Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы сети будем производить на основе рассмотрения и сравнения двух вариантов: основного 1 (№вар = 3) и дополнительного (№вар+1 = 4).

В соответствии с методикой проведения технико-экономических расчетов в энергетике, сравниваемые варианты должны быть равноценны по условиям экономической и энергетической их сопоставимости (качеству электроэнергии, баланса активной и реактивной мощностей, требуемой надежности электроснабжения и т. д.) и отвечать техническим условиям, выданным энергосберегающей организацией.

При осуществлении единовременных капитальных вложений в течение года и неизменности издержек производства, критерием оптимальности выбора экономически целесообразного варианта является условие минимума приведенных затрат:

З = Е_Н· К + И,

где Е_Н – нормативный коэффициент сравнительной экономической

эффективности, принимаемый равным 0,12 (1/год);

К – единовременные капиталовложения в течении года, тыс.руб:

К = К_КЛ + К_Т;

И – издержки производства, руб/год. Ежегодные издержки состоят из издержек на амортизацию (И_ам), эксплуатацию (И_экс) и на потери электроэнергии (И_пот):

И = И_ам + И_экс + И_пот.

Издержки на амортизацию равны:

Издержки на эксплуатацию равны:

Нормы отчислений определяем из [2, стр. 548-550, табл. 10.2]:

– для кабельных ЛЭП α_ам = 4,0%, α_экс = 2,0%;

– для силового оборудования и распределительных устройств α_ам = 3,5%, α_экс = 3,0%.

Определим капитальные вложения в КЛ и в трансформаторы для сравниваемых вариантов, а результаты сведем в таблицы 2.1 и 2.2. При этом укрупненные показатели стоимости КЛ берем из [2, стр. 554-556, табл. 10.5], а трансформаторов из [2, стр. 124-127, табл. 3.4].

По удельным стоимостям определяем капитальные затраты для КЛ и трансформаторов:

К_КЛ =L∙K_уд∙n,

где L – длина соединения, км;

n – количество линий;

К_уд – удельные капиталовложения, млн.руб./км.

К_Т =L∙k_Т∙n,

где n – количество трансформаторов данного типа;

k_т — капиталовложения в один трансформатор данного типа.

Таблица 2.1 Капитальные вложения в КЛ

Таблица 2.2 Капитальные вложения в трансформаторы

Определяем издержки на эксплуатацию и амортизации:

Для варианта №1`

млн. руб.

Для варианта №2

млн. руб.

Для определения стоимости потерь электроэнергии найдем потери мощности в трансформаторах и КЛ. Коэффициент загрузки трансформатора равен:

,

где S_ном – номинальная мощность трансформатора;

n – число трансформаторов на подстанции;

S_ц – мощность цеха.

Активные потери в трансформаторе равны:

;

реактивные потери в трансформаторе равны:

,

где ∆Р_ХХ, ∆Р_КЗ, I_ХХ, U_КЗ – паспортные данные трансформаторов, которые приведены в таблице 2.3. [3, стр. 91, табл. П1.5].

Таблица 2.3 Паспортные данные трансформаторов

Приведем пример расчета потерь мощности в трансформаторе для первого варианта цеха №1 (ТП-1) в первую смену нагрузка равна S₁ = 1358 кВ·А, тогда:

,

, кВт;

, квар.

Аналогично производим расчет для остальных ТП. Результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.4, а для варианта №2 – в таблицу 2.5.

Для нахождения потерь мощности в КЛ предварительно определим их активные и реактивные сопротивления линий:

,

,

где n – число параллельных кабелей в данном соединении, шт;

R0, Х0 – удельное сопротивление кабелей, Ом/км [2, стр. 421, табл. 7.28].

Таблица 2.4 Потери мощности в трансформаторах (вариант 1)

Таблица 2.5 Потери мощности в трансформаторах (вариант 2)

Таблица 2.6 Удельные сопротивления кабелей

Для двух кабелей ГПП – ЦРП длиной 3 км и сечением 3х185 сопротивления будут равны

, Ом;

, Ом.

Аналогично определим сопротивления остальных линий, результаты расчета сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 Сопротивления кабелей

Потери активной мощности будут равны:

, кВт.

Потери реактивной мощности будут равны:

, квар;

где U – напряжение сети, равное 10кВ.

Потери мощности для соединения ЦРП – ТП-1 первого варианта 1-ой смены будут составлять:

, кВт;

квар.

Аналогично определим потери в остальных линиях, результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.8, для варианта №2 – в таблицу 2.9.

Таблица 2.8 Потери мощности в КЛ (вариант 1)

Таблица 2.9 Потери мощности в КЛ (вариант 2)

Используя полученные данные, определим годовые потери электроэнергии по предприятию в целом, исходя из 8-часовой смены и 267 рабочих дней в году:

;

где – суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия в i-ую смену;

– суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию для i-ой смены.

Для варианта №1:

ΔЭ₁=(65,21+181,09+160,71+300,03+1157,28+957,07)∙8∙267=6,03∙10⁶, кВт.

Для варианта №2:

ΔЭ₂=(41,58+144,44+136,25+92,78+681,68+597,37)∙8∙267=3,62∙10⁶, кВт.

Средний тариф за электроэнергию:

,

где а – стоимость 1кВт заявленной мощности (а = 11974637,32 руб/кВт);

b – стоимость 1 кВт·ч используемой электроэнергии (b = 909,57 руб/кВт·ч);

Т_max – годовое число часов использования максимума нагрузки, для 3х-сменной работы предприятия Т_max = 4500 – 6000ч., принимаем Т_max = 5000ч.

, руб/кВт∙ч

Стоимость годовых потерь энергии:

И_пот = β_ср∙ΔЭ.

Для варианта №1:

И_{пот 1} = 3304,5∙6,03∙10⁶ = 19935,69, млн. руб.

Для варианта №2:

И_{пот 2} = 3304,5∙3,62∙10⁶ = 11957,69, млн. руб.

Определяем приведенные затраты по вариантам:

З=Е_н∙(К_КЛ+К_Т)+И_ам+И_экс+И_пот

Для варианта №1:

З₁=0,12∙(1924,37+409,43)+142,08+19935,69=20357,83, млн. руб.

Для варианта №2:

З₂=0,12∙(1815,15+364,21)+132,58+11957,69=12351,79, млн. руб.

Т.к. приведенные затраты по второму варианту схемы меньше принимаем для дальнейшего расчета вариант схемы №2.

Планирование режима работы сети

По данным таблиц 1.3, 2.4 и 2.8 для выбранного варианта схемы определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивном мощностей по предприятию с учетом потерь:

;

,

где i – номер смены.

Среднегодовые суточные значения активной мощности:

P₁=3495+41,58+92,78=3629,69, кВт;

P₂=10472+144,44+681,68=11298,46, кВт;

P₃=9632+136,25+597,37=10365,46, кВт;

Среднегодовые суточные значения реактивной мощности:

Q₁=1950+237,68+33,60=2220,89, квар;

Q₂=6448+792,94+234,78=7476,04, квар;

Q₃=5824+747,52+203,04=6774,12, квар;

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия с учетом потерь в сети:

Определим годовое полезное потребление электроэнергии:

,

Э_пол=(3495+10472+9632)∙8∙267=50,41∙10⁶, кВт.

Определим общее потребление электроэнергии предприятием:

Э_год=Э_пол+ΔЭ,

Э_год=50,41∙10⁶+3,62∙10⁶=54,02∙10⁶, кВт.

Годовая плата за потребленную электроэнергию:

П_эл=а∙Р_заявл+b∙Э_год,,

где Р_заявл – заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума энергосистемы (Р_заявл = 10500 кВт).

П_эл=11974637,32∙10500+909,57∙54,02∙10⁶=174868,66, млн. руб.

Средний тариф за 1кВт·ч электроэнергии:

, руб/кВт∙ч.

Стоимость годовых потерь электроэнергии:

И_пот = 3236,68∙3,62∙10⁶ = 11712,29, млн. руб.

Определим стоимость полезного кВт·ч электроэнергии на предприятии:

, руб/кВт∙ч

Годовой экономический эффект от организационно-технических мероприятий для цеха №1:

ΔЗ = β_ср ∙ΔЭ_уд ∙П_год – Е_н ∙ ΔК ∙ К_инф,

где ΔЭ_уд – величина снижения удельного электропотребления на 1 шт. продукции в цехе №1 (ΔЭ_уд = 5 кВт·ч);

П_год – производство продукции цехом №1 за год:

П_год = П_сут ∙ 267

П_год = 86 ∙ 267 = 22962 шт.

При этом учитываем, что в результате внедрения организационно-технических мероприятий в цехе №1 запланировано снизить удельное потребление электроэнергии на 5 кВт·ч, для чего потребовались дополнительные капитальные вложения в размере:

∆К = 500 + 2·№ вар.=500 + 2·4 = 508, руб.

Тогда искомый эффект равен:

ΔЗ = 3236,68∙5∙22962–0,12∙508∙8500 = 371,09, млн. руб.

Срок окупаемости организационно-технических мероприятий равен:

, года

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

S_уст = 630 + 11·1000 + 2∙1600 = 14830, кВ·А.

Общая протяженность КЛ-10кВ равна: L_кл = 45,3 км.

Тогда удельные капитальные вложения в 1 кВ·А трансформаторной мощности будут равны:

,

, тыс. руб/кВ∙А.

Удельные капитальные вложения в 1 км КЛ равны:

,

, млн. руб/км

Планирование ремонтно-эксплуатационного обслуживания системы электроснабжения

Определяем годовую трудоемкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов:

,

где – трудоемкость капитального ремонта (годовая величина) оборудования сетей по схеме электроснабжения предприятия.

.

Плановая трудоемкость капитального ремонта за календарное время продолжительности ремонтного цикла:

,

где k – общий коэффициент, учитывающий поправки на условия работы оборудования (k = 1).

Годовая доля трудоемкости капитального ремонта единицы оборудования:

,

где T_пл – плановая продолжительность ремонтного цикла, год.

C учетом всего вышесказанного:

,

где n – количество единиц данного типа оборудования по схеме.

Плановая продолжительность ремонтного цикла:

.

Плановая продолжительность межремонтного цикла:

,

где β₁ = 1 – коэффициент, учитывающий коллекторность машин;

β₀ = 1 – коэффициент, учитывающий отнесения оборудования к основному;

β_с = 1 – коэффициент, учитывающий стационарность установки;

β_и = 1 – коэффициент, учитывающий сменность работ оборудования.

Годовая трудоемкость капитального ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия равна:

.

Необходимые для расчета нормативные данные представлены в таблице 3.1 [4, табл. 5.2, 5.3, 6.2].

Таблица 3.1 Нормативные трудоемкости текущего и капитального ремонтов

Наименование	, чел·ч	, чел·ч	, лет	, мес
ТМЗ-630/10
ТМЗ-1000/10
ТМЗ-1600/10
ВМГ-10
АЕ-20
РВ-10
1 км кабеля: 3х35
3х50
3х70
3х120
3х185

Так, например, для трансформатора ТМЗ-630/10 получим:

, чел∙ч,

т.к. трансформатор данного типа на предприятии один (n = 1шт), то

, чел∙ч.

Для КЛ ГПП – ЦРП (L = 2,8 км; n = 2 шт):

, чел∙ч.

Результаты расчета по всем элементам схемы приведены в таблице 3.2.

Аналогичный расчет производим для текущих ремонтов. Количество текущих ремонтов для любого вида оборудования определяется как:

.

Годовая доля трудоемкости текущего ремонта единицы оборудования:

.

Для всего оборудования данного типа:

,

где n – количество единиц оборудования данного типа.

Так, например, для трансформатора ТМЗ-630/10 (n = 1шт) получим:

.

.

..

Результаты расчета по всем элементам схемы приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Результаты расчета по проведению капитальных и текущих ремонтов

Наименование	, чел·ч	, чел·ч
ТМЗ-630/10	20,83	12,50
ТМЗ-1000/10	275,00	165,00
ТМЗ-1600/10	63,33	40,00
ВМГ-10	88,00	58,67
АЕ-20	168,00	96,00
РВ-10	82,50	22,00
1 км кабеля: ГПП-ЦРП	33,60	191,52
ЦРП-ТП-1	15,75	91,77
ЦРП-ТП-5	31,50	183,54
ЦРП-ТП-6	46,80	266,76
ЦРП-ТП-8	22,88	133,29
ЦРП-ТП-9	14,25	83,03
ТП-1-ТП-2	4,20	23,94
ТП-3-ТП-5	4,50	25,65
ТП-4-ТП-5	16,20	61,56
Итого:	887,34	1455,22

По результатам расчетов, приведенных в таблице 3.2, имеем:

= 887,34 чел∙ч, = 1455,22 чел∙ч.

Годовая трудоемкость технического обслуживания по всему предприятию:

,

где k_см – коэффициент сменности, равный k_см = 1;

, чел∙ч.

Общая величина трудоемкости ремонта технического обслуживания равна:

,

, чел∙ч.

Пользуясь нормативными данными, составим годовой график ППР помесячного проведения текущих и капитальных ремонтов общезаводской части электрохозяйства (приложение 1).

Планирование численности персонала и фонда заработной платы (ФЗП)

Для определения общей плановой численности рабочих воспользуемся общей формулой:

,

где – общая годовая величина трудоемкости ремонта технического

обслуживания;

F_ПП – полезный плановый фонд времени одного рабочего в год (F_ПП = 1750 ч);

k_ВН – коэффициент выполнения норм (k_ВН = 1,05)

, чел.

Общую численность рабочих распределяем по видам ремонтов и технического обслуживания пропорционально их трудоемкости:

, чел;

, чел;

, чел.

Таким образом, принимаем: Ч_КР = 140 чел; Ч_ТР + Ч_то = 1 + 1 = 2 чел.

На рассматриваемом предприятии сложилась децентрализованная форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания, при которой на электроцех возлагается обслуживание общезаводского электрохозяйства, а также выполнения капитальных ремонтов оборудования производственных цехов.

Примерная структура квалификационных разрядов рабочих приведена в таблице 4.1.

Численность дежурного (оперативного) персонала принимаем: Ч_деж – два человека в смену (начальник смены электроцеха и электромонтер с 5-й группой квалификации) и два для подмены на период отпусков и т.п. – всего 8 человек.

Таблица 4.1 Примерная структура квалификационных разрядов рабочих

Считаем, что эксплуатационно-ремонтный персонал работает в дневную смену, а дежурный – в соответствии с графиком работы цехов.

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады ИТР, служащих и МОП электроцеха приведено в приложении 2.

На рассматриваемом предприятии премия составляет 30%, начисления социального страхования – 35%.

В зависимости от разряда рассчитываем должностные оклады ИТР, служащих и МОП, также рассчитываем премии и отчисления на социальное страхование. По полученным данным определяем заработную плату в месяц, заработную плату за год. На основе полученных данных определяем фонд заработной платы ИТР, служащих и МОП (Ф_шт) и фонд заработной платы дежурного персонала (Ф_деж). Так как заработная плата начальников смен электроцеха входит в Ф_шт, а заработная плата электромонтеров из числа дежурного персонала включена в фонд заработной платы рабочих (Ф_раб), то отдельно Ф_деж рассчитывать не будем.

Годовой фонд ЗП рабочих:

,

где – месячная тарифная ставка 5-го разряда.

, млн. руб.

Основной годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

,

.

Дополнительный годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

, млн. руб.

Годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

,

, млн. руб.

Схема производственно-технического подчинения входящих подразделений приведена в приложении 3.

В электроцехе созданы ремонтные и эксплуатационные участки (бригады) для обслуживания общезаводского оборудования и сетей: подстанций, КЛ, коммутационной аппаратуры и др., а также ремонтные участки (бригады) для проведения капитальных ремонтов в производственных цехах.

Принято, что бригада может состоять из 10-15 человек. В подчинении каждого мастера находится 2 бригады. На каждом участке электроцеха работает по 3 мастера, подчиняющихся старшему мастеру. Руководителем каждого участка является начальник участка. Электроцех предприятия включает в себя 2 участка. Электроцех имеет собственный склад оборудования и материалов.

Кроме этого, в штате работников электроцеха имеются: заместитель начальника цеха, начальники смен, инженера 1 и 2 категорий, техники 1 и 2 категорий, секретарь-машинист, нормировщик, бухгалтер, кассир, чертежник, экономист.

Таблица технико-экономических показателей

№ п/п	Наименование	Обозначение	Величина	Размерность
	Общие капитальные затраты	К	2179,36	млн. руб.
	Издержки амортизации	Иам	85,35	млн. руб.
	Издержки эксплуатации	Иэкс	47,23	млн. руб.
	Стоимость потерь электроэнергии	Ипот	11957,69	млн. руб.
	Приведенные затраты	З	12351,79	тыс.руб.
	Средний тариф	bср	3304,50	руб/кВт×ч
	Плата за электроэнергию	nэ	174868,66	млн. руб.
	Годовое полезное потребление электроэнергии	Эпол	50,41∙106	кВт×ч
	Годовое потребление электроэнергии	Эгод	54,02∙106	кВт×ч
	Потери электроэнергии за год	DЭгод	11712,29	кВт×ч
	Капитальные дополнительные вложения	DК	508,00	руб.
	Стоимость полезного кВт×ч	С	3469,03	руб/кВт×ч
	Экономический эффект	DЗ	371,09	млн. руб.
	Срок окупаемости	Токуп	0,38	мес.
	Годовая трудоёмкость к.р. производственных цехов		887,34	чел×ч
	Годовая трудоёмкость т.р. производственных цехов		1455,22	чел×ч
	Годовая трудоёмкость т.о. производственных цехов		1746,27	чел×ч
	Численность ремонтного персонала	Чраб	142,00	чел
	Годовой фонд заработной платы	Фгод	3982,66	млн. руб.

Список литературы

1. Керного В.П., Сильченко Ю.И., Ганжин А.А. Методическое пособие к курсовой работе по курсу «Организация и планирование энергетического производства» для студентов энергетических специальностей, Мн., 1988 г.

2. Крючков И.П., Кувшинский И.Н., Неклепаев Б.И. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования, 4 изд. - М.: Энергия 1989 г.

3. Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию. Мн., 1998 г.

4. Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

Приложение 1

Поиск по сайту: