Оценка экономической эффективности электрической сети 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В настоящей курсовой работе рассмотрена оценка экономической эффективности спроектированной в 3 части курсового проекта по электроэнергетическим системам электрической сети. Для рассмотрения принят самый экономичный 2-ой вариант развития электрической распределительной сети.

мощность себестоимость электроэнергия сеть

Технические данные для выполнения курсовой работы

Схема района развития сети показана на рисунке 1.1.

Дополнительные данные к курсовому проекту:

- для всех нагрузок;

- номинальное напряжение в линии 110 кВ;

номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

нагрузок 4500 часов;

район проектирования - Урал (район по гололеду II);

Таблица 1. Протяженность и количество цепей в линии электропередачи.

Участок сети	1-2	2-6	1-3	3-8	8-12
l, км	23	24	30	23	24
n	2	2	2	2	2

Рисунок 1.1. - исходный район проектирования сети

Мощности нагрузок узлов приведены в таблице 2:

Таблица 2. Мощность нагрузок

Узел	2	3	6	8	12
Р, МВт	30	25	25	10	20

Выбор трансформаторов показан в таблице 3.

Таблица 3. трансформаторы на понижающих подстанциях.

№ узла	Мощность нагрузки	S/1,4, МВ?А	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВт
2	30	33,33	23,81	2ТРДН-25000/110
3	25	27,78	19,84	2ТРДН-25000/110
6	25	27,78	19,84	2ТРДН-25000/110
8	10	11,11	7,94	2ТДН- 10000/110
12	20	22,22	15,87	2ТДН-16000/110

1. Технические показатели сети

1.1 Протяженность линий электропередачи

Протяженность линий электропередачи рассчитывается по формуле:

км (1)

L=23+24+30+23+24= 124 км

1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций

MB*A (2)

= 23,81+19,84+19,84+7,94+15,87 = 87,3 MB*A

1.3 Мощность сети в условных единицах

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

(3)

где - объем линий электропередачи в условных единицах (у.е.) и принимаем 190 у.е. на 100 км трассы ВЛ.;

- объем ПС в условных единицах. Принимаем 105 у.е. (всего 5 ПС);

- объем силового трансформатора в условных единицах. Принимаем 7,8 у.е. (всего 10 трансформаторов);

- объем воздушных выключателей в условных единицах. Принимаем 26 у.е. (всего 25 выключателей);

- объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. Принимаем 9,5 у.е. (всего 76 короткозамыкателей).

Таблица 1.1. Расчет объема линий электропередачи

Наименование ЛЭП	Уровень напряжения, кВ	Материал опор	Кол-во цепей	Длина линии, км	Норматив на 100 км, у.е.	Объем линий, у.е.
1-2	110	металл	2	23	190	190/100*23= 43,7
2-6	110	металл	2	24	190	190/100*24= 45,6
1-3	110	металл	2	30	190	190/100*30= 57
3-8	110	металл	2	23	190	190/100*23= 43,7
8-12	110	металл	2	24	190	190/100*24= 45,6
Итого по всем линиям сети	= 235,6

Таблица 1.2. Расчет объема оборудования подстанций

Оборудование подстанции	Уровень напряжения, кВ	Кол-во ПС или ед. оборудования	Норматив, у.е.	Объем, у.е.
Подстанция	110	5	105	105*2=210
Силовой трансформатор	110	10	7,8	7,8*10=78
Воздушный выключатель	110	34	26	26*34=884
Отделители, короткозамыкатели	110	76	9,5	9,5*76=803
Итого по всем ПС и оборудованию сети	1975 у.е.

= 235,6+1975 = 2210,6 у.е.

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.

МВт (4)

= 30+25+25+10+20 = 110 МВт

2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

МВт (5)

= 110*4500 = 495000 МВт*ч

2.3 Потери мощности в электрической сети

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

МВт (6)

=(0,46+0,117+1,22+0,278+0,132)+(0,117+0,081+0,089+0,041+0,089) =2,624 МВт.

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.

МВтхч (7)

6369,40 + 1203,46 = 7572,86 МВт*ч

Для воздушных линий электропередачи

МВтхч (8)

Где - сумма среднегодовых потерь электрической энергии в отдельных воздушных линиях или на отдельных участках воздушной линии.

МВтхч (9)

Где - годовое время максимальных потерь (сокращенно - время потерь) в i-й линии, которое может быть определено по эмпирической формуле

ч (10)



= (0,46+0,117+1,22+0,278+0,132)*2886 = 6369,40 МВт*ч

Потери энергии в трансформаторах ПС.

Среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по следующим формулам:

МВтхч (11)

0,117*2886=337,66 МВт*ч

0,081*2886=233,77 МВт*ч

0,089*2886=256,85 МВт*ч

0,041*2886=118,33 МВт*ч

0,089*2886=256,85 МВт*ч

337,66+233,77+256,85+118,33+256,85 = 1203,46 МВт*ч

2.5 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью.

МВтхч (12)

110 + 2,624 = 112,624 МВт

2.6 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

МВтхч (132)

495000 + 7572,86 = 502572,86 МВт*ч

2.7 Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки

(14)

=0,9

2.8 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки

(15)

110/112,624*100%= 97,67 %

2.9 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год.

(16)

495000/502572,86*100%= 98,49 %

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.

При определении капитальных вложений на момент расчета вводится коэффициент переоценки = для перевода укрупненных показателей стоимости элементов электрических сетей из цен 1984 года (Приложение методических рекомендаций) в цены на момент расчета.

Принимаем = 79,5

Кроме того применяем поправочные зональные коэффициенты для Урала (таблица 3.1.)

Таблица 3.3.1. Поправочные зональные коэффициенты для Урала

Объединенные энергосистемы	Коэффициент
	Воздушные линии	подстанции
Урала	1,1	1,1

Таблица 3.2. Поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий

Условия прохождения трассы ВЛ	Материал опор сталь
	35-110 кВ
Скоростной напор ветра; 6-7,5 Н/м2	1,06

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

тыс. руб (17)

К^сети = 285710,69+218275,2 = 503985,89 тыс. руб.

Ниже приводятся расчеты полученных данных.

3.1.1 Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи сети определяются по формуле:

тыс. руб (18)

где - капитальные вложения в отдельные воздушные линии или участки воздушных линий сети; определяется по формуле:

тыс. руб (19)

где - стоимость сооружения 1 км i-й воздушной линии, тыс.руб./км (приведена в приложении 17 [1]);

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

- коэффициент переоценки.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии со сталеалюминевыми проводами рассчитывается в зависимости от номинального напряжения линии 110 кВ, сечения проводов, материала и конструкции опор, района по гололеду.

Стоимость учитывает все затраты по объектам производственного назначения (без ремонтных баз, специальных переходов и за вычетом возвратных сумм) и сооружается линия вне населенных пунктов в равнинной местности и для расчетного напора ветра до 6 Н/м².

Расчет капиталовложений в воздушные линии электропередачи представлен в таблице 3.3.

= (25,2*23+24,6*24+25,2*30+24,6*23+24,6*24)*1,1*1,06*79,5=

= 285710,69 тыс.руб.

Таблица 3.3. Расчет капиталовложений в воздушные линии электрической сети

Обозначение ВЛ или порядковый номер	Напряжение, кВ	Район по гололеду	Марка провода	Кол-во цепей	Тип опор	Длина линии, км	Стоимость, тыс.руб.
							1 км	всего
1-2	110	II	АС-120	2	сталь	23	25,2	579,6
2-6	110	II	АС-70	2	сталь	24	24,6	590,4
1-3	110	II	АС-120	2	сталь	30	25,2	756
3-8	110	II	АС-70	2	сталь	23	24,6	565,8
8-12	110	II	АС-70	2	сталь	24	24,6	590,4
Итого по всем ВЛ данного уровня напряжения Чkп	(3082,2*1,1*1,06)*79,5 = 285710,69

3.1.2 Капиталовложения в подстанции электрической сети

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

По всем составляющим из приложений выбираем расчетные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Для трансформаторов (автотрансформаторов), компенсирующих устройств и реакторов выделяется также стоимость основного оборудования.

По комплексным трансформаторным ПС блочного типа, а также закрытым ПС 110 кВ приведена полная расчетная стоимость в целом по подстанции.

Распределительные устройства

Стоимости ОРУ 110 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 22 [1] в расчете на одну ячейку с выключателем, где для определения стоимости ОРУ в целом стоимость ячеек умножаем 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. (Для расчета принимаем воздушные выключатели)

Трансформаторы и автотрансформаторы

Из приложения 25 [1] выбираем стоимости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ. В таблице берем расчетные стоимости, которые включают кроме стоимости трансформатора, затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Постоянная часть затрат

Постоянная часть затрат по подстанции выбирается из приложения 34 [1] 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.

Расчет производится для каждой подстанции отдельно, а затем определяются капиталовложения во все подстанции электрической сети в целом т.е.:

тыс. руб. (20)

Таблица 3.4. Расчет капиталовложений в подстанции

Наименование ПС	Наименование и тип элементов подстанции	Ед. изм.	Кол-во	Ст-ть тыс.руб.
				Ед.	всего
ПС2	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.	2	92	184
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки	6	42	252
	3.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.	1	130	130
	Итого по подстанции	566
ПС6	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.	2	92	184
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки	3	42	126
	3.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.	1	130	130
	Итого по подстанции	440
ПС3	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.	2	92	184
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки	6	42	252
	3.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.	1	130	130
	Итого по подстанции	566
ПС8	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.	2	55	110
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки	6	42	252
	3.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.	1	130	130
	Итого по подстанции	492
ПС12	1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.	2	67	134
	2.РУ высшего напряжения	Шт. или ячейки	4	42	168
	3.Постоянная часть затрат	Тыс.руб.	1	130	130
	Итого по подстанции	432
Итого по всем подстанциям ЧkП	(2496*1,1)*79,5 = 218275,2

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения:

тыс. руб. / МВ х А (21)

где - суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) всех подстанций сети, МВЧА; определяется в п. 2.2. по формуле (2).

= 218275,2 / 87,3 = 2500,289 тыс. руб./МВ*А

3.2 Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала

Оперативное, техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 110 кВ, подстанции напряжением 110 кВ) могут осуществляться по трем формам организации - функциональной, территориальной и смешанной.

Принимаем функциональную форму организации оперативного, технического обслуживания и ремонта каждой группы электроустановок которые осуществляются соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.

Выбираем форму оперативного обслуживания электрической сети, а именно:

- круглосуточное активное дежурство на щите управления;

- дежурство на дому;

- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Оперативное обслуживание 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 110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций по РЭС с оперативным обслуживанием подстанции.

Количество подстанций напряжением 110 кВ, оперативное обслуживание которых осуществляется круглосуточно, не превышает 15% общего количества подстанций в энергосистеме (принимаем ПС1).

Оперативное обслуживание подстанций 110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 110 кВ, которые удалены от других подстанций на расстояние более 30-40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 110 кВ по энергосистеме (принимаем подстанцию ПС12, как самую отдаленную).

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 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 110 кВ (принимаем две таких подстанции ПС6 и ПС12).

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 110 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.

В ночное время в РЭС работает две ОВБ ПС.

Выполнение работ по техническому обслуживанию линий напряжением 110 кВ 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%.

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

Оперативное и техническое обслуживание и ремонт подстанций напряжением 110 кВ

Нормативная численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 110 кВ, должна определяться по приложению 37 [1] в зависимости от уровня напряжения на высшей стороне ПС. Результаты расчета вносим в таблицу 3.5.

Таблица 3.5. Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование ПС	Напряжение на высшей стороне, кВ	Кол-во присоединений с выключателями 6 кВ и выше, шт	Норматив численности рабочих на одну ПС, чел./1ПС
ПС 2	110	4	1,22
ПС 6	110	2	1,22
ПС 3	110	4	1,22
ПС 8	110	4	1,22
ПС 12	110	2	1,22
Итого	6,1

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

чел. (22)

=1,22 + 1,22 + 1,22 + 1,22 + 1,22 = 6,1

Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций корректируется в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент определяется по приложению 41[1]) и объемом по группам устройств (коэффициент определяется по приложению 44 [1]), т.е.

 чел. (23)

= 6,1*1,04*1,05 = 6,66 чел.

Так как в условии принималось обслуживание ПС ОВБ а получился меньше 8 человек (требуемое условие [1]), принимаем условие, что ОВБ, кроме проектируемых ПС будет обслуживать не рассматриваемую в проекте существующую по условию ПС1 и принимаем =8 чел.

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

Нормативные численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 110 кВ и выше приведены в приложении 38 [1] и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т.д.). Расчет приводим в виде таблицы 3.6. для каждой ПС рассчитываемой сети.

Таблица 3.6. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование устройств ПС2	Напряжение, кВ	Нормативная численность на 100 устройств, чел.	Кол-во устройств, шт.	Нормативная численность рабочих, чел.
1.Силовой трансформатор	110	8,08	2	0,16
2.Присоединение с выключателем на: ВН	110	7,18	6	0,43
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем	110	1,64	18	0,3
4.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)	110	5,37	2	0,11
Итого по ПС2	1

Таблица 3.7. Аналогично производится расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций и определяется суммарная нормативная численность ремонтников по всем ПС сети

Наименование устройств ПС3	Напряжение, кВ	Нормативная численность на 100 устройств, чел.	Кол-во устройств, шт.	Нормативная численность рабочих, чел.
1.Силовой трансформатор	110	8,08	2	0,16
2.Присоединение с выключателем на: ВН	110	7,18	6	0,43
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем	110	1,64	18	0,3
4.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)	110	5,37	2	0,11
Итого по ПС3	1
1.Силовой трансформатор	110	8,08	2	0,16
2.Присоединение с выключателем на: ВН	110	7,18	3	0,22
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем	110	1,64	10	0,16
4.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)	110	5,37	2	0,11
Итого по ПС6	0,65
1.Силовой трансформатор	110	8,08	2	0,16
2.Присоединение с выключателем на: ВН	110	7,18	6	0,43
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем	110	1,64	18	0,3
4.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)	110	5,37	2	0,11
Итого по ПС8	1
1.Силовой трансформатор	110	8,08	2	0,16
2.Присоединение с выключателем на: ВН	110	7,18	4	0,29
3.Присоединение с отделителем и короткозамыкателем	110	1,64	12	0,2
4.Компрессор (учитывается только на ПС с воздушными выключателями)	110	5,37	2	0,11
Итого по ПС12	0,76

чел. (24)

= 1 + 1 + 0,65 + 1 + 0,76 = 4,41

К нормативной численности рабочих по ремонту подстанций должны быть применены коэффициенты (см. приложение 41 [1]), (см. приложение 44 [1]) и еще коэффициент, учитывающий трудозатраты на проезд (определяется по приложению 42 [1]), т.е.

чел. (25)

^{= 4,41*1,08*1,22*1,1 = 6,39, что приравниваем к 6 чел.}

Далее определяем суммарную численность всех рабочих на подстанциях сети

чел. (26)

= 8 + 6 = 14 чел.

Ремонт и эксплуатация линий электропередачи

Для ремонта и эксплуатации линий электропередачи напряжением 110 кВ 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 110 кВ определяется по нормативной численности, приведенным в приложении 39 [1]. Она зависит от уровня напряжения, количества цепей, материала опор, длины линий. Результаты расчета вносим в таблицу 3.8.

Таблица 3.8. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий напряжением 35 кВ и выше

Обозначение ВЛ или ее порядковый номер	Напряжение, кВ	Кол-во цепей на опоре, шт.	Материал опор	Норматив численности на 100 км, чел./100 км	Длина линии, км	Нормативная численность рабочих, чел.
1-2	110	2	сталь	1,55	23	0,36
2-6	110	2	сталь	1,55	24	0,37
1-3	110	2	сталь	1,55	30	0,47
3-8	110	2	сталь	1,55	23	0,36
8-12	110	2	сталь	1,55	24	0,37
Итого	= 1,93

чел. (27)

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 [1]. Тогда

чел. (28)

= 1,93*1,17*1,26*1,1 = 3,13 принимаем равной 3 чел.

Для воздушной линии электропередачи проектируемой сети будем иметь

 чел. (29)

Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и проведение электроизмерений

Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики и проведение электроизмерений, рассчитываем используя приложение 49 [1].

= 6 чел.

С учетом корректирующего коэффициента , определенного по приложению 41 [1], получим

чел. (30)

= 6*1,08 = 6,48 принимаем 6 чел.

Далее может быть рассчитана нормативная численность рабочих по электросетевому хозяйству

чел. (31)

= 14 + 3 + 6 = 23 чел.

В курсовой работе, рассматриваются 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 25% от общей численности рабочих электрических сетей, т.е.

 чел. (32)

= 0,25*23 = 5,75 принимаем целое число 6 чел.

Тогда численность промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей будет составлять:

чел. (33)

= 1,08*(23+6) = 31,32 принимаем 31 чел.

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» отражаем:

- 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, керосина, газа для передвижных транспортных средств электрической сети;

- стоимость энергии для целей тепло- и электроснабжения электрической сети, для хозяйственных целей предприятия по тарифам, установленным энергоснабжающей организацией.

Стоимость материальных ресурсов, отражаемая по элементу «Материальные затраты», формируется исходя из цен их приобретения, наценок, комиссионных вознаграждений, уплачиваемых снабженческим, внешнеэкономическим организациям, стоимости услуг товарных бирж, включая брокерские услуги, таможенные пошлины, плату за транспортировку, осуществляемую сторонними организациями, и ориентировочно рассчитываются по формуле

тыс. руб. / год (34)

где - затраты на оплату труда ППП электрической сети;

- страховые взносы;

- стоимость амортизации основных фондов;

- прочие затраты.

Все перечисленные составляющие материальных затрат определяются ниже.

=0,05*(9219,05+2396,95+13786,49+44219,99)=3481,124тыс.руб./год.

3.3.2 Затраты на оплату труда

Фонд оплаты труда на одного человека в год определяется следующим образом:

тыс. руб. / год (35)

где - среднемесячная заработная плата одного работника;

руб. / мес. (36)

где - средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу электрической сети. В энергетике применяются свои тарифные сетки и коэффициенты. В основу положена единая тарифная сетка, включающая разряды от 0-го до 22-го. Принять, что каждый последующий разряд, начиная со ставки первого разряда, увеличивается на 12%, нулевой равен ставка первого разряда минус 12%. Ставка первого разряда Ст₍₁₎ = 3830 руб.

- средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда и другие компенсационные выплаты. Принять ;

- средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат (текущее премирование, за экономию электроэнергии, индивидуальные вознаграждения, за выслугу лет, по итогам года и т.д.). Принять ;

- районный коэффициент к заработной плате, определяемый по приложению 50[1].

Все коэффициенты рассчитываются от оклада (тарифной ставки). Результаты расчета заработной платы заносятся в таблицу. В курсовой работе указать значения применяемых коэффициентов, взятых в приведенных интервалах. Принадлежность ППП к разрядам представлена в таблице 3.9.

Таблица 3.9. Пример тарификации работников энергопредприятий

Должности работников	Тарифные разряды
МОП	0
Рабочие	1…6
Высококвалифицированные рабочие	7…9
Техники	4…6
Специалисты	7…12
Ведущие специалисты	12…15
АУП	11…22

Расчет окладной части по Тарифным разрядам:

1: - 3830 руб.

2: - 3830*0,12 = 4289,6 руб.

3: - 4289,6*0,12 = 4804,4 руб.

Далее расчет ведется аналогично, поэтому приводятся готовые результаты:

4: 5380,9 руб.

5: 6026,6 руб.

6: 6749,8 руб.

7: 7559,7 руб.

8: 8466,9 руб.

9: 9482,9 руб.

10: 10620,9 руб.

11: 11895,4 руб.

12: 13322,8 руб.

13: 14921,6 руб.

14: 16712,2 руб.

15: 18717,6 руб.

16: 20963,8 руб.

17: 23479,4 руб.

18: 26296,9 руб.

19: 29452,6 руб.

20: 32986,9 руб.

Таблица 3.10. Расчет заработной платы рабочих

Должности работников	Кол-во работников	Ст				Месячный ФОТ (руб)	Годовой ФОТ (руб)	Страховые взносы (26%)
	всего	разряды
ОВБ
эл. монтер ОВБ 4 гр.элбез	3 чел.	6	6	6	6749,8	1,25	1,75	1,15	16979,9	203758,7	52977,3
эл. монтер ОВБ 5 гр.элбез	3 чел.	7	7	7	7559,7	1,25	1,75	1,15	19017,5	228209,7	59334,5
эл. монтер ОВБ 5 гр.элбез	3 чел.	9	9	9	9482,9	1,25	1,75	1,15	23855,5	286266,2	74429,2
мастер ОВБ 5 гр.элбез	1 чел.	12			13322,8	1,25	1,75	1,15	33515,3	402183,4	104567,7
Ремонтный персонал ПС
эл. монтер 4 гр.элбез	3 чел.	5	5	5	6026,6	1,20	1,75	1,15	14554,2	174650,3	45409,1
эл. монтер 5 гр.элбез	3 чел.	8	8	8	8466,9	1,20	1,75	1,15	20447,6	245371,0	63796,5
мастер ПС 5 гр.элбез	1 чел.	11			11895,4	1,20	1,75	1,15	28727,4	344728,7	89629,5
Ремонтный и эксплуатационный персонал ЛЭП
эл. монтер 4 гр.элбез	2 чел.	6	6		6749,8	1,20	1,75	1,15	16300,7	195608,3	50858,2
эл. монтер 5 гр.элбез	1 чел.	9			9482,9	1,20	1,75	1,15	22901,3	274815,6	71452,1
мастер ЛЭП 5 гр.элбез	1 чел.	12			13322,9	1,20	1,75	1,15	32174,7	386096,1	100384,9
Персонал РЗАИ
слесарь РЗА 3 гр.элбез	2 чел.	5	5		6026,6	1,15	1,75	1,15	13947,8	167373,2	43517,0
слесарь РЗА 4 гр.элбез	2 чел.	7	7		7559,7	1,15	1,75	1,15	17496,1	209952,9	54587,8
слесарь РЗА 5 гр.элбез	2 чел.	8	8		8466,9	1,15	1,75	1,15	19595,6	235147,23	61138,3
мастер РЗА 5 гр.элбез	1 чел.	11			11895,4	1,15	1,75	1,15	27530,4	330364,9	85894,9
АУП
начальник РЭС 5 гр.элбез	1 чел.	20			32986,9	1,25	1,75	1,15	82982,6	995791,4	258905,8
главный инженер РЭС 5 гр.элбез	1 чел.	19			29452,6	1,25	1,75	1,15	74091,6	889099,4	231165,9
начальник Сл ПС 5 гр.элбез	1 чел.	15			18717,6	1,25	1,75	1,15	47086,6	565038,8	146910,1

Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости передачи и распределения электрической энергии, определяются по формуле

тыс.руб./ год, (37)

где - численность промышленно-производственного персонала электрической сети, чел.; определена по формуле (33).

Ниже приводится развернутый расчет затрат на оплату труда:

=(203758,7*3+228209,7*3+286266,2*3+402183,4+174650,3*3+245371,0*3+344728,7+195608,3*2+274815,6+386096,1+167373,2*2+209952,9*2+235147,2*2+330364,9+995791,4+889099,4+565038,8)*10^-3=9219,049тыс.руб./год.

Важными экономическими показателями работы электрической сети являются - коэффициент обслуживания

у.е./ чел.; (38)

 = 2210,6/31 = 71,3 у.е./чел.

- удельная численность промышленно-производственного персонала

чел./ у.е.; (39)

= 31/2210,6 = 0,01 чел./у.е.

3.3.3 Страховые взносы

тыс.руб./ год, (40)

где тарифы страховых взносов %. Устанавливаются централизованно и включают отчисления по установленным законодательством нормам в Пенсионный фонд РФ (20%), Фонд социального страхования РФ (2,9%), Фонды обязательного медицинского страхования (федеральный (1,1%) и территориальный (2%)). .

Приводим расчет страховых взносов:

= 26/100 * 9219,049 = 2396,953 тыс. руб./год.

3.3.4 Амортизация основных фондов

В элементе «Амортизация основных фондов» отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов (на реновацию), исчисленная исходя из балансовой стоимости и утвержденных норм амортизации на реновацию,

 тыс.руб./ год, (41)

где - средняя норма амортизации на реновацию ЛЭП. Принимаем

- средняя норма амортизации на реновацию силового оборудования ПС. Принимаем

- стоимость основных фондов соответственно линий электропередачи и подстанций, тыс.руб. Принимаем 90% капитальных вложений в ЛЭП и подстанции .

=(2/100*285710,7*0,9)+(4,4/100*218275,2*0,9)=13786,5тыс.руб./год

3.3.5 Прочие затраты

В элементе «Прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются:

- отчисления в ремонтный фонд;

- обязательные страховые платежи;

- земельный налог;

- другие отчисления.

тыс.руб./ год, (42)

а) Отчисления в ремонтный фонд. Они определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями ежегодно (по состоянию основных производственных фондов):

 тыс.руб./ год, (43)

где - стоимость основных производственных фондов электрической сети.

- средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %. При выполнении курсовой работы принято .

= 8,7/100 * 0,9*503985,89 = 39462,095 тыс. руб./год.

б) Обязательные страховые платежи (отчисления в фонд страхования имущества) осуществляются по установленному нормативу от стоимости имущества. Стоимость имущества включает стоимость основных и оборотных средств, финансовых активов. В расчетах стоимость имущества принимается равной стоимости вложения капитала в строительство электрической сети:

тыс.руб./ год, (44)

где - норматив обязательного страхования имущества, %. Принято

= 0,15/100 * 503985,89 = 755,979 тыс. руб./год

в) Земельный налог. Земельный налог устанавливается Налоговым Кодексом РФ (НК РФ) и нормативными правовыми актами представительных органов муниципальных образований, вводится в действие и прекращает действовать в соответствии с НК РФ и нормативными правовыми актами представительных органов муниципальных образований и обязателен к уплате на территориях этих муниципальных образований. Налоговая база - кадастровая стоимость земельных участков. Налоговые ставки устанавливаются нормативными правовыми актами представительных органов муниципальных образований.

тыс.руб./ год, (45)

- земельная площадь, находящаяся под опорами линии и изымаемая у землепользователей. Земельная площадь, находящаяся под проводами воздушных электрических линий, обычно обрабатывается под посевы и посадки, т.е. не изымается у землепользователя и, следовательно, не подлежит оплате:

(46)

где - удельная площадь земельного участка под опорами ВЛ т.к. уровень напряжения 110 кВ принимаем 0,015;

- протяженность воздушной линии электропередачи, км;

- площадь земли, отводимая под сооружение подстанций. Определяется по соответствующим планам ПС. Ориентировочно величина может быть определена по приложениям 51, 52 [1]. При отсутствии данных о размерах площади ПС можно ее определить как сумму площадей под ОРУ и зданиями и сооружениями. Причем территория открытых РУ подстанций занимает до 80% общей площади ПС и при одном-двух трансформаторах имеет следующие размеры:

при напряжении 110 кВ - от 0,25 до 2,2 га;

Для расчетов принимаем площадь открытого РУ подстанции 0,75 га

Остальные 20% территории ПС занимают здания и сооружения:

- башня для ревизии трансформаторов - 0,3 га;

- склад масла - 0,15 га;

- насосная, аппаратная маслохозяйства и др. сооружения - 0,2 - 0,5 га;

Общая площадь одной подстанции:

= 0,75+0,3+0,15+0,2 = 1,4 га.

- кадастровая стоимость / (цена земли) земельного участка, руб./га, принимаем 600 000 руб./га;

- налоговую ставку принимаем в размере 1,5% от кадастровой стоимости / (цены земли) земельного участка, на котором находится исследуемый объект.

= 600000*1,5*(0,015*124+1,4)*10^-3 = 978 тыс. руб./год.

г) Другие отчисления. Учитываются отчисления средств в НИОКР, в инвестиционные фонды, налоги на содержание транспортного хозяйства, ремонт дорог, абонентская плата за услуги по организации функционирования и развития ЕЭС России, расходы на связь, командировки, на содержание вневедомственной охраны, расходы на охрану труда, на подготовку кадров и т.д., предусмотренные законодательством в составе себестоимости:

тыс.руб./ год, (47)

где - норматив других отчислений, %.

= 0,6/100 * 503985,89 = 3023,915 тыс. руб./год.

= 39462,095 + 755,979 + 978 + 3023,915 = 44219,989 тыс. руб./год.

3.3.6 Годовые издержки электросетевого предприятия по экономическим элементам затрат

В годовые издержки передачи и распределения электрической энергии ПЭС включаются все рассчитанные затраты

 тыс.руб./ год, (48)

И=3481,12+9219,05+2396,95+13786,49+ 4219,99=73103,61 тыс. руб./год.

3.3.7 Проектная себестоимость передачи и распределения единицы электрической энергии

Себестоимость единицы продукции электросетевого предприятия определяется отношением годовых издержек к количеству полезно отпущенной потребителям электроэнергии, т.е.

руб. / МВт х ч (49)

где - годовой полезный отпуск электроэнергии, МВтЧч; определяется по формуле (5).

Необходимо также привести в коп./кВтЧч.

=73103,605/495000*1000=147,68руб./МВт*ч.=1476,8 коп./кВт*ч

3.3.8 Структура годовых затрат (себестоимости)

Структура затрат (себестоимости) отражает удельный вес каждого элемента в общих издержках электросетевого предприятия:

(50)

где - элементы затрат по передаче и распределению электроэнергии (материальные затраты, оплата труда, страховые взносы, амортизация, прочие затраты), тыс.руб./год.

% = 3481,124/73103,605*100% = 4,76%

% = 9219,049/73103,605*100% = 12,61%

% = 2396,953/73103,605*100% = 3,28%

% = 13786,49/73103,605*100% = 18,86%

% = 44219,989/73103,605*100% = 60,49%

(51)

% = 4,76% + 12,61% + 3,28% + 18,86% + 60,49% = 100%

Далее рассчитываются составляющие себестоимости по материальным затратам, оплате труда, единому социальному налогу, амортизации и прочим затратам.

= 3481,124/495000*1000 = 7,03 руб./МВт*ч.

= 9219,049/495000*1000 = 18,62 руб./МВт*ч.

= 2396,953/495000*1000 = 4,84 руб./МВт*ч.

= 13786,49/495000*1000 = 27,85 руб./МВт*ч.

= 44219,989/495000*1000 = 89,34 руб./МВт*ч.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.11.

Таблица 3.11. Структура себестоимости передачи и распределения электрической энергии ПЭС

Наименование статей затрат	Годовые издержки передачи и распределения энергии , тыс.руб./год	Структура затрат, %	Структура себестоимости , руб./МВтЧч
1. Материальные затраты	3481,124	4,76%	7,03
2. Затраты на оплату труда	9219,049	12,61%	18,62
3. Страховые взносы	2396,953	3,28%	4,84
4. Амортизация основных фондов	13786,49	18,86%	27,85
5. Прочие затраты

Подобные документы

• Расчёт технико-экономических показателей работы электрической сети

  Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.
  
  дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012
  

• Разработка радиальной схемы цеховой электрической сети

  Номинальное напряжение на шинах. Определение по методу коэффициента максимума электрической нагрузки цехового трансформатора. Выбор марки проводов и кабелей всех линий и определение их сечений по нагреву расчетным током. Потери мощности и электроэнергии.
  
  курсовая работа [339,5 K], добавлен 03.02.2013
  

• Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

  Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.
  
  курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015
  

• Составление электробаланса и расчёт годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Выбор конструкции, номинального напряжения линий сети, количества и мощности силовых трансформаторов. Электробаланс предприятия, себестоимость передачи и распределения электроэнергии.
  
  курсовая работа [110,4 K], добавлен 24.07.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проектирование электрической подстанции для электроснабжения пунктов с различной структурой энергопотребления и режимом работы

  Потребление активной и баланс реактивной мощностей в проектируемой электрической сети. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи. Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство РЭС, определение расчетной нагрузки.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 02.01.2016
  

• Сопротивление воздушных линий электропередачи

  Технические данные элементов электрической сети, расчетная схема сети. Составление электрической схемы замещения для прямой последовательности. Расчет сопротивления параллельно работающих трансформаторов. Сопротивление воздушных линий электропередачи.
  
  контрольная работа [467,8 K], добавлен 18.04.2014
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Построение графиков нагрузок потребителей узла электрической сети

  Расчет параметров и построение суточных (зимних и летних) графиков нагрузки потребителей электрической сети. Составление годового и квадратичного графика нагрузки работы узла электрической сети по продолжительности в течение различных периодов времени.
  
  контрольная работа [317,2 K], добавлен 17.12.2011
  

• Проектирование развития электрической сети

  Принципы разработки вариантов конфигурации сети. Разработка балансов мощностей. Определение эквивалентных токов узлов. Выбор сечений линий электропередачи. Оценка технико-экономических показателей подстанций. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 04.09.2014
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей

  Характеристики источников питания и потребителей электроэнергии. Варианты радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур. Расчет потокораспределения мощности в сети, баланса активной и реактивной мощностей, выбор номинальных напряжений.
  
  контрольная работа [251,3 K], добавлен 20.10.2010
  

• Расчет районной электрической сети

  Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.
  
  курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• Расчёт параметров электрической сети

  Выбор мощности силовых трансформаторов. Расчет сечения линий электропередач, их параметры. Потери мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах и линиях электропередач. Проверка выбранного сечения линий электропередачи по потере напряжения.
  
  курсовая работа [741,1 K], добавлен 19.12.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Расчет установившегося режима электрической сети

  Составление схемы замещения линий электропередачи и всего участка электрической сети. Расчет перетоков мощности в линиях. Составление баланса мощностей в схеме. Регулирование напряжения на стороне 10,5 кВ подстанции. Распределение напряжений в схеме.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 04.02.2013
  

• Расчет питающей электрической сети

  Расчет мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора. Определение напряжения, приведенных нагрузок подстанций, выбор проводников линии электропередачи. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.
  
  курсовая работа [830,5 K], добавлен 04.04.2015
  

• Разработка схемы районной электрической сети

  Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016
  

• Передача и распределение электрической энергии

  Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014
  

• Расчет питающей электрической сети

  Определение мощности потребителей на шинах электростанции, нагрузок потребителей понизительных подстанций. Выбор количества и типов трансформаторов подстанций. Нахождение распределения мощностей в сети. Расчет мощности с учетом сопротивления в линии.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 23.02.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам