Технико-экономическое обоснование системы электроснабжения предприятия

Введение Целью курсового проекта является закрепление теоретических знаний, полученных при изучении курса «Организация производства», и приобретение навыков расчетов по основным вопросам проектирования и организации эксплуатации и ремонта электрохозяйства промышленных предприятий.
Задача курсового проекта – выполнение на основе приведенных в методических указаниях исходных данных, нормативно-справочных материалов ряда технико-экономических расчетов, связанных с обоснованием систем электроснабжения промышленного предприятия, включая расчет электрической нагрузки, определение мощности главной и цеховых подстанций, расчет капитальных вложений, расчет численности и размера фонда заработной платы персонала электрохозяйства предприятия, расчет основных технико-экономических показателей энергоснабжения предприятия. При выполнении работы использовался нормативно-справочный материал, приведенный в приложениях к методическим указаниям, и литература, связанная с организацией и управлением электрохозяйством предприятия. Графическая часть курсового проекта содержит: · суточный график электрической нагрузки предприятия за зимние и летние сутки (прил.1); · организационную структуру управления энергохозяйством предприятия (прил. 2). Вариант №24 Исходные данные по Металлургическому комбинату № п/п Наименование Обозначение Величина Ед. изм. 1 Годовой объем производства П 580,0 (580 000) Тыс. т. (т) 2 Протяженность ЛЭП L 23 км 3 Протяженность кабельных сетей L 27 км 4 Напряжение ЛЭП U 110 кВ 5 Напряжение ГПП U 110/10 кВ 6 Потери активной мощности ∑Рп 4,4 % ЛЭП Р 1,5 % ГПП Р 0,8 % Цеховые подстанции Р 1,2 % Кабельные сети Р 0,9 % 7 Мощность механических двигателей Р 340 л.с. 8 Число часов использования установленной мощности механических двигателей Т 4100 ч 9 Удельный расход электроэнергии на единицу продукции (без осветительной нагрузки) Э 200 кВт·ч 10 Число часов использования максимума электрической нагрузки Т 7000 ч 11 Осветительная нагрузка в % к максимальной производственной нагрузке Р 4 % 12 Коэффициент спроса К 0,3 13 Стоимость установки силового электрооборудования 400 руб./кВт 14 Стоимость установки осветит. оборудования 2000 руб./кВт 15 Выработка продукции на 1 рабочего в год В 250 т/чел. Таблица 1 Суточные графики электрической нагрузки (в % к максимуму электрической нагрузки предприятия)
Часы суток Потребители Черная металлургия Промосвещение (зима)
Промосвещение (лето) 0 85 60 50 1 84 50 40 2 83 40 30 3 83 35 20 4 84 30 20 5 83 35 15 6 82 60 20 7 90 75 20 8 98 100 15 9 100 80 10 10 100 50 10 11 96 40 10 12 87 15 10 13 96 15 10 14 98 15 10 15 98 40 10 16 95 85 10 17 98 100 20 18 98 100 30 19 96 90 50 20 99 85 65 21 99 80 80 22 95 75 75 23 93 70 60 Таблица 2
ПРОВЕДЕНИЕ ОБОСНОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1. Расчет электрической нагрузки предприятия и построение графиков нагрузки 1.1. Суммарное годовое потребление электроэнергии промышленным предприятием (полезное потребление) слагается из потребления на технологические и силовые нужды производства продукции (Эпр) и промышленное освещение (Эосв), кВт·ч: Эгод = Эпр + Эосв. Аналогично суммарная максимальная активная нагрузка предприятия представляет собой сумму промышленной и осветительной активной нагрузки предприятия, кВт: Рмакс = Рпрмакс + Росвмакс. Годовая потребность в электроэнергии на производство (Эпр) определяется из удельного расхода электроэнергии на единицу продукции (Эуд) и годового объема производства (П), кВт·ч: Эпр = ЭудП. На основании имеющихся данных рассчитаем годовое потребление электроэнергии на предприятии: Эпр = 580000,00 т * 200,00 кВтч/т = 116000000,00 кВтч Зная потребность в электроэнергии на производство, можно определить максимальную активную нагрузку предприятия (Pпрмакс), используя для этого справочные данные о годовом числе часов использования максимума нагрузки (Тпрмакс), характерном для режима электропотребления нефтепромысла, кВт: Рпрмакс = Эпр/Тпрмакс Рпрмакс = 116000000,00 кВтч / 7000,00 ч = 16571,43 кВт Максимум активной нагрузки промышленного освещения на предприятие (Росвмакс) принимается в процентах к производственной нагрузке: Росвмакс = 0,04 * 16571,43 кВт = 662,86 кВт Для того чтобы определить годовую потребность в электроэнергии на освещение (Эосв), необходимо определить из типовых суточных графиков промышленного освещения для зимы и лета годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки (Тосвмакс), ч: Промосвещение(Зима): (0,6 + 0,5 + 0,4 + 0,35 + 0,3 + 0,35 + 0,6 + 0,75 + 1,0 + 0,8 + 0,5 + 0,4 + 0,15 + 0,15 + 0,15 + 0,4 + 0,85 + 1,0 + 1,0 + 0,9 + 0,85 + 0,8 +0,75 + 0,7) * 100 / 24 = 59,38 средний процент за зиму (сутки) Промосвещение(Лето): (0,5 + 0,4 + 0,3 + 0,2 + 0,2 + 0,15 + 0,2 + 0,2 + 0,15 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,1 + 0,2 + 0,3 + 0,5 + 0,65 + 0,8 +0,75 + 0,6) * 100 / 24 = 28,75 средний процент за лето (сутки) Средний процент = (59,38 + 28,75) / 2 = 44,06 365 * 24 = 8760,00 ч Tосвмакс = 8760 * 0,4406 = 3859,66 ч Теперь определим годовую потребность в электроэнергии на освещение, кВт·ч: Эосв = Росвмакс Тосвмакс Эосв = 662,86 кВт * 3859,66ч = 2558414,23 кВт·ч Тогда суммарное годовое потребление электроэнергии предприятием: Эгод = 116000000,00 кВт·ч + 2558414,23 кВт·ч = 118558414,23 кВт·ч, а суммарная максимальная активная нагрузка соответственно равна: Рмакс = 16571,43 кВт + 662,86 кВт = 17234,29 кВт. 1.2. После определения потребности предприятия в электрической энергии и активной мощности приступаем к построению суточных графиков активной электрической нагрузки для зимних и летних суток (приложение 1). Для этого используются типовые графики активной электрической нагрузки, учитывающие характерные особенности режима электропотребления. Для построения суточных графиков активной электрической нагрузки предприятия используются данные таблицы 3.
Данные для построения суточных графиков активной электрической нагрузки для зимних и летних суток Часы суток Электрическая нагрузка, кВт На производство На промосвещение Итого полезная нагрузка Зима Лето Зима Лето 0 14085,72 397,72 331,43 14483,43 14417,15 1 13920,00 331,43 265,14 14251,43 14185,15 2 13754,29 265,14 198,86 14019,43 13953,14 3 13754,29 232,00 132,57 13986,29 13886,86 4 13920,00 198,86 132,57 14118,86 14052,57 5 13754,29 232,00 99,43 13986,29 13853,72 6 13588,57 397,72 132,57 13986,29 13721,14 7 14914,29 497,15 132,57 15411,43 15046,86 8 16240,00 662,86 99,43 16902,86 16339,43 9 16571,43 530,29 66,29 17101,72 16637,72 10 16571,43 331,43 66,29 16902,86 16637,72 11 15908,57 265,14 66,29 16173,72 15974,86 12 14417,14 99,43 66,29 14516,57 14483,43 13 15908,57 99,43 66,29 16008,00 15974,86 14 16240,00 99,43 66,29 16339,43 16306,29 15 16240,00 265,14 66,29 16505,15 16306,29 16 15742,86 563,43 66,29 16306,29 15809,14 17 16240,00 662,86 132,57 16902,86 16372,57 18 16240,00 662,86 198,86 16902,86 16438,86 19 15908,57 596,57 331,43 16505,15 16240,00 20 16405,72 563,43 430,86 16969,15 16836,57 21 16405,72 530,29 530,29 16936,00 16936,00 22 15742,86 497,15 497,15 16240,00 16240,00 23 15411,43 464,00 397,72 15875,43 15809,15 Таблица 3 Графики активной электрической нагрузки построены совмещённо в одних координатах и приведены в приложении 1. Для анализа графиков рассчитаем следующие показатели: · Кз – коэффициент заполнения графика нагрузки. Для лета:
Клз = Рлср / Рлмакс где Рлср – среднечасовая активная нагрузка в летний период, Рлмакс – максимальная часовая нагрузка в летний период Рлср = 15519,15 кВт, Рлмакс = 16936,00 кВт Клз = 15519,15 / 16936,00 кВт = 0,92. Для зимы: Кзз = Рзср / Рзмакс где Рзср – среднечасовая активная нагрузка в зимний период, Рзмакс – максимальная часовая нагрузка в зимний период Рзср = 15722,15 кВт, Рзмакс = 17101,72 кВт Кзз = 15722,15 кВт / 17101,72 кВт = 0,92. · Кр – коэффициент неравномерности графика нагрузки. Для лета: Клр = Рлмин / Рлмакс где Рлмин – минимальная активная электрическая нагрузка летом Клр = 13721,14 кВт / 16936,00 кВт = 0,81. Для зимы: Кзр = Рзмин / Рзмакс где Рзмин – минимальная активная электрическая нагрузка зимой Кзр = 13986,29 кВт / 17101,72 кВт = 0,82. 2. Определение мощности ГПП, цеховых подстанций и токоприемников 2.1. В курсовом проекте принята следующая схема электроснабжения предприятия: от принадлежащей энергосистеме подстанции через высоковольтную воздушную линию электропередачи (ЛЭП) соответствующей мощности запитана главная понизительная станция (ГПП); от ГПП через кабельные линии соответствующих напряжения и мощностей запитаны цеховые подстанции; от цеховых подстанций запитаны токоприемники. Мощность ГПП (SГППмакс) должна обеспечить надежное и экономичное покрытие полной (активной и реактивной) максимальной электрической нагрузки предприятия. Кроме активной нагрузки – производственной и промосвещения – при расчете полной мощности необходимо учесть потери электрической мощности во всех элементах системы электроснабжения и коэффициент мощности (cosj), величина которого принимается равной 0,9. Потери в процентах к максимуму полезной нагрузки приведены в исходных данных. Мощность ГПП определяется по формуле, кВ·А: SГППмакс = Рмакс(100 + SРп) / (cosj 100), где SРп – суммарные потери активной мощности на ГПП, в цеховых подстанциях и кабельных линиях, %. SРп = 0,8 + 1,2 + 0,9 = 2,9 Рассчитаем SГППмакс: SГППмакс = 17234,29 кВт * (100 + 2,9) / (0,9 * 100) = 19704,54 кВ·А. Единичная номинальная мощность трансформаторов определяется исходя из условия установки на ГПП двух одинаковых трансформаторов. Установленная мощность двух трансформаторов ГПП (SГППуст), учитывая возможность аварийного выхода из строя одного из них, не должна быть ниже 1,5 SГППмакс. Следовательно, SГППуст ³ 1,5 SГППмакс, 1,5 * SГППмакс = 1,5 * 19704,54 кВ·А = 29556,81 кВ·А; SГППуст ³ 29556,81 кВ·А. В таком случае выбираем два трансформатора мощностью 16000 кВ·А каждый. SГППуст = 32000 кВ·А 2.2. При определении количества и мощности цеховых подстанций, с целью упрощения расчета, будем исходить из того, что высоковольтные потребители на предприятии отсутствуют, т.е. вся электроэнергия, потребляемая предприятием, проходит через цеховые подстанции. Нагрузку каждой из подстанций (Sцпi) и, следовательно, их общее количество следует определять, ориентируясь на покрытие суммарного максимума нагрузки. Сумма максимумов нагрузки всех цеховых подстанций (SSцпмакс) должна быть больше мощности ГПП (SГППмакс) за счет разновременности максимумов нагрузки отдельных цеховых подстанций. Это учитывается коэффициентом совмещения нагрузки (Ксовм), который равен 0,8. Сумма максимумов электрической нагрузки цеховых подстанций (SSцпмакс) определяется из выражения, кВ·А: SSцпмакс = Рмакс(100 + РЦПпот) / Ксовмcosj100, где Рцппот – потери активной мощности в цеховых подстанций, %; SSцпмакс = 17234,29 кВт (100 + 1,2) / (0,8 · 0,9 · 100) = 24223,75 кВ·А Полученное значение SSцпмакс действительно больше, чем значение SГППмакс (24223,75 кВ·А > 19704,54 кВ·А). При определении количества цеховых подстанций, покрывающих максимум нагрузки, будем принимать мощность отдельных подстанций не выше 4000 кВ·А. Для электроснабжения потребителей первой категории, на которых в целях обеспечения надежности предусматривается установка двух одинаковых трансформаторов, на предприятии используется три трансформаторных подстанций: 2 мощностью по 3200 кВ·А и 1 - 2000 кВ·А. Характеристика подстанций для обеспечения потребителей первой категории Количество трансф-ов мощность количество ЦП мощность ЦП стоимость ЦП Общая стоимость 2 1600 2 6400 780 1560 2 1000 1 2000 690 690 Итого 3 8400 2250 Таблица 4 Максимальная нагрузка всех подстанций для потребителей первой категории (SSIцпмакс) равна 5500 кВ·А. Установленная мощность трансформаторов подстанций первой категории определяется из неравенства: SSIцпуст ³ 1,5SSIцпмакс SSIцпуст ³ 1,5 * 5500 кВ·А SSIцпуст ³ 8250 кВ·А SSIцпуст = 8400 кВ·А Тогда максимальная нагрузка подстанций для электроснабжения потребителей второй и третьей категории составит, кВ·А: SSII-III цпмакс ³ SSцпмакс - SSIцпмакс; SSII-III цпмакс ³ 24223,75 кВ·А – 5500 кВ·А ³ 18723,75 кВ·А. На каждой из подстанций устанавливается один трансформатор. Суммарная установленная мощность (SSII-III цпуст) определяется из неравенства, кВ·А: SSII-III цпуст ³ 1,33 S SII-III цпмакс, SSII-III цпуст ³ 1,33 * 18723,75 кВ·А ³ 24902,59 кВ·А. SSII-III цпуст = 25000 кВ·А Характеристика подстанций для обеспечения потребителей второй и третьей категории Количество трансф-ов мощность количество ЦП мощность ЦП стоимость ЦП Общая стоимость 1 4000 5 20000 530 2650 1 2500 2 5000 460 920 Итого 7 25000 3570 Таблица 5 2.3. Номинальная (активная) мощность токоприемников на предприятие (Ртокопрном) определяется исходя из его промышленной нагрузки (Рпрмакс) и коэффициента спроса (Кспр), характерного для металлургической промышленности: Ртокопрном = Рпрмакс / Кспр, кВт;
Ртокопрном = 16571,43 кВт / 0, 3 = 55238,10 кВт. Номинальная мощность осветительных установок определяется: Росвном = Росвмакс / Косвспр, кВт, где Косвспр – коэффициент спроса осветительных установок; Косвспр = 0,8. Росвном = 662,86 кВт / 0,8 = 828,58 кВт. 3. Расчет сметной стоимости системы электроснабжения предприятия В сметную стоимость системы электроснабжения предприятия включаются капитальные затраты на строительство, монтаж и оборудование воздушных ЛЭП, ГПП, цеховых подстанций, кабельных линий, на электрооборудование цехов и осветительные установки. 3.1. Капиталовложения(К) необходимые на сооружение ГПП рассчитываются по следующей эмпирической формуле, тыс. руб.: ГПП – 110 кВ К = 20(130 + 2SГППуст), где SГППуст – мощность трансформаторов, установленных на ГПП, МВ·А. Значение SГППуст = 32000 кВ·А = 32 МВ·А. Тогда имеем: Кгпп = 20 * (130 + 2 * 32 МВ·А) = 3880 тыс. руб. 3.2. Капиталовложения на сооружение цеховых подстанций представлены в следующей таблице: Укрупненная стоимость сооружения цеховых подстанций (тыс. руб.) Цеховые подстанции Общая стоимость подстанций, тыс. руб. Для потребителей первой категории 2250,00 Для потребителей второй и третьей категории 3570,00 Итого 5820,00 Таблица 6 3.3. Капиталовложения на сооружение воздушной ЛЭП от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия определяются по удельным затратам на сооружение 1 км ЛЭП в зависимости от напряжения и типа линий, материала опор и проводов. Для выбора типа линий, материала опор и проводов для воздушной ЛЭП, обеспечивающей электроснабжение предприятия, необходимо определить потребную пропускную мощность этой линии (SЛЭП), кВ·А: SЛЭП ³ РГППмакс(100 + РЛЭПпот) / cosj 100, где РЛЭПпот – потери активной мощности в воздушной ЛЭП, %. РГППмакс = SГППмакс · cosj; РГППмакс = 19704,54 кВ·А * 0,9 = 17734,09 кВ·А. SЛЭП ³ 17734,09 кВ·А * (100 + 1,5) / (0,9 * 100) = 20000,11 кВ·А. Исходя из потребной пропускной мощности ЛЭП и ее напряжения определяется сила тока (IЛЭП), А: , IЛЭП = 20000,11 кВ·А / (* 110 кВ) = 52,49 А Сечение проводов, а значит, и их марка и тип линий выбираются исходя из экономической плотности тока (iэк), по формуле, А/мм2: iэк ³ iЛЭП = IЛЭП/Sпров, где Sпров – сечение провода, мм2; iЛЭП – плотность тока в проводах, А/мм2. плотность тока в проводах Сила тока в ЛЭП, А Площадь сечения проводника(ЛЭП), мм2 Плотность тока в ЛЭП, А/мм2 52,49 70 0,75 95 0,55 120 0,44 150 0,35 185 0,28 240 0,22 300 0,17 Таблица 7 По данным справочного материала iэк = 1,0, из всех приведённых в таблице 7 значений плотности тока самое близкое к 1,0 это 0,75, следовательно площадь сечения проводника должна быть 70 мм2, а это соответствует типу провода АС-70. Показатели стоимости ЛЭП приведены в таблице 8. Укрупненные показатели стоимости ЛЭП (тыс. руб./км) Тип провода Тип линий и материал опор Железобетонные металлические одноцепные двухцепные одноцепные двухцепные АС-70 162 240 --- --- Таблица 8 Выбранный тип линий – одноцепная линия с железобетонными опорами. Тогда стоимость сооружения ЛЭП равна: Клэп = 162 тыс. руб. * 23 км = 3726 тыс. руб. 3.4. Прежде чем приступить к расчету затрат на прокладку кабельных линий, необходимо их общую протяженность произвольно распределить на несколько групп по величине пропускной мощности в соответствии с установленными мощностями цеховых подстанций, к которым они проложены от ГПП (в целях упрощения расчетов принято, что затраты на прокладку кабелей от цеховых подстанций к токоприемникам входят в стоимость последних и отдельно не учитываются). . Протяженность кабельных линий категория номер группы мощность кВ·А количество ЦП, шт Длина кабеля, подведенного к группе, км. 1 1 3200 2 10 2 2000 1 8 2 и 3 3 4000 5 4 4 2500 2 5 Итого 10 27 Таблица 9 Для каждой группы, исходя из напряжения и мощности соответствующих цеховых подстанций (Uцп, Sцп), определяется величина тока в кабеле (Iкаб, А) и, исходя из экономической плотности тока (Iэк, А/мм2) кабелей различных марок выбирается тип кабеля. ,
где Uцп=10 кВ Для группы №1: Iкаб1 = 3200 кВ·А / (* 10 кВ) = 184,75 А Для группы №2: Iкаб2 = 2000 кВ·А / (* 10 кВ) = 115,47 А Для группы №3: Iкаб3 = 4000 кВ·А / (* 10 кВ) = 230,94 А Для группы №4: Iкаб4 = 2500 кВ·А / (* 10 кВ) = 144,34 А , А/мм2 iкаб – плотность тока в кабеле, А/мм2. Определение плотности тока в кабеле, А/мм2 Sсеч мм2 № группы 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 1 --- 11,547 7,390 5,279 3,695 2,639 1,945 1,540 1,232 0,999 0,770 2 --- 7,217 4,619 3,299 2,309 1,650 1,215 0,962 0,770 0,624 0,481 3 --- 14,434 9,238 6,598 4,619 3,299 2,431 1,925 1,540 1,248 0,962 4 --- 9,021 5,774 4,124 2,887 2,062 1,519 1,203 0,962 0,780 0,601 Таблица 10 Соответственно полученным значениям определяется материал из которого изготовлены жилы кабеля, таблица 11 Вид проводника Sсеч мм2 Номер группы 120 150 185 240 iэк Материал жил 1 1,540 1,232 0,999 0,770 1,2 алюминий 2 0,962 0,770 0,624 0,481 1,2 алюминий 3 1,925 1,540 1,248 0,962 1,2 алюминий 4 1,203 0,962 0,780 0,601 1,2 алюминий таблица 11 Выбранный способ прокладки зависит от категории потребителей тока, для первой категории предусмотрена прокладка в каналах и туннелях, для второй – в траншее. остальные данные, а также показатели стоимости приведены в таблице 12. Характеристика кабелей катеория потребителей Номер группы Sсеч,мм2 Вид кабеля Цена, тыс. руб./км 1 1 185 ААБГ 80 2 120 ААБГ 60 2 3 240 ААБ 108 4 150 АСБ 112 таблица 12 Зная длину кабеля подведенного к группе (таблица 9), рассчитываются капитальные вложения на прокладку кабельных линий: Ккаб = 10 * 80 + 8 * 60 + 4 * 108 + 5 * 112 = 2272 тыс. руб. 3.5. Капиталовложения на внутреннее электрооборудование (Кэо) цехов без стоимости электродвигателей определяются исходя из общей установленной мощности токоприемников и примерной стоимости установки одного киловатта активной мощности (включая прокладку кабеля от цеховой подстанции до токоприемника).
Ртокопрном = 55238,10 кВт Ссил 1кВт = 400 руб / кВт Кэо = Ртокопрном * Ссил 1кВт = 22095,24 тыс. руб. Аналогично определяются капиталовложения на оборудование осветительных установок (Косв). Росвном = 828,58 кВт. Сосв 1кВт = 2000 руб / кВт Косв = Росвном * Сосв 1кВт = 1657,16 тыс. руб. Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения №п/п Элементы системы Капиталовложения Удельные капиталовложения Тыс. руб. % Ед. изм. Размер 1 ЛЭП 3726,00 9,44 т.руб./км 162,00 2 ГПП 3880,00 9,84 руб./кВ*А 121,25 3 Кабельные сети 2272,00 5,76 т.руб./км 84,15 4 Цеховые подстанции 5820,00 14,75 руб./кВ*А 174,25 5 Электрооборудование цехов 22095,24 56,01 руб./кВт 400,00 6 Осветительные установки 1657,16 4,20 руб./кВт 2000,00 Итого 39450,40 100,00 руб./кВт макс.нагр. 2289,06 таблица 13 4. Расчет численности и размера фонда заработной платы персонала электрохозяйства предприятия 4.1. Расчет численности персонала энергохозяйства предприятия включает в себя: - составление планового баланса рабочего времени; - расчет численности персонала по обслуживанию и ремонту электрооборудования цехов, трансформаторных подстанций, воздушных и кабельных электрических сетей. Причем учитывается только ремонтный персонал, осуществляющий средний и текущий (иначе – расширенный текущий) ремонт, так как предполагается, что проведение капитальных ремонтов осуществляется централизованно персоналом специализированных ремонтных предприятий или в электроремонтном цехе предприятия. Режим работы эксплуатационного дежурного персонала такой же, как и у персонала, обслуживающего технологическое оборудование; у ремонтного персонала – двухсменный с двумя выходными днями в неделю при восьмичасовом рабочем дне. При составлении планового баланса рабочего времени одного рабочего принимаем: · среднюю продолжительность основного и дополнительного отпуска – 6%; · учебные отпуска – 0,5%; · невыходы по болезни – 3,0%; · невыходы в связи с выполнением государственных обязанностей – 0,5%; · внутрисменные потери – 1,5% от номинального фонда рабочего времени. Расчет планового баланса рабочего времени ведется по форме таблицы 14 для текущего календарного года. Баланс рабочего времени одного рабочего №п/п Категории времени Количество Дней Часов 1 Календарный фонд времени 365 2920 2 Нерабочие дни всего, в том числе: 114 912 Праздничные 10 80 Выходные 104 832 3 Номинальный фонд рабочего времени 251 2008 4 Неиспользуемое время всего, в том числе: 25,1 200,8 основные и дополнительные отпуска 15,06 120,48 учебные отпуска 1,255 10,04 невыходы по болезням 7,53 60,24 невыходы в связи с выполнением государственных обязанностей 1,255 10,04 5 Явочное время одного рабочего 225,9 1807,2 6 Внутрисменные потери 3,765 30,12 7 Полезный (эффективный) фонд рабочего времени 222,135 1777,08 8 Коэффициент использования рабочего времени 0,885 0,885 таблица 14 Явочная численность эксплуатационных рабочих по межремонтному обслуживанию (nэяв) определяется по формуле, чел: nэяв = nсмSR/Rуд, где nсм = 3 SR – общее количество условных единиц ремонтной сложности электрооборудования, трансформаторных подстанций и сетей предприятия;
Rуд – количество условных единиц ремонтной сложности, приходящихся на одного эксплуатационного рабочего, Rуд = 650 В связи с отсутствием данных о составе электрооборудования общее количество условных единиц ремонтной сложности в курсовом проекте определяется укрупнено, исходя из максимальной активной нагрузки предприятия (Pмакс). При Pмакс от 10000 до 25000 кВт, на 1 кВт принимаем 0,7 единиц ремонтной сложности. SR = Pмакс * 0,7 SR = 17234,29 кВт * 0,7 = 12064,00 nэяв = 3 * 12064,00 усл. ед. / 650 усл. ед. = 55,68 Явочное количество ремонтных рабочих определяется по формуле, чел.: nряв = Stрем / tсмnдн явКнв, где Stрем – годовая трудоемкость текущего и среднего ремонтов оборудования, чел./ч; tсм – номинальная продолжительность смены, ч; nдн яв – явочное количество рабочих дней в году одного рабочего; Kнв – планируемый коэффициент выполнения норм выработки (принимается равным 1,05). Годовая трудоемкость работ по ремонту электрооборудования цехов, трансформаторных подстанций и линий электропередачи определяется приближенно по эмпирической формуле, чел.-ч: Stрем = 12(1,2nтр+7) SR/а tрц, где 1,2 и 7 – нормы времени в часах на единицу ремонтной сложности при производстве текущего и среднего ремонтов; nтр – количество текущих ремонтов в одном цикле между двумя средними ремонтами (принимается равным 2); а – коэффициент, учитывающий число смен работы оборудования (равен 0,6); tрц – продолжительность ремонтного цикла в месяцах между средними ремонтами (принимается равным 10 месяцам). Рассчитаем Stрем: Stрем = 12 * (1,2 * 2 + 7) * 12064,00 / (0,6 * 10) = 226803,20 чел.-ч. nряв = 226803,20 чел.-ч. / (8ч * 225,9 * 1,05) = 119,52 чел. Тогда nяв = nэяв + nряв = 55,68 чел. + 119,52 чел. = 175,20 чел. После расчета явочной численности рабочих определяется списочная численность рабочих эксплуатационного и ремонтного персонала. Переход от явочного состава к списочному осуществляется при помощи коэффициента использования рабочего времени (Крв), чел.: nсп = nяв / Крв = 175,20 чел. / 0,885 = 197,97 чел. Численность руководителей и специалистов принимается в количестве 15% от численности рабочих: nрс = nсп * 0,15 = 197,97 чел. * 0,15 = 29,70 чел. 4.2. Расчет планового фонда заработной платы персонала электрохозяйства предприятия Расчет фонда заработной платы ведется раздельно для эксплуатационных рабочих, оплачиваемых по повременно-премиальной системе, и для ремонтных рабочих, оплачиваемых по сдельно-премиальной системе. При расчете фондов заработной платы принято определять тарифный, часовой, дневной и годовой фонды. Тарифный фонд заработной платы ремонтных рабочих (Зрт) определяется исходя из трудоемкости ремонтных работ и среднего тарифного разряда работ (Тср), тыс. руб.: Зрт = Тср Stрем. Тарифный фонд заработной платы эксплуатационных рабочих (Зэт) определяется исходя из эффективного рабочего времени (Фэф) явочной численности эксплуатационного персонала (nэяв), и среднего тарифного разряда работ (Тсрст), тыс. руб.: Зэт = ТсрФэф nэяв. В курсовом проекте принят четвертый тарифный разряд работ с часовой тарифной ставкой 40 руб./ч. Тогда: Зрт = 0,04 тыс. руб./ч * 226803,20 чел.-ч = 9072,13 тыс. руб. Зэт = 0,04 тыс. руб./ч * 1777,8 ч * 55,68 чел. = 3959,52 тыс. руб. Часовой фонд заработной платы рабочих помимо тарифного фонда содержит премии по сдельно-премиальной и повременно-премиальной системам оплаты труда, доплаты за работу в ночное время, доплаты неосвобожденным бригадирам за руководство бригадой, доплаты квалифицированным рабочим за обучение учеников. Доплаты за работу в ночное время планируются только для эксплуатационных рабочих. Размер этих доплат принимается в курсовом проекте равным 5% тарифного фонда эксплуатационного персонала. Прочие доплаты и премии принимаются равными для эксплуатационных рабочих 35%, для ремонтных рабочих 30% тарифного фонда. Зрч = Зрт + (Зрт * 0,30) = Зрт * 1,3 = 11793,77 тыс. руб. Зэч = Зэт + (Зэт * 0,05) + (Зэт * 0,35) = Зэт * 1,4 = 5543,32 тыс. руб. В дневной фонд заработной платы рабочих помимо часового фонда включаются доплаты подросткам за сокращенный рабочий день, оплата перерывов в работе кормящих матерей. В курсовом проекте их величина составляет 0,2% тарифного фонда. Кроме того, в дневной фонд включаются доплаты ремонтным рабочим за работу в выходные и праздничные дни. Доплату за работу в праздничные дни (в курсовом проекте принято, что в году таких дней 6) следует принимать в размере тарифной заработной платы за эти дни (половина установленной законодательством двойной оплаты в праздничные дни, вторая половина учтена через трудоемкость работ в тарифном фонде заработной платы рабочих-ремонтников), увеличенной на размер премии. Что касается работы в выходные дни – за нее должны быть предоставлены отгулы. Их дополнительная оплата производится только в случае невозможности предоставить отгул (в связи с увольнением и в других предусмотренных законодательством случаях). В курсовом проекте следует принять, что таких случаев нет. Зрдн = Зрч + 0,002 * Зрт + Тср * 8 * 6 * nряв где 6 – рабочие праздничные дни 8 – продолжительность рабочей смены, ч Зрдн = 11793,77+ 0,002 * 9072,13+ 0,04 * 8 * 6 * 119,52 = 12041,39 тыс. руб. Зэдн = Зэч + 0,002 * Зэт Зэдн = 5543,32 + 0,002 * 3959,52 = 5551,24 тыс. руб. Доплаты до годового фонда оплаты труда рабочих (за отпуска и выполнение государственных обязанностей) определяются в процентах к дневному фонду заработной платы. Процент невыходов на работу, приходящихся на отпуск и на выполнение государственных обязанностей, был определен ранее при составлении баланса рабочего времени. Этот процент определялся по отношению к номинальной, а не отработанной (эффективной) продолжительности рабочего года. Поэтому при определении процента доплат за отпуска и выполнение государственных обязанностей процент неявок, исчисленный по отношению к номинальной продолжительности рабочего года, следует пересчитать по отношению к отработанному времени (полезному фонду рабочего времени). Количество дней приходящееся на отпуска и на выполнение государственных обязанностей, равно 17,57 дня (данные таблицы 14). Тогда запланированный процент невыходов по этим причинам составит: (17,57 / 251) * 100 = 7,0 % Процент доплат в таком случае будет равен: 7,0% / 0,885 = 7,9 % Тогда доплаты до годового фонда равны: Зрг = Зрдн * (1+0,079), Зрг = 12041,39 * (1+0,079) = 12992,66 тыс.руб. Зэг = Зэдн * (1+0,079), Зэг =5551,24 * (1+0,079) = 5989,79 тыс.руб.
Фонд заработной платы руководителей и специалистов в курсовом проекте следует принять процентом от фонда заработной платы рабочих. Этот процент должен быть равен принятому ранее отношению численности руководителей и специалистов к численности рабочих (в процентах), умноженному на коэффициент 1,3, учитывающий превышение средней заработной платы руководителей и специалистов над средней заработной платы рабочих.
Зрукг = (Зрг + Зэг) * 0,15 * 1,3 = 3701,58 тыс. руб. Расчет годового фонда заработной платы персонала электрохозяйства предприятия сводится в таблицу 15. . Расчет годового фонда заработной платы N п/п Категории фонда. Виды доплат Зара. плата персонала, тыс. руб. Экспл-ого Рем-го Всего 1 Тарифный фонд заработной платы рабочих за год 3959,52 9072,13 13031,65 2 Доплаты до часового фонда заработной платы рабочих, в том числе: 1583,81 2721,64 4305,45 оплата за работу в ночное время 197,8 0 197,80 прочие доплаты и премия 1385,832 2721,64 4107,472 3 Часовой фонд заработной платы рабочих 5543,32 11793,77 17337,09 4 Доплаты до дневного фонда заработной платы рабочих (за работу в праздничные дни) 7,92 247,62 255,54 5 Дневной фонд заработной платы рабочих 5551,24 12041,39 17592,63 6 Доплаты до годового фонда заработной платы, в том числе оплата отпусков и оплата дней выполнения гособязанностей 438,55 951,27 1389,82 7 Годовой фонд заработной платы рабочих 5989,79 12992,66 18982,45 8 Годовой фонд заработной платы руководителей и специалистов 1168,01 2533,57 3701,58 9 Среднегодовая заработная плата персонала, в том числе рабочих 7157,80 15526,23 22684,03 Таблица 15 5. Расчет сметы годовых производственных затрат на обслуживание электрохозяйства предприятия и внутризаводской себестоимости электроэнергии 5.1. Расчет сметы годовых производственных затрат В курсовом проекте эти затраты определяются укрупнено в виде сметы по следующим группам: - амортизация; - годовой фонд заработной платы эксплуатационного персонала; - отчисления на социальное страхование; - ремонтный фонд; - прочие расходы. Смета годовых производственных затрат по обслуживанию электрохозяйства предприятия № п/п Группы затрат Эксплуатационные затраты тыс. руб. % 1 Амортизация 3156,03 2,98 2 Зарплата эксплуатационного персонала 7157,80 6,76 3 Отчисления на социальное страхование 2548,18 2,41 4 Ремонтный фонд 90377,09 85,30 5 Прочие расходы 2711,31 2,56 Итого 105950,41 100,00 Таблица 16 Амортизационные отчисления в курсовом проекте принимаются исходя из среднегодовой нормы амортизации 8% от капитальных затрат на сооружение системы электроснабжения предприятия. Отчисления на социальное страхование (пенсионное страхование, медицинское страхование и т.д.) учитываются в установленном правительством на момент выполнения курсового проекта размере (35,6%). Ремонтный фонд включает в себя затраты на текущий, средний и капитальный ремонты. Затраты на текущий ремонт (в т.ч. средние ремонты с межремонтным циклом до 1 года) состоят из:
- годового фонда заработной платы ремонтного персонала; - отчислений на социальное страхование; - стоимости материалов, полуфабрикатов и запасных частей (принимается в размере 100% от тарифного фонда заработной платы рабочих). Прочие расходы принимаются в размере 3% от основной и дополнительной заработной платы эксплуатационных рабочих.
5.2. Определение внутризаводской себестоимости распределения и потребления энергии. Себестоимость распределения 1 кВт·ч электроэнергии определяется частным от деления общей суммы эксплуатационных затрат по обслуживанию электрохозяйства (Зэкс) предприятия на общее количество полезно потребляемой электроэнергии, руб./кВт·ч: Срасп = S Зэкс/Эгод; Срасп = 105950,41 руб. * 1000 / 118558414,23 кВт·ч = 0,89 руб./кВт·ч Себестоимость 1 кВт·ч полезно потребляемой электроэнергии (Спол потр) складывается из стоимости получаемой предприятием от энергосистемы киловатт-часа электроэнергии (Зэл) и эксплуатационных затрат (Зэкс) на обслуживание системы электроснабжения, приходящихся на 1 кВт·ч электроэнергии, руб./кВт·ч: Спол потр = (SЗэкс + Зэл)/ Эгод = Срасп +Сэл Спол потр = 0,89 + 0,78 руб/кВт.= 1,67 руб. Затраты на электроэнергию определяются в соответствии с действующей в 2004 году на территории Свердловской области системой тарифов на электрическую энергию и мощнсоть, вырабатываемую ОАО «Свердловэнерго», поставляемую потребителям Свердловской области, утвержденной постановлением региональной энергетической комиссии Свердловской области от 19.12.2003 года № 250-ПК. Решение применить одноставочные, двуставочные или зонные тарифы принимается исходя из задачи минимизации затрат на энергоснабжение. При расчете стоимости электроснабжения с целью упрощения следует считать, что: · продолжительность зимы и лета одинакова (по 183 дня) с одинаковым количеством выходных и праздничных дней в каждом из этих периодов (по 55 дней); · нагрузка в выходные и праздничные дни для металлургического комбината снижается на 50%. При рассмотрении одноставочных тарифов предпочтение отдаем дифференцированному по диапазонам годового числа часов использования заявленной мощности (от 6000 до 7000 часов). Таблицы 17,18,19 приведены в приложении 3. При применении одноставочных тарифов годовые затраты на электроснабжение: З1-ст = Т1-ст * Э∑, Э∑ = 143 249 066,50 кВт·ч = 143249,07тыс кВт·ч (по таблице 17) Следовательно, стоимость затрат по тарифу, дифференцированному по часам использования максимума нагрузки, равна: З1-ст = 855 руб./тыс.кВт·ч * 143249,07 тыс.кВт·ч = 122477951,86 руб. Плата за кВт·ч = 0,86 руб При применении двухставочного тарифа годовые затраты на электроснабжение равны: З2-ст = Зм2-ст + Зэ2-ст, где Зр2-ст и Зэ2-ст – части затрат, рассчитанные по ставкам за мощность и за энергию соответственно; Зм2-ст = Тм2-ст * SРмм, Зэ2-ст = Тэ2-ст * Э∑, где Рмм – месячные максимумы нагрузки (по таблице 18) Зм2-ст =204,23 МВт * 169640 руб/МВт = 34644954,66 руб Зэ2-ст = 542 руб./тыс.кВт·ч * 143249,07 тыс.кВт·ч = 77640995,94 руб. Следовательно, З2-ст = Зм2-ст + Зэ2-ст = 112285950,60 руб. Плата за кВт·ч = 0,78 руб При применении двухзонного тарифа годовые затраты на электроснабжение равны: З2-зон = ЗН2-зон + ЗД2-зон Где ЗН2-зон и ЗД2-зон – затраты на потребление в ночное время, а также в выходные и праздничные дни и в дневное время соответственно. ЗН2-зон = ТН2-зон*(Эзр(0-7) + Элр(0-7) + Эзв + Элв); ЗД2-зон = ТД2-зон*(Э∑ - Эзр(0-7) - Элр(0-7) - Эзв - Элв), где Эзр(0-7) и Элр(0-7) – потребление зимой и летом в рабочие дни с 0 до 7 часов; Эзв и Элв – потребление зимой и летом в выходные и праздничные дни. Таким образом: ЗН2-зон = 645 руб/тыс кВтч * 73435,57 тыс кВтч = 47365945,56 руб ЗД2-зон = 940 руб/тыс кВтч * (143249,07-73435,57) тыс кВтч = 65624685,76 руб З2-зон = 112990631,32 руб. Плата за кВт·ч = 0,79 руб./ кВт·ч При применении трехзонного тарифа затраты на электроснабжение равны: З3-зон = ЗН3-зон + ЗПП3-зон + ЗП3-зон, где ЗН3-зон, ЗПП3-зон и ЗП3-зон – затраты на потребление в ночной, полупиковой и пиковой зонах. ЗН3-зон = ТН3-зон*(Эзр(0-7) + Элр(0-7) + Эзв(0-7) + Элв(0-7)) ЗП3-зон = ТП3-зон*SЭПмес ЗПП3-зон = ТПП3-зон*( ЭS - SЭПмес – Эзр(0-7) - Элр(0-7) - Эзв(0-7) - Элв(0-7)) Где ЭПмес – месячное потребление энергии в пиковой зоне (по таблице 19), Эзр(0-7), Элр(0-7), Эзв(0-7) и Элв(0-7) – потребление электроэнергии в период 0 – 7 часов зимой и летом в рабочие, выходные и праздничные дни. ЗН3-зон = 645 руб/тыс кВтч * 43437,59 тыс кВтч = 28017245,34 руб ЗП3-зон = 1128 руб/тыс кВтч * 40070,05 тыс кВтч = 45199019,03 руб ЗПП3-зон = 844 руб/тыс кВтч * 59741,43 = 45199019,03 руб З3-зон = 118415283,40 руб. Плата за кВт·ч =0,83 руб Отсюда выбираем 2-ставочный тариф 6. Расчет технико-экономических показателей электроснабжения предприятия Удельный расход электроэнергии на единицу продукции – показатель, характеризующий как электроемкость производства, так и экономичность использования электроэнергии. Он определяется путем деления количества потребляемой электроэнергии на годовой выпуск продукции. В курсовом проекте удельный расход электроэнергии задан, поэтому рассчитывать его не надо. Коэффициент электрификации производства характеризует степень внедрения электроэнергии в производство и определяется отношением потребляемой электроэнергии (Эгод) ко всей потребляемой энергии (SЭ). Для определения общего количества потребляемой энергии на предприятии необходимо к электроэнергии прибавить механическую энергию, предварительно переведя лошадиные силы в киловатты: Кэл.пр. = Эгод / SЭ. SЭ = Эгод + Рмех * Тмех. Тогда получаем: 340 л.с. = 250,07 кВт SЭ = 118558414,23кВт·ч + 250,07 кВт · 4100 ч= 119583701,23 кВт·ч. Кэл.пр. = 118558414,23кВт·ч / 119583701,23 кВт·ч = 0,99 Коэффициент электровооруженности труда также характеризует уровень внедрения электроэнергии в производства, но уже с другой стороны – через соотношение количества человеческого труда и использованной в производстве электроэнергии. Важность такого показателя обуславливается, в частности, его непосредственный связью с показателями производительности труда, т.е. чем выше коэффициент электровооруженности труда, тем выше его производительность. Коэффициент электровооруженности труда (Кэл.тр.) определяется делением количества потребляемой электроэнергии на среднесписочную численность работающих предприятия (Ч), кВт·ч/чел.: Кэл.тр. = Эгод/Ч. Для определения среднесписочной численности рабочих предприятия необходимо годовой выпуск продукции по предприятию разделить на выработку продукции в год на одного работника: Ч = П/В = 580000т / 250 т/чел. =2320 чел. Кэл.тр. = 118558,41кВт·ч / 2320 чел. = 51,10 кВт·ч/чел Коэффициент потерь электроэнергии, характеризующий уровень рационализации электропотребления на предприятии, рассчитывается как отношение потерь электроэнергии во всех элементах схемы электроснабжения к общему количеству поступившей электроэнергии, %:
Кпот = 100 (Эполуч - Эгод)/ Эполуч. Кпот = 100 (143 249 066,50 кВт·ч – 118558414,23 кВт·ч) / 143 249 066,50 кВт·ч = 17,24%. Технико-экономические показатели электроснабжения предприятия
№ п/п Показатели Ед. изм. Величина 1 Максимум электрической нагрузки кВт 17234,29 2 Годовое потребление электроэнергии. млн. кВтч 118558,41 3 Потери электроэнергии % 4,4 4 Годовое полезное потребление электроэнергии (за вычетом потерь) млн. кВтч 113341,84 5 Себестоимость электроэнергии: руб./кВтч 1,67 распределения 0,89 полезно потребленной 0,78 6 Списочная численность персонала по эксплуатации и ремонту электрооборудования Чел 227 7 Фондовооруженность труда (по электрохозяйству предприятия) руб./чел. 173790,31 8 Капитальные затраты по электрохозяйству предприятия тыс. руб. 39450,40 9 Удельные капитальные затраты (на 1кВт) тыс.руб./кВт 2,29 10 Коэффициент электрификации производства % 0,99 11 Коэффициент электровооруженности труда кВтч/чел 51,10 Таблица 20

Приложение 1
Приложение 2 Организационная структура управления энергохозяйством предприятия. Приложение 3Таблица 17 Годовое потребление энергии Показатели Нагрузка, кВт Сумм. потери, кВт Полная мощность, кВт Потребление электороэнергии (кВтч) производст-венная осветитель-ная (зима) осветитель-ная (лето) зима лето зима лето зима лето рабочие дни (128 дн.) выходн. дни (55 дн.) рабочие дни (128 дн.) выходн. дни (55 дн.) Часы суток 0 14085,72 397,72 331,43 637,27 634,35 15120,70 15051,50 1935449,92 831638,64 1926591,99 827832,49 1 13920,00 331,43 265,14 627,06 624,15 14878,49 14809,29 1904447,25 818317,18 1895589,32 814511,04 2 13754,29 265,14 198,86 616,85 613,94 14636,29 14567,08 1873444,59 804995,72 1864586,66 801189,58 3 13754,29 232,00 132,57 615,40 611,02 14601,68 14497,88 1869015,62 803092,65 1855728,73 797383,44 4 13920,00 198,86 132,57 621,23 618,31 14740,09 14670,89 1886731,39 810704,90 1877873,46 806898,75 5 13754,29 232,00 99,43 615,40 609,56 14601,68 14463,28 1869015,62 803092,65 1851299,76 795480,37 6 13588,57 397,72 132,57 615,40 603,73 14601,69 14324,87 1869015,72 803092,69 1833584,00 787868,12 7 14914,29 497,15 132,57 678,10 662,06 16089,54 15708,92 2059460,48 884924,43 2010741,86 863990,64 Итого 111691,44 2552,01 1425,15 5026,71 4977,13 119270,16 118093,72 15266580,60 6559858,85 15115995,78 6495154,44 Часы суток 8 16240,00 662,86 99,43 743,73 718,93 17646,59 17058,37 2258763,17 970562,30 2183470,76 938210,09 9 16571,43 530,29 66,29 752,48 732,06 17854,19 17369,78 2285336,78 981980,65 2223331,26 955337,65 10 16571,43 331,43 66,29 743,73 732,06 17646,59 17369,78 2258762,99 970562,22 2223331,26 955337,65 11 15908,57 265,14 66,29 711,64 702,89 16885,36 16677,75 2161326,12 928694,82 2134752,33 917276,39 12 14417,14 99,43 66,29 638,73 637,27 15155,30 15120,70 1939878,70 833541,63 1935449,73 831638,56 13 15908,57 99,43 66,29 704,35 702,89 16712,35 16677,75 2139181,30 919179,46 2134752,33 917276,39 14 16240,00 99,43 66,29 718,93 717,48 17058,37 17023,76 2183470,76 938210,09 2179041,80 936307,02 15 16240,00 265,14 66,29 726,23 717,48 17231,37 17023,76 2205615,59 947725,45 2179041,80 936307,02 16 15742,86 563,43 66,29 717,48 695,60 17023,77 16504,75 2179042,08 936307,14 2112607,60 907761,08 17 16240,00 662,86 132,57 743,73 720,39 17646,59 17092,97 2258763,17 970562,30 2187899,73 940113,16 18 16240,00 662,86 198,86 743,73 723,31 17646,59 17162,17 2258763,17 970562,30 2196757,66 943919,31 19 15908,57 596,57 331,43 726,23 714,56 17231,37 16954,56 2205615,78 947725,53 2170184,05 932500,96 20 16405,72 563,43 430,86 746,64 740,81 17715,79 17577,38 2267621,01 974368,40 2249905,15 966756,12 21 16405,72 530,29 530,29 745,18 745,18 17681,19 17681,19 2263192,05 972465,33 2263192,05 972465,33 22 15742,86 497,15 497,15 714,56 714,56 16954,56 16954,56 2170184,15 932501,00 2170184,15 932501,00 23 15411,43 464,00 397,72 698,52 695,60 16573,95 16504,75 2121465,72 911567,30 2112607,78 907761,16 Итого 256194,31 6893,74 3148,59 11575,87 11411,09 274663,93 270753,98 35156982,54 15106515,93 34656509,45 14891468,90 Всего 367885,75 9445,76 4573,73 16602,59 16388,22 393934,09 388847,70 50423563,14 21666374,79 49772505,23 21386623,34 Максимальная (заявленная мощность) Показатели Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Период определения максимальной мощности, часы 8-11 17-22 8-11 17-22 8-11 18-22 8-11 19-23 8-11 20-23 9-11 21-23 9-11 21-23 9-11 21-23 8-11 19-23 8-11 18-23 8-11 17-22 8-11 17-22 Величина максималь-ной месячной мощности, кВт 17101,72 17101,72 17101,72 17101,72 16936,00 16936,00 16936,00 16936,00 16936,00 16936,00 17101,72 17101,72 Таблица 18 Потребление электроэнергии в пиковой зоне суток Показатели
Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 Дней в месяце 31 28 31 30 31 30 31 31 Потребление электроэнергии в пиковой зоне, кВт*ч в час 9 17101,72 17101,72 17101,72 17101,72 16637,72 16637,72 16637,72 16637,72 10 16902,86 16902,86 16902,86 16902,86 16637,72 16637,72 16637,72 16637,72 11 16173,72 16173,72 16173,72 16173,72 15974,86 15974,86 15974,86 15974,86 12 14516,57 14516,57 14516,57 14516,57 14483,43 14483,43 14483,43 14483,43 13 х х х 16008,00 15974,86 15974,86 15974,86 15974,86 18 16902,86 16902,86 х х х х х х 19 16505,15 16505,15 16505,15 х х х х х 20 16969,15 16969,15 16969,15 х х х х х 21 16936,00 16936,00 16936,00 16936,00 х х х х 22 х х 16240,00 16240,00 х х х х за сутки 132008,03 132008,03 131345,17 113878,88 79708,58 79708,58 79708,58 79708,58 за месяц 4092248,82 3696224,74 4071700,23 3416366,31 2470965,97 2391257,39 2470965,97 2470965,97 Таблица 19
9 10 11 12 30 31 30 31 16637,72 16637,72 17101,72 17101,72 16637,72 16637,72 16902,86 16902,86 15974,86 15974,86 16173,72 16173,72 14483,43 14483,43 14516,57 14516,57 х х х х х х 16902,86 16902,86 х 16240,00 16505,15 16505,15 х 16836,57 16969,15 16969,15 16936,00 16936,00 16936,00 16936,00 16240,00 16240,00 х х 96909,73 129986,31 132008,03 132008,03 2907291,84 4029575,47 3960240,80 4092248,82 Таблица 19 (продолжение)