Экономическая часть подстанции

ГАОУ СПО КАЗАНСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ КУРСОВАЯ РАБОТА НА ТЕМУ:

«ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИИ»

ПРЕДМЕТ: ЭКОНОМИКА РУКОВОДИТЕЛЬ: ФЕДОТОВА Н.П.

ВЫПОЛНИЛ: ШИНКАРЕВ М.В.

Группа 16−11

КАЗАНЬ 2008 г.

1. Аннотация

2. Расчет производственной мощности электросети

3. Расчет вложений капитала в строительство сети

4. Выбор формы обслуживания и численности персонала

5. Определение годовых затрат по обслуживанию электросети

6. Составление сводной таблицы среднегодовых технико-экономических показателей работы

7. Индивидуальное задание. Режимная карта подстанции

8. Расчет сетевого графика заданного комплекса работ

9. Список литературы

1. Аннотация

В курсовой работе рассчитаны основные среднегодовые технико-экономические показатели работы предприятия электрической сети 110/35/10 кВ. установленная мощность трансформаторов ПЭС 238 МВА, объем ремонтных работ в условных единицах составляет 1560,9 у.е. Протяженность линий электропередач 110 кВ 120 км. По заданию суммарная нагрузка потребителей 132 МВт, с годовым полезным отпуском 679 800 МВтч. Произведен расчет капитальных вложений в проектируемые подстанции ПЭС — 252 876,7 т.р., вложения капитала в ЛЭП составляют 263 812,8 т.р.

Выбрана форма обслуживания проектируемой ПЭС, необходимая численность работников ПЭС составляет 25 чел. Коэффициент обслуживания — 62,4 у.е./чел. Годовые затраты по обслуживанию сети составляет 37 832,6 т.р./год. Основными на предприятиях электросетей является затраты на амортизацию основных фондов (32,08%), и прочие затраты (35,24%), поскольку предназначение энергетике надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей.

По проведенному расчету себестоимость отпущенной электроэнергии составит 5,56 коп./кВтч. Подсчитан годовой экономический эффект при переходе на работу с одним трансформатором в период снижения нагрузки. и рассчитан сетевой график сооружений ВЛ 110.

2. Расчет производственной мощности проектируемой сети

Производственная мощность предприятия электрической сети определяется объемом работы, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования, протяженности линий электропередачи и других факторов измеряемых в у.е. [3]

2.1. Технические показатели

2.1.1 Протяженность линии электропередачи.

= 2Ч35+15+25+2Ч45 = 200 км где L — длина участка сети.

2.1.2 Установленная мощность трансформаторов на ПС:

= 2Ч16+2×40+2Ч63 = 238 МВА

2.1.3 Мощность подстанции в условно — приведенных единицах определяется объемом ремонтных работ, который зависит от уровня напряжения на подстанции, типа и количества оборудования [4]

N^ЛЭП_ye110 = 160 и 190 у.е. — объём линии электропередачи в у.е. определяется в зависимости от вида линии (одноцепной и двухцепной соответственно), протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор (железобетонные) (прил. 1);

N^ПС_ye = 105 у.е. — мощность подстанции (ПС) в зависимости от уровня высокого напряжения подстанции, (прил. 4);

N^Tp_ye^:= 7,8Ч2 у.е. — мощность одного присоединения трансформатора в зависимости от уровня высокого напряжения трансформатора ПО кВ (прил. 4);

N^B_y._e — мощность выключателей каждого напряжения (прил. 4);

N^ЭГВy е110 ⁼ 14 у.е. — мощность элегазового выключателя на 110 кВ;

N^ВВy е35 ⁼ 11 у.е. — мощность вакуумного выключателя на 35 кВ;

N^BBy е10 = 5,5 у.е. — мощность вакуумного выключателя на 10 кВ.

Расчёт объема по ЛЭП (табл. 1)

Таблица 1. Расчёт объёма мощности ЛЭП

Таблица 2. Расчет объема оборудования ПС

N^ce™_уе110= N^лэп_уе110 + N^nc_ye110 = 180+1380,9 = 1560,9 у.е.

2.2.Энергетические показатели сети

2.2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей на всех напряжениях:

Р^сети мах ⁼ ?i=1 Рмахi=Рмахпс1= Рмахпс1+ Рмахпс2+РмахпсЗ, МВт где: Р_мах — максимальная нагрузка потребителя на соответствующем напряжении (по заданию);

Р^сетимах = 18+48+(48+18) =132 МВт

2.2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии:

W^ceти_oxn=?Рмахi* Т_мах = 18Ч5000+48Ч5200+48Ч5100+18Ч5300= 679 800 МВтч где: T_махi — число часов использования максимальной нагрузки потребителями на каждом напряжении (по заданию).

2.2.3 Среднее значение коэффициента мощности по сети.

=40 + 18 + 48 + 48 + 18 = 0,941.. 0,94 0,94 0,94 0,94 0,95

3. Расчет капиталовложений в строительство электрической сети

Расчёт капитальных вложений в электрическое сетевое строительство ведется по укрупненным показателям стоимости элементов электрической сети: ЛЭП и ПС.

3.1 Капитальные вложения в электрическую сеть

K_СЕТИ=К_ЛЭП+К_ПС= 263 812,8 + 252 876,7 = 516 689,5 тыс./руб.

3.2 Капитальные вложения в ЛЭП

К_ЛЭП=К_уд^влЧL^уч_iЧК_ЗЧК_утЧК^ВЛ_n=

=(66 x (65+75) x 38 x (15+ 25) Ч36,6Ч1Ч1,06= 263 812,8 тыс. руб.

Куд — стоимость сооружения 1 км двухи одноцепной i-й воздушной линии напряжением 110 кВ тыс. руб/км [7], табл.7.5;

К_п = 36,6 — коэффициент переоценки фондов на 01.11.08.г. по данным

Департамента инвестиций ФСК РАО «ЕЭС России» [7], с.279;

К₃ = 1 — укрупненный зональный коэффициент [7], табл.7.2;

Кут = 1,06 — поправочный коэффициент на условия прохождения трассы линии и материала опор [7], табл.7.8.

3.3. Удельные капиталовложения в линии

3.4. Расчет вложений капитала в проектируемую подстанцию Определяется стоимостью установленного оборудования, которая зависит от уровня напряжения, типа и количества оборудования, схем распределительных устройств на всех напряжениях. Всего по подстанции с учетом района расположения и индексом переоценки на 01.04.08 г.

6909,2 * 36,6 * 1= 252 876,7 тыс.руб,

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения в ПС

К^ПСсруд = К^пс /Sm =252 876,7 / 238 = 1062,5 тыс руб/ МВА Таблица 3. Расчет капиталовложений в подстанции

4. Выбор формы обслуживания электрической сети и определение

численности обслуживающего персонала

Форма обслуживания предприятий электрических сетей зависит от уровня напряжения сети, перспективы развития, количества и типа оборудования подстанции, географических условий расположения и т. п. [l].

4.1 Расчет численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС Выбирается круглосуточное активное дежурство на щите управления на основании нормативов численности рабочих по оперативному обслуживанию подстанции 35 кВ и выше, табл.4.1.1, в зависимости от количества выключателей на подстанции (см. табл.4).

Таблица 4.

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

Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций должна быть корректирована в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент К^пс_1оп определяетсяпо приложению 38)

.

4.2 Расчет численности рабочих по ремонту подстанции определяется нормативами численное ремонтного персонала в зависимости от уровня напряжения, количества устройств, вид присоединений Таблица 5 Расчет нормативной численности ремонтного персонала, табл. 4.1.2.

При выводе ремонта в самостоятельный бизнес, численность персонала уменьшается на 45%, т. е.

Ч^пс_рем = 0,55 Ч^пс_н.рем Ч К^пс_1рем Ч К^пс_2рем = 5,332 Ч 1,08 Ч1,14 = 6,565 чел.

К^пс _1рем=1,08 поправочный коэффициент на условия эксплуатации (приложение 41)

4,42 + 6,56 =10,98 чел.

Таблица 6. Расчет численности рабочих по ремонту линий

При выводе ремонта в самостоятельный бизнес, численность персонала уменьшается на 35%, т. е.

Ч^лэп_рем= Ч^вл_н Ч К^вл₁ Ч К^вл₂ = 1,44 Ч1,13 Ч1,26 = 2,88 = 2,9 чел.

К^ВЛ₁К^ВЛ2-корректирующие коэффициенты, определяются соответственно по приложениям 41, 42.

Численность рабочих для ЛЭП проектируемой сети.

Ч^лэп_рем ⁼ Ч^вл _рем = 2,9 Чел.

4.4 Техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, связи проведение электроизмерений

Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики и проведение электроизмерений, зависит от суммарного количества устройств РЗАИ, и принимаем для ПС 110 кВ ЧрРЗАИ = 2 чел/1ПС

4.5. Суммарная численность всех рабочих сети Чрабсети = ЧрабЛЭП + ЧремРЗАИ +ЧрабПС = 2,9 + 6,0 +11 = 19,9чел = 20 чел

4.6. Расчет численности руководителей, специалистов и служащих сети (РСС) Чсетирсс = 0,2 x Чсетираб = 0,2×19,9 = 3,98чел.

4.7.Численность промышленно-производственного персонала сети, с учетом Чсетиппп= 1,03(Чсетираб + Чсетирсс)= 1,03 x (19,9+3,98)= 24,59 чел.= 25 чел.

где: 1,03 — коэффициент учета возможных изменений продолжительности рабочей недели, отпусков и специальной подготовки персонала в рабочее время.

4.8 Коэффициент обслуживания на подстанции Кобс = Nceтиy.e./4ceтиnnn = 1560,9/25= 62,4 у.е./чел

5. Себестоимость передачи и распределения электрической энергии

Себестоимость — полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату туда. 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 [5]:

Материальные затраты на оплату труда.

Единый социальный налог Амортизация основных фондов.

Прочие затраты.

5.1. Материальные затраты Стоимость материальных ресурсов, отражаемая по элементу «Материальные затраты» формируются исходя из цен 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:

Имз=0,15Ч (Иох+Иесн+Иа+Ипр)=0,15Ч (5875,75+1551,2+12 138,1+13 332,9)=4934,7 т. р/г

Иот — затраты на оплату труда ППП электрической сети;

Иесн — единый социальный налог;

Иа — стоимость амортизации основных фондов;

Ипр — прочие затраты.

5.2 3атраты на оплату труда Оплата труда на подстанции определяется численностью персонала и затратами на оплату труда ФОТ_чел = ЗП^мес_срЧ12Ч10^-3=19 585,8Ч12Ч10 ^-3=235,03 тыс. руб/год

где: ФОТ_ЧЕЛ — фонд оплаты труда на одно человека в год ЗП^мес_ср= С_т1 ЧК^ср_тЧК^ср_рр ЧК^ср_пр ЧК_рзп= 6200 Ч1,62Ч 1,5Ч1,3Ч1 = 19 585,8руб/месяц

где: — ЗП^мес_ср — среднемесячная зарплата одного рабочего, определяемая уровнем квалификации занятого персонала и доплатами к тарифу:

К^ср_т=1,6 -средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу;

К^ср_рр = 1,5 — средний коэффициент, учитывающий индивидуальный трудовой вклад персонала;

К^ср_пр = 1,3 — средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат

К_рзп = 1 — районный коэффициент к заработной плате;

С_Т1 — месячная тарифная ставка рабочего первого разряда по тарифному соглашению в ХК ОАО «Татэнерго» с 01.08.08 г. — 6200 руб/месяц.

Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости передачи и распределения электроэнергии, определяется по формуле:

И_от = ФОТ_чел Ч Ч^с_ппп =235,03Ч25= 5875,75 тыс. руб/год.

5.3. Единый социальный налог Отчисления в единый социальный налог берутся по нормативу отчислений, равному на 2007 г. 26,4%. Отчисления поступают:

— в пенсионный фонд — 20%;

— на обязательное медицинское страхование — 3,1%;

— на социальное страхование — 2,9%, страховой фонд — 0,4%

И_есн = (И_есн% / 100) Ч И_от = (26,4/100) Ч 5875,75 =1551,2 тыс. руб/год

5.4 Амортизация основных фондов подстанции и ЛЭП отражает сумму амортизации на полное восстановление основных средств, рассчитывается по балансовой стоимости фондов и установленной норме амортизации на реновацию

5.4.1 Стоимость основных фондов сети

С_оф^лэп = 0,74 Ч К^лэп = 0,74 Ч 263 812,8 = 195 221,5тыс. руб

С_оф^пс = 0,74 Ч К^пс = 0,74 Ч 252 876,7 = 187 128,75 тыс. руб

5.4.2. Амортизация основных фондов

Н_а.^рен_ЛЭП % = 2% - средняя норма амортизации на реновацию по ЛЭП

Н_а.^рен_ПС% = 4,4% - средняя норма амортизации на реновацию по ПС

5.5. Прочие затраты

5.5.1 Отчисления в ремонтный фонд для финансирования всех видов ремонтов (капитальных, средних, текущих) ведутся по среднему нормативу отчисления ремонтный фонд на 01.04.08 г

^Нрф_а = 2,7% - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергопредприятию.

И_рф = (Н^рфа/100) Ч С_оф^сети = 2,7/100 Ч 382 350,25 = 10 323,45 тыс. руб/год С_оф^сети = С_ф^лэп + С_ф^пс = 195 221,5 + 187 128,75 = 382 350,25 тыс. pyб/год С₀ф^Сети — стоимость основных фондов электрической сети.

5.5.2 Отчисления в фонд страхования государственного имущества И_си=(Н^рф_а/100) Ч К^сети, где Н_си на 01.04.08 г. Сотавляет 0,15%

И_си = (0.15/100) Ч 516 689,5 = 775,04 тыс. руб/год

5.5.3 Аренда земли или плата за землю определяется площадью земли, занимаемой линиями и оборудованием подстанций, и зависит от протяженности линий, количества ячеек ОРУ ВН и СН, а также ставок земельного налога в зависимости от кадастра земли в регионе

(Сзн под В Л и ПС).

И_Пз=С_з.нЧF_ВЛ+С_СНЧF_ПС=(1,8 x 12 419,8+4,84 x 62 049,1) Ч10^-3=322,67 т. р. / год

Где: F_ВЛ, F_ПС — земельная площадка, находящаяся под опорами ВЛ и ПС и изымаемая у землепользователей.

5.5.3.1 Площадь земли под опорами ЛЭП определяется по формуле [4]с.27:

F_BЛ= f * L = 0,015 Ч (35 +15+45 +25) = 1,8 га, где:

f — удельная площадь земельного участка под опорами ВЛ -110 кВ,

L — протяженность ЛЭП 110 кВ.

5.5.3.2 Площадь земли под подстанции определяется площадью под отдельную ячейку ОРУ, количеством ячеек, а также площадью под здания и сооружения подстанции (20%) прил. 51: Территория ОРУ занимает 80% общей площади ПС с.27:

Таблица 7 Расчет площади ПС по ячейкам ОРУ

Следовательно: F_пс^РУ=1,2Ч2,2=2,64 га.

Другие сооружения на 3-х ПС:

— башни для ревизии трансформаторов F_брт =1,2 га.

— насосные, аппаратные и другие сооружения ПС F_др = 1,0 га, тогда

Fпс = 2,64+ 1,2+ 1,0 = 4,84 га.

Сзк — 62 049,1 руб/ га — ставка земельного налога для ПС на 2008 г.

Сзн — 12 419,8 руб/ га — ставка земельного налога для ВЛ на 2008 г.

5.5.4 Другие отчисления в составе себестоимости учитывают налоги на содержание транспортного хозяйства, ремонт дорог, командировки, расходы на связь, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения, расходы на охрану труда, подготовку кадров, содержание вневедомственной охраны и другие платежи, предусмотренные законодательством. Они составляют 0,5 — 0,6% от стоимости фондов С_ф.

И_др = (Н_др/ 100) x С_ф = (0,5 / 100) x 382 350,25 = 1911,75 т.р. / год.

Прочие затраты составляют:

И_пр = И_рф + И_си + И_лз + И_др = 10 323,45 + 775,04 + 322,67 + 1911,75 = 13 332,91 тыс. руб. / год.

5.5.5 Годовые издержки по экономическим элементам.

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

И_год = И_от + И_есн + И_а + И_пр + И_мз =5875,75 + 1551,2 + 12 138,1 + +13 332,9 + 4934,7 = 37 832,6 тыс. руб. / год.

5.5.6.Стоимость распределения единицы энергии на подстанции:

S^э_пр =И_год/W^сети_отп = 37 832,6/679,800 = 55,65 руб/МВтч =5,65 коп/кВтч,

где: W^сети_отп — годовой полезный отпуск электроэнергии.

5.5.7. Структура годовых затрат (себестоимости).

Структура годовых затрат отражает удельный вес каждого элемента в общих издержках электросетевого предприятия.

Вывод

Основными на предприятиях электросетей являются затраты на амортизацию основных фондов (32,08%) и прочие затраты (35,24%), т.к. электрические сети предназначены для надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей.

6. Среднегодовые технико-экономические показатели работы сети

Таблица 9 Сводная таблица технико-экономических показателей cети

7. Индивидуальное задание. Режимная карта подстанции Потери мощности трехфазных двухобмоточных трансформаторов:

Р^2хтр=nPxx+(1/n) PкзS²нагр/S²н.тр., где — n — число параллельно работающих трансформаторов — Pxx — потери холостого хода 19 кВт — Ркз — потери короткого замыкания 85 кВт — Sнагр — нагрузка подстанции (из табл.7) — Sн.тр. — номинальная мощность трансформатора 16 МВА Таблица 10. Потери мощности в трансформаторах

7.1 По результатам расчетов вьполняем построение графика и выявляем величину экономический нагрузки Sнагр, меньше которой необходим переход на работу с одним трансформатором (См. ГЧ лист № 1)

При уменьшении нагрузки до Sэк = 16 МВА можно отключить один из трансформаторов для обеспечения наименьших потерь мощности на подстанции.

7.2 Результат графического определения величины экономической нагрузки Sзк проверяется расчетным путем:

Sзк= Sн n (n-1) Pxx/Pкз = 19 2(2−1) 19/ 85 = 8,5 МВА

7.3 По графику, по заданной нагрузке (Sнагр = 0.3 Sн), определяется снижение суммарных потерь в трансформаторах Р тр при работе с оптимальным числом трансформаторов по формуле:

P = Pтр2- Pтр1 = 41,82 — 26,65 = 15,17 кВт

7.4 Определяем экономию электрической энергии при переходе на работу с Оптимальным (экономичным)числом трансформаторов:

W = P* t = 15,17*2200 = 33 374 кВтч = 33,3 МВтч где t число часов работы подстанции с Sнагр, ч/год

7.5 Определяется годовой экономический эффект в денежном выражении: Э = W*Tпот э = 33,3 * 850 = 28 367 руб/год, где Тпот э — тариф на потери электрической энергии в электросетях 85 коп/кВтч или 850 руб/МВтч.

8. Расчет сетевого графика заданного комплекса работ

(сооружение участка воздушной линии 110 кВ) Сетевой график (СГ) ремонта приведен в графической части и состоит из следующих элементов, работ, событий, ожиданий, логических связей, путей. Основными параметрами событий СГ являются ранее и позднее сроки свершения событий (t_i^p, t_i^п) и основными параметрами работ являются:

— Время начала и окончания t_i-j^PH и t_i-j^PO

— Время окончания и начала t_i-j^ПО и t_i-j^ПН

— Расчет времени полный и частный R_i-j и r_i-j

Таблица11. — Расчет параметров работ сетевого графика (табличный метод).

1. Нормативы численности промышленно—производственного персонала предприятий электрических сетей — М.: ЦОТ-энерго, РАО «ЕЭС Россия», 2004.

2. Экономика и управление в энергетике: Учебное пособие для студентов средних

профессиональных учебных заведений. Т. Ф. Басова, Н. Н. Кожевников, Э. Г. Леонова и др.; под редакцией Н. Н. Кожевникова — С. Пд.: М.: Издательский центр «Академия», 2003.

3. Справочник по проектированию электрических систем. Под редакцией Д. Л. Файбисовича — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2005.

4. Методические издания и задания для контрольных работ (сборник) для студентов — заочников специальности 1001 «Электрическое оборудования электрических

станций и сетей" - Иваново: ВЗЭК, 2000.

5. Капустина А. Г. Расчет среднегодовых техническо-экономических показателей работы электрической сети — Иваново: ВЗЭК, 2003.