Планирование эксплуатации промышленного энергохозяйства

Прежде всего имеется в виду степень организованности в системе управления, без чего современная энергетика вообще существовать не может.

Технологические особенности отрасли, безусловно, налагают свой отпечаток и на экономику. Неразрывность и единовременность процесса производства, транспортирования и потребления энергии, его динамичность, единые электрические коммуникации, большая зависимость объемов производства от гидро- и метеоусловий и потребителя и т.д. не имеют аналогов среди всех других отраслей народного хозяйства. С учетом этого фактора методологическая основа экономических принципов управления в энергосистеме должна быть единой, однако энергетикам неоднократно приходилось защищать свое право на специфику в очень не легкой борьбе.

Энергетическое хозяйство предприятия включает в себя главную понизительную подстанцию (ГПП), центральный распределительный пункт (ЦРП), распределительную кабельную сеть 10 кВ и цеховые трансформаторные подстанции (ТП). ГПП получает питание от энергосистемы района, на территории которого размещено предприятие, и имеет две секции шин. От главной понизительной подстанции по двум кабельным линиям питается центральный распределительный пункт, имеющий две секции шин, которые могут соединяться при помощи секционного выключателя. Питание цеховых ТП осуществляется кабельными линиями 10 кВ от ЦРП через комплектные ячейки КРУ с выключателями и от соседних ТП. Применены кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами сечением от 35 до 185 мм². ТП выполнены как в однотрансформаторном , так и в двухтрансформаторном исполнении с масляными трансформаторами мощностью от 630 до 1600 кВА. На низшей стороне трансформаторов, а также в качестве секционных выключателей применяются автоматические выключатели АЕ-20.

Назначением энергохозяйства является качественное и надежное обеспечение электроэнергией всего электрооборудования и электроприемников предприятия для осуществления технологического процесса.

На основании исходных данных и справочной литературы дадим характеристику энергохозяйства для двух вариантов - 26СТ и 27ТУ (далее 1 и 2 варианты).

Для варианта №26 в схеме отсутствуют ТП-4,11; а для варианта №27 в схеме электроснабжения отсутствуют ТП-7,8. Схема электроснабжения предприятия для варианта №26 изображена на рисунке 1.1, для варианта № 27 - на рисунке 1.2

Рисунок 1.1. Схема электроснабжения предприятия вариант № 26

Рисунок 1.2.Схема электроснабжения предприятия вариант № 27

Таблица 1.1 Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены, РСР. МАКС , кВт

Таблица 1.2 Длины кабельных линий, км

Принимаем сменность работы, средний коэффициент мощности (cos), соотношение активных мощностей по сменам для цехов предприятия, а также марки кабельных линий, как указано в табл. 1.3.

Таблица 1.3 Общие данные

Нагрузка за смену:

 кВт,

где Т- отработанное в сутках время, ч (Т=24ч для трёхсменной работы).

Реактивная мощность нагрузки каждой смены:

Qсм=Рсм·tg=1340,17·0,593=794,72 квар.

Аналогичным образом, используя данные из табл.1.1 и 1.3, определяем мощность нагрузок по сменам для остальных цехов предприятия. Результаты расчёта сводим в табл.1.4.

Таблица 1.4 Мощности нагрузок по сменам

2.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы сети будем производить на основе рассмотрения и сравнения 2-х вариантов: основного 1 (№ вар=26) и дополнительного 2 (№ вар+1=26+1).

В соответствии с методикой проведения технико-экономических расчётов в энергетике, сравниваемые варианты должны быть равноценными по условиям экономической и энергетической их сопоставимости (качеству электроэнергии, баланса активной и реактивной мощностей, требуемой надежности электроснабжения и т.д.) и отвечать требуемым техническим условиям.

При осуществлении единовременных капиталовложений в течении года и неизменности издержек производства критерием оптимальности выбора экономически целесообразного варианта является условие минимума приведенных затрат:

, (2.1)

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической

эффективности, принимаемый равным 0,12 ;

К- единовременные капиталовложения в течении года, тыс.руб ;

И - издержки производства, .

К= К_л +К_тп ,

где К_л - капиталовложения в линии;

К_тп - капиталовложения в трансформаторные подстанции.

При проектировании промышленных электрических сетей ежегодные издержки производства , :

, (2.2)

где: Иам- амортизационные отчисления , тыс.руб;

Иэкс- эксплуатационные расходы , тыс.руб ;

Ипот- стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб.

Амортизационные отчисления и эксплуатационные расходы определим как долю от капитальных затрат, тыс.руб:

; (2.3)

, (2.4)

где: б _ам - процент отчислений на амортизацию, %;

б _экс - процент отчислений от первоначальных капитальных затрат на обслуживание и ремонт оборудования, %.

Значения процентов отчислений на амортизацию и на обслуживание и ремонт для различных типов электрооборудования приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Значения норм отчисления б

Удельные сопротивления трехжильных кабелей с поясной изоляцией напряжением 10 кВ принимаем соответственно из таблицы П6.2 [1]. Капитальные затраты на сооружение одного километра кабельной линии, в которые включается стоимость приобретения кабеля, установка кабельных металлоконструкций, прокладка кабелей по металлоконструкциям и в траншеях, заделка концов кабеля, монтаж муфт и самого кабеля принимаем из таблицы 10.5 [ 1]. Полученные данные сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Проектные данные кабельных линий

Технические характеристики трансформаторов (тип, их число на подстанции, параметры Р_хх, Р_кз, I_xx, U_K3) для комплектных трансформаторных подстанций из табл. П1.5 [1] сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Технические характеристики трансформаторов

Таблица 2.4 Капитальные вложения в трансформаторы

Все стоимости электрооборудования и кабельных линий приведены в ценах 1991г.

Укрупненные показатели стоимости ячеек КРУ 10 кВ (общая стоимость КРУ с выключателем типа ВМГ-10): К_кру = 1,48 тыс. руб. из таблицы 10.33 [2]; стоимость одного выключателя АЕ-20: К_ав = 0,122 тыс. руб.

Общая стоимость электрооборудования, тыс. руб.:

, (2.5)

где N_кру - количество ячеек комплектного распределительного устройства (по варианту);

N_ав, - общее количество автоматических выключателей (по варианту).

Стоимости электрооборудования по вариантам:

К_об1 = 11•1,48+19•0,122=18,598 тыс. руб.;

К_об2 = 11•1,48+17•0,122=18,354 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения в трансформаторы и капитальные вложения в кабельные линии:

;

(2.6)

Суммарные капиталовложения в трансформаторы (из таблицы 2.4):

- для первого варианта = 57,26 тыс. руб.;

- для второго варианта = 50,88 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения в кабельные линии (из таблицы 2.2):

- для первого варианта = 319,61 тыс. руб.;

- для второго варианта = 281,89 тыс. руб.

Общая стоимость всего электрооборудования, тыс. руб.:

(2.7)

Общие капитальные затраты на электрооборудование и КЛ, приведенные к современному уровню:

, (2.8)

где К_инф - коэффициент инфляции, который принимаем равным 3000.

Общая стоимость всего электрооборудования по вариантам:

К_{общ.обор1} =18,598+57,26=75,858 тыс.руб.;

К_{общ.обор2} =18,354+50,88=69,234 тыс.руб.

Общие капитальные затраты на электрооборудование и КЛ по каждому из вариантов:

К₁ =3000•(319,61+75,858)=1186414,8 тыс. руб.;

К₂ =3000•(281,89+69,234)=1053374,4 тыс. руб.

По формулам (2.3), (2.4) определим отчисления на амортизацию и на эксплуатационные расходы для каждого из двух вариантов:

Для определения стоимости потерь энергии найдём потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях.

Активные потери в трансформаторе:

, кВт. (2.9)

Реактивные потери в трансформаторе:

, квар, (2.10)

где Р_хх , Р_к , I_xx(%), U_к(%) - потери холостого хода, короткого замыкания , ток холостого хода и напряжение короткого замыкания соответственно. Значения приведены в таблице 2.3.

Для нахождения потерь мощности в кабельных линиях определим предварительно их активные и реактивные сопротивления

,Ом. (2.11)

, Ом, (2.12)

где m - число параллельных кабелей в данном соединении, шт;

r₀ , x₀ - удельные сопротивления кабелей, Ом/км, которые приведены в табл.2.2 в зависимости от сечения.

Потери мощности в кабелях:

- активные:

, кВт; (2.13)

- реактивные:

, квар, (2.14)

где S - протекающая по кабелю мощность, кВА;

U - напряжение сети, равное 10 кВ.

Определим потери мощности на примере соединения ЦРП - ТП1 варианта 1 для первой смены. Исходные данные: P =1333,0 кВт; S=1550,0 кВА; cosц=0,86; число смен = 3; соотношение мощностей 1/1/1; число трансформаторов - 2; S_ном = 1000 кВА; ?P_хх = 1,9 кВт; ?P_кз = 10,8 кВт, I_xx=1,2%, U_к=5,5%.

 кВт,

квар.

Аналогично для 2-ой и 3-ей смены и остальных цехов. Для каждого варианта суммируем потери в трансформаторах по цехам, результаты сводим в таблицу 2.5., 2.6.

Таблица 2.5 Потери в трансформаторах для 1-го варианта

Таблица 2.6 Потери в трансформаторах для 2-го варианта

Приведем пример расчета потерь в кабельной линии ЦРП - ТП1 для 1-го варианта. За первую смену по ней будет передаваться мощность для покрытия нагрузки цеха №1 Р_ц1 =1333,0 кВт, Q _ц1 =790,96 квар, а также мощность для покрытия потерь в трансформаторах на ТП-1 ?Р_ТП-1 =16,91 кВт, ? Q_ТП-1 =90,78 квар, номинальное напряжение 10 кВ. Длина линии L = 2Ч2,42 км (т.к. двухцепная, то сопротивления уменьшаться в два раза). Удельные сопротивления Ro = 0,447 Ом/км; X_o = 0,086 Ом/км.

Результаты расчётов для остальных соединений для двух вариантов представлены в таблице 2.7. Таблица 2.7

Потери мощности в кабелях

энергетический электроснабжение схема нагрузка

Используя полученные данные, определим годовые потери мощности по предприятию в целом исходя из 8-часовой смены и 267 рабочих дней в году (без учёта праздников).

, (2.15)

где ДРт - суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия за день, кВт, которые берутся из таблицы 2.-2.6;

ДРл - суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию за рабочий день, кВт, которые берутся из таблицы 2.7.

Для 1 варианта:

Для 2 варианта:

Средний тариф за электроэнергию:

, руб/кВтч (2.16)

где а - стоимость 1 кВт заявленной мощности (основная ставка тарифа), а=244000 руб/кВт;

b - стоимость 1 кВтч используемой электроэнергии (дополнительная ставка тарифа), b=214 руб/кВтч;

Т_макс - число часов (использования) максимума нагрузки, для 3-

сменной работы предприятия, Т_макс= 4500 ч 6000 ч.

Принимаем Т_макс = 5000 ч.

руб/кВтч.

Стоимость годовых потерь энергии:

. (2.17)

Для 1 варианта:

И_пот1=262,85978,43·10³ = 1571131,4·10³ руб.= 1571,13 млн.руб.

Для 2 варианта:

И_пот2=262,83154,89·10³ = 829105,1·10³ руб. = 829,11 млн.руб.

Определяем приведенные затраты по вариантам по формуле (2.1):

З₁=0,121186414,8 +55794,43+26003,82+1571130 =1795298,03 тыс. руб.;

З₂=0,121053374,4 +49656,74+23144,46 +829110 = 1028316,13 тыс. руб.

По условию минимума приведенных затрат для дальнейшего рассмотрения принимаем второй вариант схемы электроснабжения, так как приведенные затраты по второму варианту 1028316,13 тыс.руб. < 1795298,03 тыс.руб.

2.2 Планирование режима работы сети

По данным табл. 2.6, 2.7 и 1.4 определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивной мощностей по предприятию с учётом потерь

; (2.18)

. (2.19)

где i - индекс смены.

Р₁=3588,17+59,75+107,1 = 3755,02 кВт;

Р₂=10088,7+140,78+576,18 = 10805,63 кВт;

Р₃= 8892,7+124,84+468,36 = 9485,86 кВт;

Q₁= 2008,55+352,48+36,56 = 2397,58 квар;

Q₂= 6223,91+770,26+197,6 = 7191,78 квар;

Q₃= 5385,3+692,51+158,5 = 6236,3 квар.

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия с учётом потерь в сети (рис.2.1).

Суточный график нагрузки

Определим годовое полезное потребление электроэнергии:

Э_пол=( Р₁+ Р₂+ Р₃ )8·267; (2.20)

Э_пол=(3588,17+10088,7+8892,7) ·8·267=48208452 кВт·ч.

Определим общее потребление энергии предприятием:

Э_год= Э_пол+Э_год; (2.21)

Э_год=48208452+3154892 =51363344 кВт·ч.

Годовая плата за потреблённую электроэнергию, руб:

, (2.22)

где Р_заявл - заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума энергосистемы.

Р_заяв= 10805,63 кВт.

Средний тариф за 1 кВт·ч электроэнергии:

Определяем стоимость годовых потерь электроэнергии , тыс.руб:

Определим стоимость полезного кВтч электроэнергии, руб/кВтч:

В результате внедрения организационно-технических мероприятий в цеху №1 запланировано снизить удельное потребление электроэнергии на 5 кВтч, для чего потребовались дополнительные капитальные вложения в размере, тыс.руб:

Годовой экономический эффект от организационно-технических мероприятий, проведенных в цеху №1, составит, тыс.руб:

(2.23)

где Эуд- снижение удельного потребления электроэнергии, кВтч ;

Пгод- производство продукции цехом №1 за год, шт, которое определяем по выражению:

Срок окупаемости определяется по выражению, мес:

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

Sуст =10002+10002+6301+10001+10002+16002+10001+10001+

+10001=13830 кВА.

Общая протяженность КЛ (10 кВ) равна: L= 27,49 км.

Тогда удельные капитальные вложения в 1 кВА трансформаторной мощности равны:

; (2.24)

Удельные капитальные вложения в 1 км КЛ равны:

; (2.25)

3. Планирование ремонтно-эксплуатационного обслуживания системы электроснабжения

Определяем годовую трудоёмкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов, челч:

, (3.1)

где - годовая величина трудоёмкости капитального ремонта оборудования и сетей по схеме электроснабжения предприятия, челч.

Плановая трудоёмкость капитального ремонта за календарное время продолжительности ремонтного цикла, челч:

, (3.2)

где -табличная трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования (сетей), челч ;

k - общий коэффициент, учитывающий поправки на условия работы оборудования, который принимаем равным 1.

Годовая доля трудоёмкости капитального ремонта единицы оборудования (сетей), челч:

, (3.3)

где - плановая продолжительность ремонтного цикла, лет.

Годовая трудоёмкость капитального ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия, челч, найдём как:

. (3.4)

Плановая продолжительность ремонтного цикла:

(3.5)

Плановая продолжительность межремонтного периода:

(3.6)

где коэффициент, учитывающий коллекторность машин; коэффициент, учитывающий отнесение оборудования к основному; коэффициент, учитывающий стационарность установки;

коэффициент, учитывающий сменность работ оборудования.

Ниже приведены значения данных коэффициентов [3, стр.68, стр.98-99]: выбирается в зависимости от сменности (табл. 3.1).

Необходимые для расчёта нормативные данные представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.1 Значение поправочного коэффициента

Таблица 3.2 Нормативные трудоёмкости текущего и капитального ремонтов

Произведём расчёты согласно формулам (3.2)-(3.6) для трансформатора ТМЗ-630/10:

; .

Для кабельной линии ГПП-ЦРП (l= 4,55 км) согласно формулам (3.2)-(3.6):

;

.

Аналогично произведём расчёты для остального оборудования (сетей) и результаты сведём в таблицу 3.3.

Для текущих ремонтов плановая трудоёмкость единицы оборудования (сетей), челч:

, (3.7)

где -табличная трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования (сетей), челч.

Количество текущих ремонтов в году для любого вида оборудования (сетей):

, (3.8)

где t _пл- плановая продолжительность межремонтного периода, мес.

Годовая доля трудоёмкости текущего ремонта единицы оборудования (сетей), челч:

; (3.9)

Годовая трудоёмкость текущего ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия, челч, найдём как:

. (3.10)

Произведём расчёты согласно формулам (3.7)-(3.9) для трансформатора ТМЗ-630/10.

;

.

Для кабельной линии ЦРП-ТП9 (l=3,2 км) согласно формулам (3.7)-(3.9):

;

;

.

Результаты расчётов по всем остальным элементам схемы электроснабжения сведены в таблицу 3.3.

Учитывая, что обслуживание оборудования производится без снижения нагрузки цеха, то подстанции, питающиеся от двух трансформаторов или кабельных линий, будут обслуживаться по очереди. Оборудование однотрансформаторных подстанций следует ремонтировать в нерабочие дни. Это так же относится к соответствующим кабельным линиям и выключателям.

В конце таблицы приведём суммарные значения годовых трудоёмкостей. Число текущих ремонтов должно кратно укладываться в периоде между капитальными ремонтами. План-график ППР на 2009 год приведён в таблице 3.3.

По результатам таблицы 3.3 ,согласно (3.4), (3.10) вычислим:

челч;

челч.

Годовая трудоёмкость технического обслуживания для некоторых видов оборудования (сетей), челч, найдём как:

, (3.11)

где коэффициент сменности работы цеха:

Kсм =; (3.12)

количество смен.

Суммарная величина годовой трудоёмкости технического обслуживания, челч:

, (3.13)

челч.

Общая величина трудоёмкости ремонтов и техобслуживания, челч:

челч.

Годовой план-график ППР

4. Планирование численности персонала и фонда заработной платы

Определим общую плановую численность рабочих, чел:

, (4.1)

где - общая годовая величина трудоёмкости ремонта и технического обслуживания, челч ;

- полезный плановый фонд времени одного рабочего в год, ч (=1750 ч);

- коэффициент выполнения норм ( =1,05 ).

чел.

Общую численность рабочих распределяем по видам ремонтов и технического обслуживания пропорционально их трудоёмкости, чел:

чел. ;

чел. ;

чел. ;

чел.

На рассматриваемом предприятии сложилась децентрализованная форма ремонтного эксплуатационного обслуживания, при которой на электроцех возлагается обслуживание общезаводского электрохозяйства, а также выполнение капитальных ремонтов производственных цехов.

Примерная структура квалификационных разрядов рабочих приведена в таблице 4.1. Численность дежурного (оперативного) персонала принимаем: - два человека в смену (начальник смены электроцеха и электромонтёр с 5-й группой квалификации) и два для подмены на период отпусков и т.п.- всего 8 человек.

Считаем, что эксплуатационно-ремонтный персонал работает в дневную смену, дежурный - в соответствии с работой цехов.

Таблица 4.1 Примерная структура квалификационных разрядов рабочих

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады ИТР, служащих и МОП электроцеха приведены в таблице 4.2.

На рассматриваемом предприятии премия составляет 40 %, начисления социального страхования - 35%, дополнительная зарплата - 10%.

Для расчетов принимаем тарифную ставку первого разряда - 91тыс.руб.

При расчете оклада использовался повышающий коэффициент для работников энергетики, равный 1,3.

В зависимости от разряда рассчитываем должностные оклады ИТР, служащих и МОП, также рассчитываем премии и отчисления на социальное страхование. По полученным данным определяем заработную плату в месяц, заработную плату за год. На основе полученных данных определяем фонд заработной платы ИТР, служащих и МОП Фшт и фонд заработной платы дежурного персонала Фдеж. Так как заработная плата начальников смен электроцеха входит в фонд Фшт, а заработная плата электромонтеров из числа дежурного (оперативного) персонала включена в фонд заработной платы рабочих Фраб, то отдельно фонд заработной платы дежурного персонала Фдеж рассчитывать не будем.

Таблица 4.2 Должностные месячные оклады (примерные) ИТР, служащих и МОП

Из таблицы 4.2 определим годовой фонд заработной платы ИТР, служащих и МОП: Фшт=174488,72 тыс. руб.

Для определения годового фонда заработной платы рабочих определим часовую тарифную ставку рабочих:

(4.2)

где С - месячная тарифная ставка 4 - го разряда, С= 911,57=142,87 тыс. руб.

тыс.руб/ч.

Годовой фонд заработной платы рабочих:

(4.3)

где -годовой номинальный фонд рабочего времени, =2080 ч;

0,4 - коэффициент, учитывающий надбавку к окладу в виде премии;

0,35 - коэффициент, учитывающий отчисления на социальное страхование.

тыс.руб.

Основной годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

(4.4)

тыс.руб.

Дополнительный годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

. (4.5)

тыс.руб.

Годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

(4.6)

тыс.руб.

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады рабочих электроцеха приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 Должностные месячные оклады (примерные) рабочих

Схема производственно-технического подчинения входящих подразделений электроцеха приведена на рис. 4.1.

В электроцехе созданы ремонтные и эксплуатационные участки (бригады) для обслуживания общезаводского оборудования и сетей: подстанций, КЛ, коммутационной аппаратуры и др., а также ремонтные участки (бригады) для проведения капитальных ремонтов в производственных цехах.

Принято, что бригада может состоять из 10-15 человек. В подчинении каждого мастера находится 2 бригады. На каждом участке электроцеха работает по 3 мастера, подчиняющихся старшему мастеру. Руководителем каждого участка является начальник участка. Электроцех предприятия включает в себя 2 участка.

Также электроцех имеет собственный склад оборудования и материалов.

Кроме этого, в штате работников электроцеха имеются: заместитель начальника цеха, начальники смен, инженера, техники, секретарь-машинист, нормировщик, бухгалтер, кассир, чертежник.

Рисунок 4.1 Схема производственно-технического подчинения

5. Таблица технико-экономических показателей

В таблице приведены все основные показатели, характеризующие работу энергетического хозяйства промышленного предприятия и электроцеха.

Таблица 5.1 Технико-экономические показатели, характеризующие работу энергетического хозяйства

Литература

1. В.П. Керного, Ю.И. Сильченко, А.А. Ганжин. Методическое пособие к курсовой работе по курсу “ Организация и планирование энергетического производства ” для студентов специальностей 0303- ” Электроснабжение промышленных предприятий ”.-Мн.: БГПА,1988.

2. Неклепов Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. О.П. Королёв, В.Н. Радкевич, В.Н. Сацукевич. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебно-методическое пособие. - Мн.: 1998.

Размещено на Allbest.ru