Завдання
Розрахувати та проаналізувати основні техніко-економічні показники ПЕМ, а також визначити основне направлення на зниження витрат та собівартості передачі електроенергії. Географічне розташування пунктів та джерела живлення, а також данні про споживачів електричної енергії вибираємо з таблиці 1.
Таблиця 1. Варіанти вихідних даних для розрахунку
№
Розташування навантажень і електростанції
Потужність навантажень, МВт
Масштаб
1 см\1 км
А
Б
В
Г
ЕС
А
Б
В
Г
51
к-3
г-8
д-3
и-6
е-0
25
15
11
21
1–8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
А
Б
В
Г
Б
Д
В
ЕС
Ж
З
И
Г
К
--PAGE_BREAK--
А
Л
Рисунок 1 – Розміщення пунктів споживання електроенергії
Вступ
Електроенергетика є базовою галуззю економіки України, від надійного і сталого функціонування якої значною мірою залежать темпи виходу України із скрутного економічного становища та енергетична безпека держави.
Електроенергетична галузь функціонує в особливих умовах. Процес постійного і безперервного в часі збалансування виробництва і споживання електроенергії забезпечується єдиним диспетчерським управлінням об'єднаною енергетичною системою України.
Тому у даній курсовій роботі я буду проектувати електричну мережу із врахуванням цих факторів.
Енергетичне виробництво пов'язане із такими процесами як виробництво енергії, її розподіл і споживання.
Сучасні електропостачальні системи промислових підприємств, міст, сільського господарства і транспорту повинні відповідати рівню розвитку технологій, обсягу споживання електричної енергії, забезпечувати показники якості електроенергії та відповідну до вимог споживача надійність за максимальної економічної ефективності. Практично на стадії проектування об'єкта в електропостачальну систему потрібно закладати такі технічні вирішення, які забезпечили б виконання згаданих умов. Завдання ускладнюється тим, що з часом попередні умови можуть змінюватись як в частині значень електричних навантажень, територіальному їх розташуванні, так і з боку енергосистеми, сторонніх споживачів тощо. До того ж деякі вихідні дані можуть бути задані з певним наближенням або просто відсутні. Тому розроблена електропостачальна система повинна бути досить універсальною і легко адаптуватись до деякої варіації вихідних умов з можливістю її подальшого розвитку.
Звідси випливають основні вимоги до електропостачальних систем, а отже й до їх проектування:
Максимальна економічна ефективність, з якою можна було б всі фактори врахувати в економічному еквіваленті, тобто кількісно. Оскільки це неможливо, існують інші вимоги.
Забезпечення показників якості електроенергії відповідно до чинних стандартів.
Надійність системи відповідно до категорії електроприймачів за надійністю електропостачання.
Простота та наочність схем, що забезпечує підвищення надійності експлуатації.
Гнучкість електропостачальної системи.
Придатність до розширення або реконструкції.
Максимальна електро-, пожежо – та вибухобезпека під час експлуатації.
Застосовування найсучасніших способів каналізації електроенергії, силових елементів та елементної бази захисту, автоматики, керування тощо.
Електроенергетика – інфраструктурна галузь, і від того, як вона функціонуватиме, залежать не лише економічні показники, від цього залежить життя і здоров’я населення країни, можливості суспільства нормально жити та працювати.
Останнім часом зроблено досить багато для реформування галузі електроенергетики. Деякі заходи вже дали свої результати, а деякі – ще ні. Тому перед державою стоїть ще ціла низка проблем, які вона має вирішувати як самостійно, так і з залученням неурядових організацій.
1. Вибір схеми електричної мережі
При виконанні даного розділу курсової роботи необхідно скласти два найбільш раціональні варіанти схем електропостачання району. З них, на основі попередніх розрахунків і критеріїв порівняльної економічної ефективності, ми виберемо найбільш економічний варіант. На рисунку 1 приведені 2 варіанти схем електричної мережі.
/>
Рисунок 1.1 – Схеми електричної мережі
Проведемо техніко-економічне порівняння.
Для вибраних варіантів визначаються перетоки потужності на участках електричної мережі. Результати розрахунків заносяться у таблицю 1.1.
Визначимо довжини ділянок мережі за формулою:
Lij =1,1·mL··lij (км) (1.1)
де lij – довжина на карті між вузлами (см);
mL – масштаб (км/см);
1,1 – коефіцієнт нелінійності траси.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 1.1.
Наприклад, для лінії ЕС-В (першого варіанту схеми):
LЕС-В = 1,1·mL ·lij =1,1·8·3,2 = 28,16 (км)
Розрахунок потужності на головних ділянках проводимо за формулою:
SЕС1=/>, (1.2)
де Si– повна потужність i-тогонавантаження на шляху від ЕС1до ЕС2,
L i2– довжини ланок від i-того вузла до ЕС2;
LS– сума довжин ланок замкненої мережі.
Розрахунок першого варіанту схеми:
SспА = 25 + j15,49 (МВА);
SспБ = 15 + j9,3 (МВА);
SспВ = 11 + j5,33 (МВА);
SспГ = 21 + j10,17 (МВА).
Потокорозподіл на ділянках лінії (2-га схема):
/>
/>
/>
/>
Іншу схему розрахуємо аналогічно, а результати зведемо до таблиці 1.1. продолжение
--PAGE_BREAK--
Таблиця 1.1 – Перетоки потужності по ділянках мережі
№сх.
Ділянка мер.
Довж.
Pділ, МВт
Qділ, МВАр
Sділ, МВА
ЕС-В
28,16
26,000
14,624
29,869
ЕС-А
44
46,000
25,664
52,745
І
Б-В
44,88
15,000
9,296
17,647
А-Г
28,16
21,000
10,171
23,333
ЕС-В
28,16
72,000
40,288
82,614
Б-В
44,88
61,000
34,961
70,392
ІІ
Б-Г
47,52
46,000
25,664
52,745
А-Г
28,16
25,000
15,494
29,412
По величині повної потужності у відповідності з економічними інтервалами потужності (таблиця 7.10 [3]) вибираємо марки проводів та клас номінальної напруги для ділянок мережі. За результатами вибору заповнюємо таблицю 1.2.
Економічно доцільна напруга залежить від багатьох чинників: потужності, навантажень, їхньої відстані від джерела живлення, розташування щодо один одного, обраної конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги і т.д.
Напругу вибираємо виходячи з попереднього розподілу потужності в елементах мережі, протяжності ділянок мережі і відповідно до формули Іларіонова, що дає задовільні результати для ліній будь-якої довжини і переданої потужності.
/>, (1.3)
де lij – довжина ділянки мережі, км;
Pij – активна потужність ділянки ланцюга.
Розрахуємо напругу ділянки ЕС-В першого варіанту:
/>
Отже приймаємо за номінальну напругу цієї лінії 110 кВ. Інші результати розрахунку заносимо до таблиці 1.2.
Переріз проводу вибираємо за методом економічних інтервалів за перетоками потужностей в лініях.
Отже, відповідно таблиці 2.1 [9], обираємо лінії електропередач з наступними параметрами:
номінальна напруга – 110 кВ;
тип опор – одно ланцюгові та дволанцюгові;
матеріал опор – залізобетон;
район ожеледі – IV;
марка та переріз проводу;
Для всіх інших ліній електропередач розрахунок виконуємо аналогічно.
Ірозр= a1×aТ×IS/ nл, (1.4)
де a1 – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;
aТ – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Тнб;
IS(5) – сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії;
nл – кількість ланцюгів лінії.
Результати розрахунку представлені в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 – Вибір проводів для ділянок електричної мережі та номінальної напруги
№ схеми
Кількість ланцюгів
Ділянка мережі по схемі
Sділ, МВА
Марка проводу
Напруга за формулою Іларіонова, кВ
Струм,
А
Розрахунковий струм, А
Uном,
кВ
1
2
ЕС-В
29,869
АС120/19
93,696 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
15,2
722,304
5850,6624
28,16
А-Г
АС120/19
22,4
630,784
5109,3504
Повна вартість ПЛ
26933,86
Вибір трансформаторних підстанцій
Капіталовкладення підстанцій включають в себе вартість вимикачів та вартість трансформаторів, з [3] виберемо трансформатори для пунктів схеми, враховуючи потужності вузлів навантаження і перетоки потужності.
Виконаємо вибір трансформаторів для кожного пункту.
Пункт А:
Номінальна потужність трансформаторів:
/>(1.9)
/>(МВА)
Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.
Аналогічно проведемо розрахунок для інших пунктів навантаження.
Пункт Б:
Номінальна потужність трансформаторів:
/>(МВА)
Тому обираємо трансформатор ТДН-16000/110.
Пункт В:
Номінальна потужність трансформаторів:
/>(МВА)
Тому обираємо трансформатор ТДН-10000/110.
Пункт Г:
Номінальна потужність трансформаторів:
/>(МВА)
Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.
Таблиця 1.5 – Капіталовкладення підстанцій
Підст.
Sном, МВт
Марка трансформатора
Ціна тр-ра
К-сть тр-рів
Вартість трансформ. Тис.грн
А
25
ТРДН-25000/110
84
2
1360,8
Б
16
ТДН-16000/110
63
2
1020,6
В
10
ТДН-10000/110
54
2
874,8
Г
25
ТРДН-25000/110
84
2
1360,8
Повна вартість трансформаторів
4617
Вартість вимикачів визначаеться по кількості приеднань в схемі та ціні одного вимикача. В першому варіанті 28 вимикачів і в другому – 28, вартість одного вимикача – 42 тис. у.о. Отже вартість встановлених вимикачів у схемах №1 і №2 буде становити відповідно 9525,6 (тис. грн.) та 9525,6 (тис. грн.).
Вартість підстанцій в схемах складають:
КПід1=Ктр+Квим1=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн);
КПід2=Ктр+Квим2=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн).
Капіталовкладення по різним схемам складають:
К1 = КПЛ1+ КПід1 = 39892,564+13948,2 = 53840,764 (тис. грн);
К2 = КПЛ 2+ КПід2 = 37239,523+14288,4 = 51527,923 (тис. грн).
Визначимо щорічні витрати на амортизацію і обслуговування мережі:
/>, (1.12)
/>
/>
де Клеп, Кп/ст. – капітальні вкладення відповідно в ЛЕП і підстанцію;
аал, акрлеп – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт ліній електропередач, % (аал= 5%, акрлеп = 8%);
ао/пс, акрпс – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт п/ст, % (ао/пс = 15%, акрпс = 3%);
Визначимо щорічні витрати на покриття втрат електроенергії:
/>(1.13)
d– коефіцієнт, що враховує підвищення вартості електроенергії в залежності від віддалення мережі від джерела живлення (d =1,1);
a – питомі затрати, пов’язанні з необхідністю розширення електростанцій для компенсації втрат потужності в мережі, грн../кВт (a=1000 грн /кВт);
Км– коефіцієнт співпадання розрахункового навантаження мережі з максимумом енергосистеми (Км=1);
DРнб– втрати активної потужності в режимі максимальних навантажень, кВт; продолжение
--PAGE_BREAK--
b– середня питома собівартість електроенергії, що втрачається в мережі, грн../кВт·год (b=0,14 грн./кВт×год);
/>W – втрати електроенергії за рік, кВт×год.
Схема №1:
/>(тис. грн);
Схема №2:
/>(тис. грн).
Затрати на відшкодування втрат електроенергії в мережі включаються в щорічні витрати на експлуатацію мережі:
ИΣ=И+Звтрат. (1.14)
Схема №1:
ИS=5679,471+1554660,48 = 1560339,956 (тис. грн);
Схема №2:
ИS= 6047,069+3531654,49 = 3537701,558 (тис. грн).
Вибираємо першу схему мережі, так як цей варіант економічно доцільніший.
2. Характеристика району електромережі
Електрична мережа, що проектується призначена для електропостачання району. Номінальна напруга мережі 110 кВ. В пунктах живлення передбачено встановлення двох трансформаторів 110/10 кВ
Технічні характеристики ЛЕП і підстанцій представлені в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1 – Технічна характеристика ЛЕП
Назва ЛЕП
Доажина, км
Uном, кВ
Марка і переріз провода
X0, Ом/км
R0, Ом/км
Матеріал опор
Кількість ланцюгів
ЕС-В
28,16
110
АС120/19
0,414
0,249
залізобетон
2
ЕС-А
44
110
АС185/29
0,413
0,162
залізобетон
2
Б-В
44,88
110
АС95/16
0,434
0,306
залізобетон
2
А-Г
28,16
110
АС120/19
0,414
0,249
залізобетон
2
Таблиця 2.2 – Технічна характеристика підстанцій
Тип трансформатора
Pном, МВт
Uном, кВт
Uk, %
DPk, кВт
DPx,кВт
Іх,
кВт
Rтр, Ом
ВН
НН
ТРДН-25000/110
25
115
10,5
10,5
120
27
0,7
2,54
ТДН-10000/110
10
115
10,5
10,5
60
14
0,7
7,95
ТДН-16000/110
16
115
10.5
10.5 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
15
480,41535
Всього:
2990,227
До І групи увійшла вартість
– Вартість ЛЕП 35899,7832 (тис. грн.);
– РВБ (без обладнання) 320 – 104 = 216 (тис. грн.).
До ІІ групи увійшла вартість
– Машини 924 (тис. грн).
До ІІІ групи увійшла вартість
– Основних фондів ПС 28155,6 (тис. грн.);
– Обладнання 96 (тис. грн).
До ІІІ групи увійшла вартість
— Засобів зв’язку 3202,769 (тис. грн.);
Витрати по заробітній платні всього персоналу визначаються виходячи з середньої річної заробітної платні (оплати по посадових окладах і тарифах плюс планові премії) в розмірі:
для робітників 12000 (грн./рік),
для ІТР 30000 (грн./рік),
для АУП 36000 (грн./рік).
До основної заробітної плати додають додаткову заробітну плату (оплата чергових і додаткових відпусток, днів виконання держобов’язків, яка приймається в розмірі 10% основної заробітної платні.
Витрати по заробітній платні включають в себе тільки заробітну платню робітників, зайнятих функціями експлуатації і поточного ремонту. Ця заробітна платня складає 60% загального фонду основної і додаткової заробітної платня всього персоналу ПЕМ.
Оплата праці робітників, виконуючих капітальний ремонт обладнання, здійснюється за рахунок амортизації (вона складає 25% фонду зарплати), остання частина фонду зарплати (18%) – це заробітна платня загальноцехового (загальнорайонного) персоналу, що відображається у відповідній статті витрат.
При визначенні витрат по заробітній платі потрібно також врахувати відрахування на соціальні потреби в розмірі 35,7%.
Таким чином, витрати по заробітній платі визначають по формулі:
Из.п.= Ф × 0,6 × 1,357, (7.1)
де Ф – загальний фонд заробітної плати всього персоналу.
Загальнорайонні (цехові) витрати включають в себе заробітну платню робітників апарату управління ПЕМ (ІТР, службовців і частини робітників), витрати на ремонт і експлуатацію загальнорайонних будівель, споруд, обладнання, пускові витрати і деякі інші.
Розмір загальнорайонних витрат визначається по формулі:
Из.р.= 0,18 × Ф + 0,22 × Иа.(7.2)
Тобто в залежності від загального фонду заробітної плати всього персоналу ПЕМ і витрат на амортизацію обладнання.
Загальноцехові витрати – це витрати, які формуються в цілому по підприємству електричних мереж (адміністративно-управлінські витрати, утримання апарату, відділів, служб ПЕМ і інші). Сума цих витрат, що відноситься до собівартості передачі електроенергії ПЕМ, повинна прийматися в розмірі 30% загального фонду заробітної плати ПЕМ.
Из.м.= 0,3 ×Ф. (7.3)
Результати річних витрат ПЕМ на передачу та розподіл електроенергії зводять у таблицю 7.2.
Таким чином витрати по заробітній платі складають:
Изп = 78 · 0,6 · 1,357 =63,5 (тис. грн.)
Розмір загальнорайонних розходів визначаємо за виразом:
Изр= 0,18Ф + 0,22Иа = 0,18 · 78 + 0,22 · 2990,227= 671,889 (тис. грн.)
Загальноцехові витрати:
Иос= 0,3Ф = 0,3 · 78 =23,4 (тис. грн.)
Таблиця 7.2 – Калькуляція витрат ПЕМ на передачу та розподіл електроенергії
Назва статті витрат
Витрати ПЕМ
Тис. грн
В% до заг.
Амортизація основних засобів
2990,227
79,760
Основна та додаткова заробітна плата працівників по експлуатації і поточному ремонту з відрахуванням по зарплаті.
63,5
1,694
Загальнорайонні цехові витрати
23,4
0,624
Загальнорайонні витрати
671,889
17,922
Всього
3749,016
100
На основі підсумку затрат визначають питомі постійні витрати ПЕМ, грн../МВт прив.:
Sпост=UΣ×10 3/ Nприв (7.4)
де Nприв — приведена потужність району електромережі, МВт.прив.
Собівартість передачі електроенергії без врахування втрат енергії в мережі і трансформаторах визначають за формулою, коп./кВт×год:
Sпер=UΣ ×105/ Эвідп. (7.5)
Собівартість передачі електроенергії з врахування втрат енергії в мережі і трансформаторах визначають за формулою, коп./кВт×год:
Sпер=UΣ×105 +(DАоснлеп+DАп/ст.)×z / Эвідп(7.6)
де z – купівельна вартість однієї кВт×год електроенергії для ПЕМ (Z =50 коп/кВт·год).
Sпост.= US· 103 / Nприв = 3749,016·10 3/11,36 = 330019,014 (грн/МВтприв.); (7.7)
Sпер.= US· 105 /Эвідп. = 3749,016·105/432000·103 = 0,867 (коп/кВт·год);
Sпер.= (US· 105+(/>) · Z)/Эвідп.=
=(3749,016·105 + (232202,721+2896320,30+1863468,244) 103·50)/432000·103 =
=6,645 (коп/кВт·год). продолжение
--PAGE_BREAK--
8. Зведені техніко-економічні показники
По результатах попередніх розрахунків складемо таблицю зведених техніко-економічних показників роботи ПЕМ (таблиця 8.1).
Таблиця 8.1 – Зведені техніко-економічні показники роботи ПЕМ
Показники
Розмірність
Числове значення
Максимум навантаження споживачів включаючи втрати
МВт
74,29
Енергія, що передається за рік, включаючи втрати
106 · кВт·год
5,423
Втрати потужності
МВт
2,29
Втрати електоенергії
106· кВт·год
4,9
Довжина ЛЕП
Км
145,2
Балансова вартість основних фондів
Тис.грн
67258,152
Об’єм ремонтно-експлуатаційного обслуговування
Ум.од
1136
Загальна чисельність персоналу ПЕМ
Чол.
58
Коефіцієнт обслуговування
Ум.од/чол
19,586
Річні витрати на передачу електроенергії
Тис.грн/рік
3749,016
Постійні витрати на одиницю приведеної потужності
Тис.грн/
прив. МВт
330,019
Собівартість передачі електроенергії
а) без врахування вартості втрат
б) з врахування вартості втрат
Коп./кВт×год
Коп./кВт×год
0,867
6,645
Висновки
В процесі виконання даної курсової роботи я підкріпив свої навички у користуванні довідниковою літературою, ДЕСТами, єдиними нормами і розцінками, таблицями, а також набув навиків техніко-економічного планування і аналізу. Ознайомився з методикою складання плану відпущення електроенергії споживачам, з практичними методами розрахунку основних економічних показників роботи ПЕМ.
За допомогою показників порівняльної економічної ефективності я вибрав оптимальний варіант енергопостачання споживачів, розрахував і проаналізував основні техніко-економічні показники ПЕМ. Таким чином, я отримав, що собівартість передачі електроенергії з врахуванням втрат енергії в мережі і трансформаторах складає 6,645 (коп./кВт×год).
Для полегшення свого виконання курсової роботи я використав такі програмні комплекси, як: Microsoft Word, Microsoft Excel, що значною мірою спростили розрахунки для курсової роботи.
Список використаної літератури
1. Электрические системы и сети / Под ред. Г.И. Денисенко. – К.: Вища шк. Головное изд-во, 1986. – 584 с.
2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов / Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш.шк., 1981.
3. Справочник по проектированию электрических систем /Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, – М.: Энергия, 1997.
4. Методичні вказівки по курсовому проектуванню.