Проектування електричної мережі

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:

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

	Забезпечення показників якості електроенергії відповідно до чинних стандартів.

	Надійність системи відповідно до категорії електроприймачів за надійністю електропостачання.

	Простота та наочність схем, що забезпечує підвищення надійності експлуатації.

	Гнучкість електропостачальної системи.

	Придатність до розширення або реконструкції.

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

	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:



		Lij =1,1·mL··lij (км) (1.1)



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

mL – масштаб (км/см);

1,1 – коефіцієнт нелінійності траси.

Результати розрахунків заносимо до таблиці 1.1.

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

LЕС-В = 1,1·mL ·lij =1,1·8·3,2 = 28,16 (км)

Розрахунок потужності на головних ділянках проводимо за формулою:



SЕС1 =,					(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  – сума довжин ланок замкненої мережі.

Розрахунок першого варіанту схеми:

SспА = 25 + j15,49 (МВА);

SспБ = 15 + j9,3 (МВА);

SспВ = 11 + j5,33 (МВА);

SспГ = 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 lij – довжина ділянки мережі, км;

Pij – 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.



Ірозр = 1ТI / nл,		 (1.4)



де 1 – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

Т – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Тнб;

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

nл – 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;

Li – довжина i-го участка.

Час втрат максимальної потужності визначається по формулі:




 (1.7)



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

Втрати електроенергії на транспорт розраховують для кожного варіанта

за формулою:



Wk = Рk ·					(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



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:

КПід1=Ктр+Квим1=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн);

КПід2=Ктр+Квим2=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн).

Капіталовкладення по різним схемам складають:

К1 = КПЛ1+ КПід1 = 39892,564+13948,2 = 53840,764 (тис. грн);

К2 = КПЛ 2+ КПід2 = 37239,523+14288,4 = 51527,923 (тис. грн).

Визначимо щорічні витрати на амортизацію і обслуговування мережі:



,			(1.12)







де Клеп, Кп/ст. – капітальні вкладення відповідно в ЛЕП і підстанцію;

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

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

Визначимо щорічні витрати на покриття втрат електроенергії:



				(1.13)



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

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

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

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

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

W – втрати електроенергії за рік, кВтгод.

Схема №1:

 (тис. грн);

Схема №2:

 (тис. грн).

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



ИΣ=И+Звтрат.					(1.14)



Схема №1:

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

Схема №2:

И = 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, %

Pk, кВт

PxкВт

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, кВтгод:



 (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, кВтгод:



А=(S2max /U2)r0 ln,				 (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:

			

			А=Рп/ст Δτ,	 (3.5)



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



 (3.6)





де Аонлеп – 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:



Из.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:


Из.р.= 0,18  Ф + 0,22  Иа.				(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.



Из.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:

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

Розмір загальнорайонних розходів визначаємо за виразом:

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

Загальноцехові витрати:

Иос= 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.:



Sпост=UΣ  10 3 / Nприв				(7.4)



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

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



Sпер=UΣ 105/ Эвідп.				(7.5)



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



Sпер=UΣ105 + (Аоснлеп+Ап/ст.)z / Эвідп		 (7.6)



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

Sпост.= U · 103 / Nприв = 3749,016·10 3/11,36 = 330019,014 (грн/МВтприв.); (7.7)

Sпер.= U · 105 /Эвідп. = 3749,016·105/432000·103 = 0,867 (коп/кВт·год);

Sпер.= (U · 105+() · Z)/Эвідп.=

=(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./кВтгод

Коп./кВтгод

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./кВтгод).

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.