224	11793,6
Всього:				35899,7832
В цілому:				64055,3832
Засоби зв’язку (5%)				3202,769
Разом				67258,15236

Вартість ремонтно-виробничої бази і житлових будинків визначаємо в залежності від загального об’єму ремонтно-експлуатаційного обслуговування по таблиці 4.1 [4]. Для вибраного варіанта приймаємо тип РВБ-V (об’єм обслуговування від 1000 до 3000 ум. одиниць:

Вартість РВБ:

– Всього:

160 тис. · 2 = 320 (тис. грн.);

– В т.ч. обладнання:

52 тис. · 2 = 104 (тис. грн.);

– Вартість житлових будинків:

48 тис. · 2 = 96 (тис. грн.).

Кількість машин і механізмів, що використовуються для ремонту і експлуатації ліній і підстанцій (машин, автокранів підйомників, тракторів, телескопічних вишок і т. п.) приймається в залежності від питомої густини електромереж по нормативах, що наведені в таблиці 4.1 [4]

Для вибраного варіанту густина мереж складає:

(1136/3024) · 1000 = 375,661 у.о на 1000 км²,

Тому кількість машин на 100 у.о вибираємо рівну 0,6

0,6 · 11,36 = 6,816;

Приймаємо 7 машин.

Вони будуть коштувати:

7 · 132 тис. = 924 (тис. грн.).

6. Розрахунок чисельності персоналу підприємства електричних мереж

Чисельність робітників ПЕМ визначаються по укрупнених нормативах, що наведено в додатку 1 [4]. Нормативи передбачають необхідну чисельність робочих, інженерно-технічних робітників і МОП для визначення ремонтних, експлуатаційних і робіт по реконструкції, що здійснюються в об’ємах, передбачених ПТЕ, інструкціями по експлуатації споруд і обладнання електричних мереж у відповідності з правилами техніки безпеки.

Чисельність на обслуговування ЛЕП-110 кВ

Чисельність на обслуговування ЛЕП-10 кВ

Чисельність на обслуговування РП-10 кВ

Чисельність на обслуговування ТП-10/04

Чисельність на обслуговування силових тр-рів

Чисельність на обслуговування приєднань з вимикачами 110 кВ

Чисельність на обслуговування приєднань з вимикачами 10 кВ

Чисельність оперативного персоналу підстанцій

Ч’’’ = 3,3/100·145,2 + 2,2/100 · 224 + 46/100 · 28 + 33/100 · 8 + 7,6/100 · 28 + 2,6·5 + 5,3/100·8 = 40,791 (чол).

Отриману чисельність коректуємо коефіцієнтами К1 і К2, згідно таблиці 13 [4]

Коефіцієнт К1 залежить від:

– Температурної зони;

– Району по ожеледі;

– Наявності гір;

– Проходження ПЛ по сільськогосподарських територіях.

Для Вінницької області К1=1,04

Ч’’ = Ч’’’ · К1 = 40,791 · 1,04 = 42,423 (чол).

Коефіцієнт К2 враховує територіальну густину електромережі, що виражається розрахунковою чисельністю персоналу на 1000 км² з урахуванням К1 (42,423 /3024)·1000 = 14,028.

Тобто з таблиці 7.1 [4] приймаємо К2 = 1,1.

Отже:

Ч’ = Ч’’ · К2 = 42,423 · 1,1 = 46,665

Визначимо нормативну чисельність ІТР і службовців.

Чисельність з таблиць 1,1, 1,2, 1,4, 1,6 [4] – 20%

(3,3/100·145,2+2,2/100·224+2,6·5)·1,04·1,1·0,2 = 5,198

Чисельність з табл. 1,3, 1,5 [4] – 30%

(33/100 · 8 + 46/100 · 28 + 7,6/100 · 28) · 1,04 · 1,1 · 0,3 = 6,056

– Чисельність ІТР і службовців приймаємо 12 чол.

– Чисельність АУП приймаємо 5 чол., з таблиці 1.8 [4]

– Загальна чисельність працівників: 58 чол.

7. Визначення річних затрат і собівартості передачі електроенергії

 

Річні витрати ПЕМ визначаються по наступним основним статтям:

– Амортизація основних засобів.

– Основна і допоміжна заробітна плата робітників по експлуатації і поточному ремонту (з врахуванням на соціальне страхування).

– Цехові (загальнорайонні) витрати.

– Загальномережні витрати.

Сума амортизації основних засобів визначається у відповідності з нормами амортизації, що наведені в додатку 2 [4].

Таблиця 7.1 – Розрахунок суми амортизації основних засобів виробництва.

Групи основних фондів	Вартість ОФ, тис. грн	Норма амортизації, %	Річна сума амортизації, тис. грн
І	36115,783	2	722,31566
ІІ	924	10	92,4
ІІІ	28251,6	6	1695,096
IV	3202,769	15	480,41535
Всього:			2990,227

До І групи увійшла вартість

– Вартість ЛЕП   35899,7832 (тис. грн.);

– РВБ (без обладнання)         320 – 104 = 216 (тис. грн.).

До ІІ групи увійшла вартість

– Машини  924 (тис. грн).

До ІІІ групи увійшла вартість

– Основних фондів ПС 28155,6 (тис. грн.);

– Обладнання 96 (тис. грн).

До ІІІ групи увійшла вартість

- Засобів зв’язку 3202,769 (тис. грн.);

Витрати по заробітній платні всього персоналу визначаються виходячи з середньої річної заробітної платні (оплати по посадових окладах і тарифах плюс планові премії) в розмірі:

-  для робітників 12000 (грн./рік),

-  для ІТР 30000 (грн./рік),

-  для АУП 36000 (грн./рік).

До основної заробітної плати додають додаткову заробітну плату (оплата чергових і додаткових відпусток, днів виконання держобов’язків, яка приймається в розмірі 10% основної заробітної платні.

Витрати по заробітній платні включають в себе тільки заробітну платню робітників, зайнятих функціями експлуатації і поточного ремонту. Ця заробітна платня складає 60% загального фонду основної і додаткової заробітної платня всього персоналу ПЕМ.

Оплата праці робітників, виконуючих капітальний ремонт обладнання, здійснюється за рахунок амортизації (вона складає 25% фонду зарплати), остання частина фонду зарплати (18%) – це заробітна платня загальноцехового (загальнорайонного) персоналу, що відображається у відповідній статті витрат.

При визначенні витрат по заробітній платі потрібно також врахувати відрахування на соціальні потреби в розмірі 35,7%.

Таким чином, витрати по заробітній платі визначають по формулі:

И_з.п.= Ф × 0,6 × 1,357,                                            (7.1)

де Ф – загальний фонд заробітної плати всього персоналу.

Загальнорайонні (цехові) витрати включають в себе заробітну платню робітників апарату управління ПЕМ (ІТР, службовців і частини робітників), витрати на ремонт і експлуатацію загальнорайонних будівель, споруд, обладнання, пускові витрати і деякі інші.

Розмір загальнорайонних витрат визначається по формулі:

И_з.р.= 0,18 × Ф + 0,22 × И_а.                                    (7.2)

Тобто в залежності від загального фонду заробітної плати всього персоналу ПЕМ і витрат на амортизацію обладнання.

Загальноцехові витрати – це витрати, які формуються в цілому по підприємству електричних мереж (адміністративно-управлінські витрати, утримання апарату, відділів, служб ПЕМ і інші). Сума цих витрат, що відноситься до собівартості передачі електроенергії ПЕМ, повинна прийматися в розмірі 30% загального фонду заробітної плати ПЕМ.

 

И_з.м.= 0,3 × Ф.                                             (7.3)

Результати річних витрат ПЕМ на передачу та розподіл електроенергії зводять у таблицю 7.2.

Таким чином витрати по заробітній платі складають:

И_зп = 78 · 0,6 · 1,357 =63,5 (тис. грн.)

Розмір загальнорайонних розходів визначаємо за виразом:

И_зр= 0,18Ф + 0,22И_а = 0,18 · 78 + 0,22 · 2990,227= 671,889 (тис. грн.)

Загальноцехові витрати:

И_ос= 0,3Ф = 0,3 · 78 =23,4 (тис. грн.)

Таблиця 7.2 – Калькуляція витрат ПЕМ на передачу та розподіл електроенергії

Назва статті витрат	Витрати ПЕМ
	Тис. грн	В% до заг.
Амортизація основних засобів	2990,227	79,760
Основна та додаткова заробітна плата працівників по експлуатації і поточному ремонту з відрахуванням по зарплаті.	63,5	1,694
Загальнорайонні цехові витрати	23,4	0,624
Загальнорайонні витрати	671,889	17,922
Всього	3749,016	100

На основі підсумку затрат визначають питомі постійні витрати ПЕМ, грн../МВт прив.:

 

S_пост=U_Σ × 10 ³ / N_прив                                                         (7.4)

де N_прив - приведена потужність району електромережі, МВт.прив.

Собівартість передачі електроенергії без врахування втрат енергії в мережі і трансформаторах визначають за формулою, коп./кВт×год:

 

S_пер=U_Σ ×10⁵/ Э_відп.                             (7.5)

Собівартість передачі електроенергії з врахування втрат енергії в мережі і трансформаторах визначають за формулою, коп./кВт×год:

 

S_пер=U_Σ×10⁵ + (DА^осн_леп+DА_п/ст.)×z / Э_відп                 (7.6)

де z – купівельна вартість однієї кВт×год електроенергії для ПЕМ (Z =50 коп/кВт·год).

S_пост.= U_S · 10³ / N_прив = 3749,016·10 ³/11,36 = 330019,014 (грн/МВт_прив.); (7.7)

S_пер.= U_S · 10⁵ /Э_відп. = 3749,016·10⁵/432000·10³ = 0,867 (коп/кВт·год);

S_пер.= (U_S · 10⁵+() · Z)/Э_відп.=

=(3749,016·10⁵ + (232202,721+2896320,30+1863468,244) 10³·50)/432000·10³ =

=6,645 (коп/кВт·год).

8. Зведені техніко-економічні показники

 

По результатах попередніх розрахунків складемо таблицю зведених техніко-економічних показників роботи ПЕМ (таблиця 8.1).

Таблиця 8.1 – Зведені техніко-економічні показники роботи ПЕМ

Показники	Розмірність	Числове значення
Максимум навантаження споживачів включаючи втрати	МВт	74,29
Енергія, що передається за рік, включаючи втрати	106 · кВт·год	5,423
Втрати потужності	МВт	2,29
Втрати електоенергії	106· кВт·год	4,9
Довжина ЛЕП	Км	145,2
Балансова вартість основних фондів	Тис.грн	67258,152
Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування	Ум.од	1136
Загальна чисельність персоналу ПЕМ	Чол.	58
Коефіцієнт обслуговування	Ум.од/чол	19,586
Річні витрати на передачу електроенергії	Тис.грн/рік	3749,016
Постійні витрати на одиницю приведеної потужності	Тис.грн/ прив. МВт	330,019
Собівартість передачі електроенергії а) без врахування вартості втрат б) з врахування вартості втрат	Коп./кВт×год Коп./кВт×год	0,867 6,645

Висновки

В процесі виконання даної курсової роботи я підкріпив свої навички у користуванні довідниковою літературою, ДЕСТами, єдиними нормами і розцінками, таблицями, а також набув навиків техніко-економічного планування і аналізу. Ознайомився з методикою складання плану відпущення електроенергії споживачам, з практичними методами розрахунку основних економічних показників роботи ПЕМ.

За допомогою показників порівняльної економічної ефективності я вибрав оптимальний варіант енергопостачання споживачів, розрахував і проаналізував основні техніко-економічні показники ПЕМ. Таким чином, я отримав, що собівартість передачі електроенергії з врахуванням втрат енергії в мережі і трансформаторах складає 6,645 (коп./кВт×год).

Для полегшення свого виконання курсової роботи я використав такі програмні комплекси, як: Microsoft Word, Microsoft Excel, що значною мірою спростили розрахунки для курсової роботи.

Список використаної літератури

 

1. Электрические системы и сети / Под ред. Г.И. Денисенко. – К.: Вища шк. Головное изд-во, 1986. – 584 с.

2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов / Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш.шк., 1981.

3. Справочник по проектированию электрических систем /Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, – М.: Энергия, 1997.

4. Методичні вказівки по курсовому проектуванню.

Завдання Розрахувати та проаналізувати основні техніко-економічні показники ПЕМ, а також визначити основне направлення на зниження витрат та собівартості передачі електроенергії. Географічне розташування пунктів та джерела живлення, а також

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу