Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание
• 1. Технические показатели сети
• 1.1 Протяженность линий электропередачи
• 1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций
• 2. Энергетические показатели сети
• 2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
• 2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
• 2.3 Потери мощности в электрической сети
• 2.4 Среднегодовые потери электрической энергии электрической сети
• 2.5 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью
• 3. Экономические показатели сети
• 3.1 Капитальные вложения в электрическую сеть
• 3.2 Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала
• 3.3 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети
• 3.4 Среднегодовые технико-экономические показатели работы проектируемой электрической сети
• Заключение
• Список литературы
• 1. Технические показатели сети
• 1.1 Протяженность линий электропередачи
• 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.
• км,
• где L₁ - участок линии 1-2;
• L₂ - участок линии 1-3;
• L₃ - участок линии 3-6;
• L₄ - участок линии 2-5;
• L₅ - участок линии 5-6;
• 1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций
• трансформаторный электрический энергия подстанция
• где - суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на i-й подстанции (1-й и т.д.), МВ*А.
• На подстанциях 2, 6 установлено два трансформатора ТРДН - 25000/110, на подстанции 3 два ТРДН - 16000/110, на подстанции 5 один ТДН - 16000/110.
• .
• 1.3 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 определяется суммированием условных единиц отдельных элементов, т.е.
• где - объем линий электропередачи в условных единицах. Определяется в зависимости от вида линии, протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор;
• - объем ПС в условных единицах. Определяется уровнем высшего напряжения (ВН) подстанции по [1, п. 1 приложения 4];
• - объем силового трансформатора в условных единицах. Определяется уровнем ВН по [1, п. 2 приложения 4];
• - объем выключателей в условных единицах;
• - объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. Определяется по [1, п. 5 приложения 4].
• Расчет объема линий электропередачи приведен в таблице 1.
• Таблица 1 - Расчет объема линий электропередачи

ЛЭП	Уровень напряжения, кВ	Материал опор	Количество цепей	Длина линии, км	Норматив на 100 км, у.е.	Объем линий, у.е.
1-2	110	ж/б	2	24	120
1-3	110	ж/б	2	30	120	36
3-6	110	ж/б	1	18	160	28,8
2-5	110	ж/б	1	26	160	41,6
5-6	110	ж/б	1	21	160	33,6
Итого по всем линиям сети,	168,8

• В таблице 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 приведен в таблице 2.
• Таблица 2. Расчет объема оборудования подстанций

Напряжение оборудования ПС	Уровень напряжения, кВ	Количество ПС или ед. оборудования	Норматив, у.е.	Объем, у.е.
Подстанция	110	4	105	105Ч4 =420
Силовой трансформатор	110	7	7,8	7,8Ч7 = 54,6
Воздушный выключатель	110	27	26	26Ч27 = 702
Итого по всем ПС и оборудованию сети	1176,6

• Объем предприятий электрических сетей в условных единицах

2. Энергетические показатели сети

2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

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

,

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.

2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

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

2.3 Потери мощности в электрической сети

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

,

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.

Суммарные потери мощности в воздушных (кабельных) линиях электропередачи находятся суммированием потерь на каждом участке ЛЭП, т.е.

,

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.

;

,

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:

Потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС

,

где - потери мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) ПС_i.

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

,

где n - количество параллельно включенных трансформаторов на ПС_i;

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

- потери короткого замыкания в трансформаторе ПС_i, МВт, принимаются 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

2.4 Среднегодовые потери электрической энергии электрической сети

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



Для воздушных линий электропередачи

,

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

,

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

,

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.

Т.к. 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.

Среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по следующим формулам:

Cреднегодовые потери электрической энергии в трансформаторах отдельных подстанций

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

2.5 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

;

МВт.

Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

;

МВт•ч.

Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки

Значения принимаются по исходным данным для дипломного проекта.

3. Экономические показатели сети

К экономическим показателям электрической сети относятся:

- вложения в линии электропередачи, в подстанции и сеть в целом;

- численность персонала, обслуживающего сеть;

- себестоимость электропередачи и распределения электрической энергии в сети.

3.1 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 таблица 3.

Таблица 3. Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости электрических сетей

Объединенные энергисистемы	Коэффициент
	Воздушные линии	Подстанции
Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Закавказья	1,0	1,0
Урала	1,1	1,1
Сибири	1,2	1,2
Дальнего Востока	1,4	1,3

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 :

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи сети определяются по формуле:

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

,

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. Расчеты капиталовложений в воздушные линии электропередачи удобно вести в форме таблицы 4 для каждого уровня напряжения отдельно.

Таблица 4. Расчет капиталовложений в воздушные линии электрической сети

Обозначение ВЛ или порядковый номер	Напряжение, кВ	Район по гололеду	Марка провода	Количество цепей	Тип опор	Длина линии, км	Стоимость, тыс.руб.
							1 км	всего
1-2	110	4	АС-240	2	ЖБ	24	1620	38880
1-3	110	4	АС-120	2	ЖБ	30	1332	39960
2-5	110	4	АС-120	1	ЖБ	26	864	22464
5-6	110	4	АС-120	1	ЖБ	21	864	18144
3-6	110	4	АС-240	1	ЖБ	18	996	17928
Итого по всем ВЛ данного уровня напряжения	137376
Итого по всем ВЛ с учетом поправочного зонального коэффициента 1.1	151113,6

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



тыс. руб./км.

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

Стоимости ОРУ 35-220 кВ с количеством выключателей более трех указаны в 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.

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 5.

Таблица 5. Расчет капиталовложений в подстанции

Наименование ПС	Наименование и тип элементов подстанции	Ед. измерения	количество	Стоимость тыс.руб.
				единицы	всего
ПС 2	1.Трансформатор	шт.	2	27600	55200
	2.РУ высшего напряжения	ячейки	7	2520	15120
	3.Постоянная часть затрат	тыс. руб.		17400	17400
	4.РУ низшего напряжения	ячейки	15	138	2070
	Итого по подстанции	89790
ПС3	1.Трансформатор	шт.	2	20100	40200
	2.РУ высшего напряжения	ячейки	7	2520	15120
	3.Постоянная часть затрат	тыс. руб.		17400	17400
	4.РУ низшего напряжения	ячейки	15	138	2070
	Итого по подстанции	74790
ПС5	1.Трансформатор	шт.	1	20100	20100
	2.РУ высшего напряжения	ячейки	мостик	2160	2160
	3.Постоянная часть затрат	тыс. руб.		17400	17400
	4.РУ низшего напряжения	ячейки	15	138	2070
	Итого по подстанции	41730
ПС 6	1.Трансформатор	шт.	2	27600	55200
	2.РУ высшего напряжения	ячейки	мостик	2160	2160
	3.Постоянная часть затрат	тыс. руб.		17400	12600
	4.РУ низшего напряжения	ячейки	5	138	690
	Итого по подстанции	70650
Итого по всем подстанциям	276960
Итого по всем подстанциям с учетом зонального поправочного коэффициента = 1.1	304656

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываются удельные капиталовложения:

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

тыс. руб/МВА.

Капитальные вложения в электрическую сеть

тыс. руб.

3.2 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

Нормативная численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ, должна определяться по [1, приложение 37] в зависимости от уровня напряжения на высшей стороне ПС и от количества присоединений с выключателями напряжением 6 кВ м выше (т.е. на всех уровнях напряжения ПС). Этот расчет удобно выполнять в виде таблицы 65.

Таблица 6. Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование ПС	Напряжение на высшей стороне, кВ	Количество присоединений с выключателями 6 кВ и выше, шт	Норматив численности рабочих на одну ПС, чел./ 1ПС
ПС-2	110	22	1,35
ПС-3	110	22	1,35
ПС-5	110	17	1,22
ПС-6	110	18	1,22
Итого	5,14

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 44]), т.е.

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 38] и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т.д.).

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.

;

Далее надо определить суммарную численность всех рабочих на подстанциях сети

чел.

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 39]. Она зависит от уровня напряжения, количества цепей, материала опор, длины линий. Расчет рекомендуется вести в форме таблицы 7.

Таблица 7. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию воздушных линий напряжением 35 кВ и выше

Обозначение ВЛ или ее порядковый номер	Напряжение, кВ	Количество цепей на опоре, шт.	Материал опор	Норматив численности на 100 км, чел./100 км	Длина линии, км	Нормативная численность рабочих, чел.
1-2	110	2	ЖБ	0,8	24	0,192
1-3	110	2	ЖБ	0,8	30	0,24
2-5	110	1	ЖБ	0,67	18	0,121
3-6	110	1	ЖБ	0,67	26	0,174
5-6	110	1	ЖБ	0,67	21	0,141
Итого	=0,868

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

Для всех линий электропередачи проектируемой сети будем иметь

чел.

Далее может быть рассчитана нормативная численность рабочих по электросетевому хозяйству

чел.

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.

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

чел.

3.3 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.

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

,

где - затраты на оплату труда ППП электрической сети;

- социальный взнос;

- стоимость амортизации основных фондов;

- прочие затраты.

Все перечисленные составляющие материальных затрат определяются ниже.

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 РАО «ЕЭС 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 определяется следующим образом:

,

где - среднемесячная заработная плата одного работника.

,

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 50].

Все коэффициенты рассчитываются от оклада (тарифной ставки). Результаты расчета заработной платы заносятся в таблицу. В курсовой работе указать значения применяемых коэффициентов, взятых в приведенных интервалах.

Важными экономическими показателями работы электрической сети являются - коэффициент обслуживания

у.е./чел.

Удельная численность промышленно-производственного персонала

чел./у.е.

Страховые взносы

,

где тарифы страховых взносов %. Устанавливаются централизованно и включают отчисления по установленным законодательством нормам в Пенсионный фонд РФ (26%), Фонд социального страхования РФ (2,9%), Фонды обязательного медицинского страхования (федеральный (3,1%) и территориальный (2%)). . Если годовой фонд оплаты труда (ФОТ) превышает 463 000 руб., страховые взносы не уплачиваются.

.

тыс. руб/год.

В элементе «Амортизация основных фондов» отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов (на реновацию), исчисленная исходя из балансовой стоимости и утвержденных норм амортизации на реновацию,

где - средняя норма амортизации на реновацию ЛЭП. Принять

- средняя норма амортизации на реновацию силового оборудования ПС. Принять

- стоимости основных фондов соответственно линий электропередачи и подстанций, тыс.руб. Составляет от 80 до 90% капитальных вложений в ЛЭП и подстанции .

Капитальные вложения в линию составляют 151113,6 тыс.руб., а в подстанции 304656 тыс.руб. тогда:

В элементе «Прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются:

- отчисления в ремонтный фонд;

- обязательные страховые платежи;

-земельный налог;

- другие отчисления.

а) Отчисления в ремонтный фонд. Они определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями ежегодно (по состоянию основных производственных фондов):

где - стоимость основных производственных фондов электрической сети.

- средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %. При выполнении курсовой работы можно принять .

тыс.руб;

тыс. руб/год.

б) Обязательные страховые платежи (отчисления в фонд страхования имущества) осуществляются по установленному нормативу от стоимости имущества. Стоимость имущества включает стоимость основных и оборотных средств, финансовых активов. В расчетах стоимость имущества принимается равной стоимости вложения капитала в строительство электрической сети:

где - норматив обязательного страхования имущества, %. Принять.

тыс. руб/год.

в) Земельный налог. Земельный налог устанавливается Налоговым Кодексом РФ (НК РФ) и нормативными правовыми актами представительных органов муниципальных образований, вводится в действие и прекращает действовать в соответствии с НК РФ и нормативными правовыми актами представительных органов муниципальных образований и обязателен к уплате на территориях этих муниципальных образований. Налоговая база - кадастровая стоимость земельных участков.

Причем территория открытых РУ подстанций занимает до 80% общей площади ПС и при одном-двух трансформаторах имеет следующие размеры:

при напряжении 35 кВ - от 0,15 до 0,6 га;

при напряжении 110 кВ - от 0,25 до 2,2 га;

при напряжении 220 кВ - от 0,8 до 6,0 га.

Остальные 20% территории ПС занимают здания и сооружения:

- установка синхронных компенсаторов - 0,3 га;

- башня для ревизии трансформаторов - 0,3 га;

- склад масла - 0,15 га;

- насосная, аппаратная маслохозяйства и др. сооружения - 0,2 - 0.5 га;

га;

г) Другие отчисления. Учитываются отчисления средств в НИОКР, в инвестиционные фонды, налоги на содержание транспортного хозяйства, ремонт дорог, абонентская плата за услуги по организации функционирования и развития ЕЭС России, расходы на связь, командировки, на содержание вневедомственной охраны, расходы на охрану труда, на подготовку кадров и т.д., предусмотренные законодательством в составе себестоимости:

где - норматив других отчислений, %.

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



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

где - годовой полезный отпуск электроэнергии, МВтЧч.

Структура затрат (себестоимости) отражает удельный вес каждого элемента в общих издержках электросетевого предприятия:

где - элементы затрат по передаче и распределению электроэнергии (материальные затраты, оплата труда, единый социальный налог, амортизация, прочие затраты), тыс.руб./год.

Далее рассчитываются составляющие себестоимости по материальным затратам, оплате труда, единому социальному налогу, амортизации и прочим затратам.

3.4 Среднегодовые технико-экономические показатели работы проектируемой электрической сети

Таблица 8. Среднегодовые технико-экономические показатели

Наименование показателей	Ед.измерения	Абсолютная величина
1. Технические показатели 1.1. Протяженность линий электропередачи, в том числе 220 кВ и выше 110 кВ 35 кВ	км км км	119
1.2.Установленная мощность трансформаторных подстанций	МВЧА	148
1.3. Количество трансформаторных подстанций	шт.	5
1.4. Мощность электрической сети	у.е.	1345,4
2. Энергетические показатели 2.1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей	МВт	90
2.2. Годовой полезный отпуск электроэнергии	тыс.МВтЧч	405
2.3. Среднегодовые потери электроэнергии в сети	тыс.МВтЧч	5,799
2.4. Среднегодовое потребление электроэнергии сетью	тыс.МВтЧч	410,799
2.5. КПД сети в режиме максимальных нагрузок	%	98
2.6. КПД сети средневзвешенный за год	%	98,6
2.7. Коэффициент мощности сети в режиме максимальных нагрузок	-	0,9
3. Экономические показатели 3.1. Капитальные затраты по сети	тыс.руб.	455679,6
3.2. Удельные капитальные затраты по линиям (отдельно для каждого уровня напряжения) для кабельных и воздушных линий	тыс.руб./км	1269,9
3.3. Удельные капитальные затраты по подстанциям	тыс.руб./МВЧА	2057,88
3.4. Коэффициент обслуживания	у.е./чел.	89,69
3.5. Удельная численность ППП	чел./у.е.	0,01115
3.6. Среднегодовые затраты по передаче и распределению электроэнергии	тыс.руб./год	60719,2
3.7. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии	коп./кВтЧч	15
3.8. Нормативная численность рабочих - по оперативному и техническому обслуживанию ПС - по ремонту ПС - по техническому обслуживанию и ремонту линий и т.д.	чел. чел. чел.	6 3 2

Заключение

Рассчитали технико-экономические показатели, которые 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.

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 Так как оборудование электрических сетей очень дорогое, то целесообразнее ремонтировать старое оборудование.

Список литературы

1. 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 соответствии с Постановлением КМ РУз от 17.02.2010 г. № 22.

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

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

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

5. 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.

6. 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.

Размещено на Allbest.ru