Расчёт технико-экономических показателей работы электрической сети

Введение

Технико-экономические показатели работы электрической сети определяются на основании данных задания на курсовую работу или по результатам расчетов в разделах, предшествующих экономической части дипломного проекта. Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети. Они зависят от уровня напряжения сети, протяженности линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от организации управления и обслуживания сети и других факторов.

1. Исходные данные

Данные к курсовому проекту:

— cos = 0,9 для всех нагрузок;

— потребители узла 4 — третьей категории надежности, состав потребителей других узлов по надежности одинаков (первой категории — 30%; второй категории — 30 %; третьей категории — 40 %);

— район проектирования — Урал.

номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

нагрузок 4500 часов;

район проектирования — Урал;

— масштаб: 1 см — 10 км.

Рисунок 1.1. Схема развития сети

2. Технические показатели сети

2.1 Протяженность линий электропередачи

(2.1)

где — длина i-го участка линии или i-й линии рассчитываемой сети, км.

Рассчитывается протяженность линии каждого уровня напряжения, а также суммарная протяженность линий сети.

где L_1-3 — участок линии 1-3;

L_1-2 — участок линии 1-2;

L_3-10 — участок линии 3-10;

L_10-8 — участок линии 10-8;

L_2-7 — участок линии 2-7;

L_7-10 — участок линии 7-10.

2.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций

(2.2)

где — суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на i-й подстанции (1-й и т.д.), МВ*А.

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН — 25000/110, на подстанции 7 и 10 по два трансформатора ТРДН — 25000/110, на подстанции 3 два трансформатора ТРДН — 32000/110, на подстанции 8 один трансформатор ТДН — 16000/110.

Определим установленную мощность трансформаторных подстанций

.

2.3 Мощность сети в условных единицах

Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работы, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования, протяженности линий электропередачи и других факторов, измеряемых в условных единицах.

Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами.

Номенклатура позиций условных единиц электросетей ограничена наиболее существенными и трудоемкими.

Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц.

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

(2.3)

где — объем линий электропередачи в условных единицах. Определяем в зависимости от вида линии, протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор по [1, приложение 1];

— объем ПС в условных единицах. Определяем уровнем высшего напряжения (ВН) подстанции по [1, п. 1 приложения 4];

— объем силового трансформатора в условных единицах. Определяем уровнем ВН по [1, п. 2 приложения 4];

— объем выключателей в условных единицах. Определяем по [1, пп. 3,4,6 приложения 4];

— объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. Определяем по [1, п. 5 приложения 4].

Аналогично определяется объем другого оборудования ПС по [1, приложения 4].

Расчет объема линий электропередачи приведем в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Расчет объема линий электропередачи

В таблице 2.1 приводится расчет объема линий электропередачи. Причем каждая линия обозначена двумя цифрами, из них первая цифра соответствует номеру подстанции, с шин которой линия выходит, а вторая цифра — номеру подстанции, на шины которой линия приходит.

Расчет объема оборудования подстанций приведем в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Расчет объема оборудования подстанций

Объем предприятий электрических сетей в условных единицах

3. Энергетические показатели сети

3.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

Суммарный максимум активной нагрузки по сети определяем суммированием нагрузок с шин НН и СН всех подстанций, входящих в рассчитываемую сеть, т.е.

, (3.1)

где — максимальная активная нагрузка с шин НН или СН ПС_i (ПС1 и т.д.), МВт. Здесь и далее индексом «max» обозначены величины, относящиеся к режиму максимальной нагрузки.

3.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

электрическая сеть трансформаторная подстанция

(3.2)

где — годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителя, питающегося с шин ПС_i (ПС1 и т.д.), ч.

3.3 Потери мощности в электрической сети

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

, (3.3)

где — суммарные потери мощности в воздушных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

— суммарные потери мощности в кабельных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

— суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах в режиме максимальных нагрузок, МВт.

3.3.1 Потери мощности в линиях электропередачи

Суммарные потери мощности в воздушных (кабельных) линиях электропередачи находим суммированием потерь на каждом участке ЛЭП

, (3.4)

где — потери мощности в i-й линии (1-й и т.д.), МВт.

Среднегодовые потери мощности в воздушных линиях электропередачи складываются из потерь мощности в активном сопротивлении каждой линии и потерь на «корону» . Потери «на корону» учитываются для линий напряжений 220 кВ и выше.

; (3.5)

, (3.6)

где — потери мощности в активном сопротивлении i-й линии (воздушной или кабельной), МВт;

— передаваемая максимальная мощность по i-й линии, МВЧА;

— номинальной напряжение i-й линии, кВ;

— удельное активное сопротивление 1 км i-й линии (для воздушных линий принимается по [1, приложение 5]), Ом/км;

— длина i-й линии или i-го участка линии, км.

Воспользуемся расчетами, приведенными в курсовом проекте по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» и запишем результат:

, ;

, ;

, .

Суммарные потери мощности в воздушных линиях электропередачи

3.3.2 Потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС

, (3.7)

где — потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС_i.

Потери мощности в трансформаторах подстанции определяем для двухобмоточных трансформоторов по следующим формулам:

, (3.8)

где n — количество параллельно включенных трансформаторов на ПС_i;

— потери холостого хода в трансформаторе ПС_i (потери в стали), МВт, принимаем по [1, приложениям 9, 10, 11];

— потери короткого замыкания в трансформаторе ПС_i, МВт, принимаем по [1, приложениям 9, 10, 11];

— суммарная максимальная нагрузка с шин НН ПС_i, МВЧА;

— номинальная мощность одного трансформатора, установленного на данной ПС_i, МВЧА.

Воспользуемся расчетами, приведенными в курсовом проекте по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» и запишем результат:

; ; ; ; .

Потери мощности в трансформаторах подстанций

3.4 Среднегодовые потери электроэнергии электрической сети

Среднегодовые потери электрической энергии в электрической сети складываются из среднегодовых потерь электрической энергии в линиях электропередачи и трансформаторах (автотрансформаторах) подстанций, т.е.

. (3.9)

3.4.1 Потери энергии в линиях электропередачи

Для воздушных линий электропередачи

, (3.10)

где — сумма среднегодовых потерь электрической энергии в отдельных воздушных линиях или на отдельных участках воздушной линии.

, (3.11)

где — годовое время максимальных потерь в i-й линии, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки и коэффициента мощности заданной нагрузки , ч [1, приложение 14].

Величина может быть определена и по эмпирической формуле

, (3.12)

где — продолжительность работы i-й линии (трансформатора ПС_i), ч; обычно принимается = 8700 — 8760 ч.

Определим сумму среднегодовых потерь электрической энергии в отдельных воздушных линиях.

Так как время максимума активной нагрузки для всех линий одинаково, то и годовое время максимальных потерь будет равным для всех линий:

.

При расчете суммарных среднегодовых потерь мощности не учитываем потери на корону, т.к. напряжение сети 110 кВ, тогда потери в линиях:

3.4.2 Потери энергии в трансформаторах ПС

Среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по следующим формулам:

. (3.13)

Среднегодовые потери электрической энергии в трансформаторах отдельных подстанций

. (3.14)

Определив среднегодовые потери электрической энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) отдельных подстанций, рассчитываем суммарные среднегодовые потери электрической энергии для всех подстанций сети .

Определим среднегодовые потери электрической энергии на каждой подстанции:

Определим суммарные среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах

3.5 Расчет среднегодовых потерь электрической энергии

Потери мощности в линиях и трансформаторах электрической сети были определены при выполнении расчета электрической сети соответствующего варианта в режиме максимальных нагрузок. Поэтому результаты расчетов следует свести в таблицы 3.1 и 3.2 и использовать их для определения среднегодовых потерь электрической энергии.

Таблица 3.1

Определение среднегодовых потерь электрической энергии в воздушных линиях электрической сети

Таблица 3.2

Определение среднегодовых потерь электрической энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) электрической сети

Среднегодовые потери электрической энергии в электрической сети

МВт•ч.

3.6 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

; (3.15)

МВт.

3.7 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

; (3.16)

3.8 Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки

. (3.17)

Значения принимаются по исходным данным для дипломного проекта.

3.9 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки

(3.18)

.

3.10 Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год

(3.19)

4. Экономические показатели сети

К экономическим показателям электрической сети относятся:

— капитальные вложения в линии электропередачи, в подстанции и сеть в целом;

— численность персонала, обслуживающего сеть;

— себестоимость электропередачи и распределения электрической энергии в сети.

4.1 Капитальные вложения в электрическую сеть

Расчет капитальных вложений в электросетевое строительство ведется по укрупненным показателям стоимости элементов электрической сети.

В приложениях к данным методическим указаниям приведены укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей в ценах 1984 года. Поэтому при определении капитальных вложений на момент расчета следует ввести коэффициент переоценки (его значение согласовывается с преподавателем при выполнении расчетов).

Все показатели стоимости соответствуют средним условиям строительства на территории европейской части России. Для оценки объема капитальных вложений в строительство электросетевых объектов в других регионах страны применяются поправочные зональные коэффициенты таблицы 4.1.

Таблица 4.1

Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости электрических сетей

Для удаленных районов Севера и Северо-Востока России ориентировочная стоимость строительства линий электропередачи может быть уточнена введением коэффициента 2-2,7. При этом общий коэффициент с учетом условий таблицы 4,2 не должен превышать 4,0. К стоимости сооружения подстанций в этих районах должен приниматься коэффициент 1,5-2,0 (в отдельных случаях для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства — до 3,0).

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

(4.1)

4.1.1 Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи сети определяются по формуле:

(4.2)

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

, (4.3)

где — стоимость сооружения 1 км i-й воздушной линии, тыс.руб./км (приведена в [1, приложения 15-18]);

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

— коэффициент переоценки.

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

Стоимости учитывают все затраты по объектам производственного назначения (без ремонтных баз, специальных переходов и за вычетом возвратных сумм) при условии сооружения линии вне населенных пунктов в равнинной местности и для расчетного напора ветра до 6 Н/м². Для других условий прохождения трассы линии необходимо применять поправочные коэффициенты из [1, таблицa 4.2].

Для участков трассы линии, проходящих по лесу, следует дополнительно учитывать стоимость вырубки просеки, приведенные в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Стоимость вырубки леса

Расчеты капиталовложений в воздушные линии электропередачи удобно вести в форме таблицы 4.3 для каждого уровня напряжения отдельно.

Таблица 4.3

Расчет капиталовложений в воздушные линии электрической сети

На основании выполненных расчетов надо определить среднее значение удельных капиталовложений в линии для каждого уровня напряжения отдельно:

(4.4)

тыс. руб./км.

4.1.2 Капиталовложения в подстанции электрической сети

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

По всем составляющим в приложениях приведены расчетные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Для трансформаторов (автотрансформаторов), компенсирующих устройств и реакторов выделена также стоимость основного оборудования.

По комплексным трансформаторным ПС блочного типа, а также закрытым ПС 35-220 кВ приведена полная расчетная стоимость в целом по подстанции.

Распределительные устройства

Стоимость ОРУ 35-220 кВ по блочным и мостиковым схемам без выключателей, а также с выключателями в количестве не более трех, изображенным на [1, рисунок 1], приведена в [1, приложение 21] в целом по ОРУ.

Стоимости ОРУ 35-220 кВ с количеством выключателей более трех указаны в [1, приложение 22] в расчете на одну ячейку с выключателем. В этом случае для определения стоимости ОРУ в целом необходимо стоимости ячеек умножить на их количество. Расчетная стоимость ячейки учитывает стоимости выключателя, отделителя, короткозамыкателя, разъединителей, трансформаторов, тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Затраты на оборудование высокочастотной связи учитываются при необходимости для линейных ячеек дополнительно по [1, приложение 23].

Стоимости закрытых распределительных устройств 6-110 кВ [1, приложение 24] включают также строительную часть здания; стоимости отдельных ячеек ЗРУ даны без учета строительной части здания.

Стоимость ячейки КРУ не учитывает строительной части здания. Стоимость отдельных ячеек КРУН-6-10 приведена в том же [1, приложении 24].

Трансформаторы и автотрансформаторы

В [1, приложение 25] приведены стоимости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 35-220 кВ. В таблице даны расчетные стоимости, которые включают кроме стоимости трансформатора, затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Постоянная часть затрат

Постоянная часть затрат по подстанции приведена в [1, приложение 34] в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН. Приведенные показатели учитывают полную расчетную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы, подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройства расхода на собственные нужды, аккумуляторные батареи, подъездные и внутриплощадочные дороги, компрессорную, средства связи и телемеханики, маслохозяйство, канализацию, водопровод, наружное освещение и прочие общестанционные элементы).

Стоимости подъездных дорог учтены при их длине до 500 м. При необходимости строительства более протяженных дорог следует учесть дополнительные затраты.

Расчет капиталовложений в подстанции, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами-изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы 4.4.

Таблица 4.4

Расчет капиталовложений в подстанции

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения:

(4.6)

где — суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) всех подстанций сети, МВЧА.

тыс. руб/МВА.

Капитальные вложения в электрическую сеть определим по формуле (4.1)

тыс. руб.

4.2 Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала

Оперативное, техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше, подстанции напряжением 35 кВ и выше, распределительные сети 0,4-20 кВ) могут осуществляться по трем формам организации — функциональной, территориальной и смешанной.

При функциональной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт каждой группы электроустановок осуществляется соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.

При территориальной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт одной или нескольких групп электроустановок осуществляют районы электрических сетей. Функции планирования, контроля и технического руководства районами электрических сетей по данной группе электроустановок возлагаются на производственно-технический отдел (по распределительным сетям — на службу распределительных сетей, а при ее отсутствии — на производственно-технический отдел), в котором организуются соответствующие группы специалистов.

При смешанной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт группы электроустановок или их части может осуществляться как по функциональной, так и по территориальным формам. Функции планирования, контроля и технического руководства деятельностью районов электрических сетей в части линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше возлагаются на соответствующие службы.

Выбор форм организации оперативного, технического обслуживания и ремонта должен осуществляться в зависимости от местных условий электрических сетей. В качестве основных применяются следующие формы организации:

— для распределительных сетей 0,4-20 кВ — территориальная;

— для оперативного и технического обслуживания подстанций напряжением 35 кВ и выше — территориальная и смешанная;

— для ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше — функциональная;

— для линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше — функциональная.

Для рассматриваемых в курсовых работах и дипломных проектах электрических подстанций необходимо выбрать форму их оперативного обслуживания. В настоящее время в соответствии с приказом Минэнерго СССР №420 от 04.11.85 оперативное обслуживание подстанций осуществляется по трем формам, а именно:

— круглосуточное активное дежурство на щите управления;

— дежурство на дому;

— дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Оперативное обслуживание подстанций 750-500 кВ и мощных системных подстанций 330-220 кВ осуществляется круглосуточно двумя электромонтерами в смене. Только для подстанций 50 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения предусматривается дежурство одного электромонтера в смене. Обслуживание остальных подстанций 330-220 кВ и мощных системных подстанций 110 кВ осуществляется круглосуточно одним электромонтером в смене.

Круглосуточное оперативное обслуживание подстанций одним электромонтером в смене производится с правом отдыха в ночное время.

При расположении диспетчерского пункта района электрических сетей (РЭС) на подстанции 35-110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций по РЭС с оперативным обслуживанием подстанции.

Количество подстанций напряжением 35 кВ и выше, оперативное обслуживание которых осуществляется круглосуточно, не должно превышать 15% общего количества подстанций в энергосистеме.

Оперативное обслуживание подстанций 35-110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 35-110 кВ, которые удалены от других подстанций на расстояние более 30-40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше по энергосистеме.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35-110 кВ, питающих в основном сельскохозяйственных потребителей, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие подстанции совместно с распределительными сетями 0,4-20 кВ (ОВБ РС и ПС). Этой формой обслуживания в энергосистеме охватывается не менее 40% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35-110 кВ и ПС 220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, расположенных в промышленных районах, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие только подстанции (ОВБ ПС).

Работа ОВБ ПС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха в ночное время или в одну-две дневные смены с передачей обслуживания подстанций и остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.

Количество подстанций 35-220 кВ, закрепленных за ОВБ ПС, обеспечивает проезд между наиболее удаленными ПС за время, не превышающее 1 час.

Полная загрузка электромонтеров ОВБ ПС обеспечивается работами по техническому обслуживанию ПС, выполняемыми в свободное от оперативной работы время.

Оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей 0,4-20 кВ осуществляется ОВБ совместно с оперативно-техническим обслуживанием подстанций 35-110 кВ (ОВБ ПС и ПС). Протяженность линий 0,4-20 кВ, которые обслуживаются ОВБ РС и ПС, составляют около 80% общей протяженности линий 0,4-20 кВ энергосистемы.

Оперативно-выездные бригады, обеспечивающие оперативное и техническое обслуживание только распределительных сетей 0,4-20 кВ (ОВБ РС), предусмотрены для тех РЭС, на территории которых подстанции 35-110 кВ в основном имеют промышленных потребителей и поэтому оперативное и техническое обслуживание их производится отдельно от распределительных сетей.

Работа ОВБ РС и ПС или ОВБ РС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха, круглосуточной с дежурством на дому или в одну-две дневных смены с передачей оперативного обслуживания закрепленных устройств на остальное время ОВБ, работающей круглосуточно.

В ночное время в РЭС работает одна (две) ОВБ РС и ПС или ОВБ РС.

Выполнение работ по техническому обслуживанию линий напряжением 35 кВ и выше осуществляется теми же подразделениями службы линий, которые выполняют работы по капитальному ремонту этих линий.

Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и СДТУ осуществляется подразделениями специализированных служб РЗАИ и СДТУ, территориально-размещенных с целью сокращения непроизводительных затрат на проезды в нескольких пунктах территории энергосистемы.

Нормативная численность промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей должна определяться суммированием:

— нормативной численности рабочих по электросетевому хозяйству;

— нормативной численности руководителей, специалистов и служащих (РСС) по электросетевому хозяйству;

— нормативной численности персонала других подразделений, входящих в состав энергосистемы (электростанций, тепловых сетей, котельных и др.).

Определенная суммированием нормативная численность промышленно-производственного персонала по электросетевому хозяйству для учета возможных изменений продолжительности рабочей недели и отпусков и специальной подготовки оперативного персонала в рабочее время должна быть увеличена на 8%.

Для электрических сетей расположенных в районах Крайнего Севера, нормативная численность персонала, кроме того, должна быть увеличена на 8%;- для расположенных в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, — на 5%; а в остальных районах севера, где установлены районные коэффициенты и процентная надбавка к зарплате, — на 2%.

Пределы числовых показателей, в которых указано «до», следует понимать «включительно».

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

Оперативное и техническое обслуживание и ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше

Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций должна быть откорректирована в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент определяется по [1, приложение 41]) и объемом по группам устройств (коэффициент определяется по [1, приложение 43]), т.е.

(4.7)

Если для проектируемых подстанций сети принимается обслуживание ОВБ, а получилось меньше 8 человек, то можно принять условие, что ОВБ, кроме проектируемых подстанций, будет обслуживать еще подстанции, не рассматриваемые в проекте (работе), или что ОВБ будут работать одну-две дневные смены с передачей обслуживания в остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.

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

Нормативные численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше приведены в [1, приложение 37] и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т.д.). Расчет удобно вести в виде таблицы 4.5 для каждой ПС рассчитываемой сети.

Таблица 4.5

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

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

; (4.8)

Далее надо определить суммарную численность всех рабочих на подстанциях сети

чел. (4.9)

Ремонт и эксплуатация линий электропередачи

Для ремонта и эксплуатации линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше создаются специализированные бригады. Централизованное обслуживание линий позволяет механизировать значительную часть работ, обеспечивает экономию материальных и трудовых ресурсов, способствует повышению качества ремонтов, повышает производительность труда.

Нормативная численность рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий напряжением 35 кВ и выше определяется по нормативной численности, приведенным в [1, приложение 38]. Она зависит от уровня напряжения, количества цепей, материала опор, длины линий. Расчет рекомендуется вести в форме таблицы 4.6.

Таблица 4.6

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

К нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ напряжением 35 кВ и выше должны применяться корректирующие коэффициенты определяемые соответственно по [1, приложения 41, 43, 44]. Тогда

(4.10)

Для всех линий электропередачи проектируемой сети будем иметь

чел. (4.11)

Далее может быть рассчитана нормативная численность рабочих по электросетевому хозяйству

чел. (4.12)

Кроме численности рабочих, для управления, обслуживания и ремонта проектируемой электрической сети необходимо определить численность руководителей, специалистов и служащих (РСС). Для этого используются нормативы численности РСС, установленные министерством энергетики и приведенные в [4]. Эти нормативы установлены по функциям управления в зависимости от влияющих факторов (объема электрических сетей, количества основных подразделений в электрической сети, суммарной мощности трансформаторов на ПС 35-110 кВ, суммарного количества присоединений с выключателями 6 кВ и выше на ПС 35 кВ и выше и т.д.).

Суммарная нормативная численность РСС по электросетевому хозяйству определяется суммированием нормативной численности по трем составляющим:

— управление электрическими сетями (общее руководство, производственно-техническая деятельность, технико-экономическое планирование, организация труда и заработной платы, материально-техническое снабжение, подготовка кадров и т.д.);

— производственные службы (оперативно-диспетчерское управление; диспетчеры ПС; мастера и старшие мастера по обслуживанию и ремонту ПС напряжением 35 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и выше, средств релейной защиты, электроавтоматики, электроизмерений, средств диспетчерского и технологического управления и т.д.);

— районы электрических сетей (начальник района, главный инженер, инженеры ПТГ, диспетчеры, мастера и старшие мастера по ремонту ВЛ, ТП, КТП, МТП, РП, кабельных линий).

В курсовой работе и экономической части дипломного проекта, как правило, рассматриваются сравнительно небольшие по объему работ электрические сети, которые входят в состав предприятий электрических сетей. Для них при определении нормативной численности РСС можно ограничиться приблизительным расчетом, приняв численность РСС в размере 20-25% от общей численности рабочих электрических сетей, т.е.

чел. (4.13)

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

чел. (4.14)

4.3 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети

Себестоимость — полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.

Проектные расчеты по себестоимости передачи и распределения электрической энергии рекомендуется производить по экономическим элементам. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам:

— материальные затраты;

— затраты на оплату труда;

— страховые взносы;

— амортизация основных фондов;

— прочие затраты.

4.3.1 Материальные затраты

Для электросетевых предприятий в элементе «Материальные затраты» отражаются:

— стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, реагентов, масел и т.д.;

— стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями или производствами и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.);

— стоимость горюче-смазочных материалов, бензина, дизельного топлива, керосина, газа для передвижных транспортных средств электрической сети;

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

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

, (4.15)

где — затраты на оплату труда ППП электрической сети;

— единый социальный налог;

— стоимость амортизации основных фондов;

— прочие затраты.

Все перечисленные составляющие материальных затрат определяются ниже.

4.3.2 Затраты на оплату труда

В элементе «Затраты на оплату труда» отражаются все затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав этих затрат включаются: выплата заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, должностных окладов в соответствии с принятой на предприятии системой и формой оплаты труда; все виды доплат, надбавок, премий, стоимости льгот; оплата очередных и дополнительных отпусков. Затраты на оплату труда определяются как произведение средней заработной платы на предприятии региона расположения электрической сети на нормативную численность промышленно-производственного персонала. Учитывая, что средняя заработная плата зависит от многих факторов и постоянно меняется, в расчетах целесообразно затраты на оплату труда увязывать с месячной тарифной ставкой первой ступени оплаты труда Ст₍₁₎ работников, занятых на эксплуатации, ремонте и строительстве объектов электроэнергетической промышленности. Она принимается по отраслевому тарифному соглашению между «ФСК России» (или его подразделениями) и объединенным комитетом «Электропрофсоюз». Так как по окончании каждого квартала должно производиться увеличение месячной тарифной ставки первой ступени труда на величину фактического роста индекса потребительских цен по набору товаров, то при выполнении курсовой работы (дипломного проекта) Ст₍₁₎ рекомендуется принимать в соответствии с действующим на момент расчета отраслевым тарифным соглашением.

Исходя из вышеизложенного, фонд оплаты труда на одного человека в год определяем следующим образом:

, (4.16)

где — среднемесячная заработная плата одного работника.

, (4.17)

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

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

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

— районный коэффициент к заработной плате, определяемый по [1, приложение 49].

4.3.3 Годовые издержки электросетевого предприятия по экономическим элементам затрат

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

4.3.4 Проектная себестоимость передачи и распределения единицы электрической энергии

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

(4.29)

где — годовой полезный отпуск электроэнергии, МВтЧч.

Заключение

В курсовой работе рассчитали технико-экономические показатели, которые включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети, в том числе потери электроэнергии (в трансформаторах и линиях), коэффициент полезного действия сети. Как видно из расчетов они зависят от уровня напряжения сети, протяженности и количества цепей линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от мощности нагрузок, от вида оборудования, от организации управления и обслуживания сети и других факторов. Так же из расчетов видно, что при строительстве электрической сети основную часть капиталовложений составляют капитальные вложения в линии электропередачи, в подстанции.

В итоге по экономическим элементам затрат годовые издержки электросетевого предприятия составляют , огромную долю которой занимают прочие затраты , которая в свою очередь большая из-за отчислений в ремонтный фонд Проектная себестоимость передачи и распределения единицы электрической энергии составляет 14,42 коп./кВтЧч.

Список литературы:

1. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию экономической эффективности в энергетике / Уфа, 2011.

2. Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг) и о порядке формирования финансовых результатов. Приложение к постановлению КМ РУз от 05.02.1999 г. № 54 с изменениями в соответствии с Постановлением КМ РУз от 17.02.2010 г. № 22).

3. Об утверждении положения о составе и порядке возмещения затрат при реализации соглашений о разделе продукции. Постановление правительства РФ от 03.07.1999г., № 740.

4. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок. — М.: Высшая школа, 1990.

5. Экономика предприятия (фирмы): Учебник / Под ред. О.И.Волкова, О.В.Девяткина.-3-е изд., перераб. и доп..-М.: ИНФРА — М, 2008.-602с.

6. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учебник для студ. высш. учеб. заведений/ Т.Ф. Басова, Е.И. Борисов, В.В. Бологова и др.; Под ред. Н.Н. Кожевникова. — М.: Издательский центр «Академия», 2004. — 432 с.

7. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалева. — М.: Издательство МЭИ, 2005. — 288 с.