Организация и эксплуатация энергохозяйства промышленных предприятий

Таким образом, суммарные  потери в кабельных линиях за сутки  варианта № 1:

ΣΔР_Л(в1) = 4820,77 кВт,    ΣΔQ_Л(вI) = 1914,16 квар.

Таблица 2.1.10 - Потери мощности в линиях (варианта № 2)

Соед.	с 0 до 8 часов		с 8 до 16 часов		с 16 до 24 часов
	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар
ГПП-ЦРП	318,38	146,77	1456,40	671,37	1124,32	518,29
ЦРП-ТП-1	11,96	9,69	49,82	9,69	56,81	11,05
ЦРП-ТП-5	0,00	0,00	39,05	7,57	15,27	2,96
ЦРП-ТП-6	278,42	135,13	430,09	135,13	365,06	114,70
ЦРП-ТП-8	0,00	0,00	189,75	36,82	219,41	42,57
ЦРП-ТП-9	0,00	0,00	39,66	7,70	5,36	1,04
ТП-1-2	0,00	0,00	5,58	0,81	7,17	1,04
ТП-3-5	0,00	0,00	4,08	0,44	0,00	0,00
ТП-4-5	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Σ	645,75	301,01	2272,06	884,21	1840,25	703,59

Таким образом, суммарные  потери в кабельных линиях за сутки составляют для варианта № 2:

ΣΔР_Л(в2) = 4758,06 кВт,    ΣΔQ_Л(в2)=1888,81кВар.

Используя полученные данные, определим годовые потери мощности по предприятию в целом, исходя из продолжительности смены восемь часов и 252 рабочих дней в году (с учётом праздников), кВт∙ч:      

                                                ΔЭ_год = (ΣΔР_Т + ΣΔР_Л)∙8 ∙252,                            (2.1.11)

где: ΣΔР_Т – суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия за день, кВт, которые берутся из таблиц 2.1.5-2.1.6;

ΣΔР_Л   – суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию за рабочий день, кВт.

По (2.1.11) для варианта №1 годовые потери мощности по предприятию составляют, кВт∙ч: 

                    ΔЭ_1год = (518,31 + 4820,77) ∙8∙252 = 10763585,28 кВт∙ч.

По (2.1.11) для варианта №2 годовые потери мощности по предприятию  составляют, кВт∙ч:

                     ΔЭ_2год = (526,17 + 4758,06) ∙8∙252 = 10779431,04 кВт∙ч.

Определяем средний  тариф за 1 кВт∙ч, руб/кВт∙ч: 

                                          β_ср=а/Т_max+b,                                                          (2.1.12)

где: а – стоимость 1 кВт заявленной мощности (основная ставка):

                                       а = 105014,9×12=1260178,8 руб/кВт;

b – стоимость 1 кВт·ч используемой электроэнергии (дополнительная ставка):

                                       b = 975,3 руб/кВт∙ч;

Т_max – годовое число часов использования максимума нагрузки, которое для трёхсменного предприятия Т_max = 4500 ÷ 6000 часов. Принимаем годовое число часов использования максимума нагрузки равным: Т_max = 5000 часов.

                            β_ср=1260178,8/5000+975,3=1227,34 руб/кВт∙ч

Определяем стоимость  годовой величины потерь электроэнергии, тыс.руб:

                                       И_ПОТ = ΔЭгод∙ β_ср,                                                       (2.1.13)

              И_ПОТ1 = 10763585,28 ∙ 1227,34 = 13210,58 млн. руб;

              И _ПОТ2= 10779431,04 ∙ 1227,34 = 13230,03 млн.руб.

По формуле (2.1.1) 3 = Е_Н К + И        

И = И_АМ  + И_ЭКС + И_ПОТ     определяем

Ежегодные суммарные  капитальные затраты в ценах  на 1991 год составят - Кʹ, тыс.руб:                                         К' = К_црп + K_КЛ + К_ПС,                                    (2.1.5)

Кʹ₁ = 16,28 + 501,71+ 99,029 = 617,019 тыс.руб;

Кʹ₂ = 16,28 + 490,75+ 99,029 = 606,059 тыс.руб.

С учетом инфляции:                    К = К'· к_инф ,                к_инф=8,6%                     (2.1.6)

 К₁ = 617,019 · 6000·1,086 = 4020,5 млн.руб;

 К₂ = 606,059 · 6000·1,086 = 3949,1 млн.руб.

По формулам (2.1.3), (2.1.4) определим отчисления на амортизацию  и на эксплуатационные расходы с  учетом инфляции для каждого из двух вариантов:

И_АМ1 = (4,3·501,71/100+6,4·99,029 /100)·6000·1,086 =181,87  млн.руб

И_АМ2 = (4,3·490,75/100+6,4·99,029 /100)·6000·1,086 =182,37  млн.руб

И_ЭКС1 = (2,0·501,71/100+3,0·99,029 /100)·6000·1,086  =84,74 млн.руб

И_ЭКС2 = (2,0·490,75/100+3,0·99,029 /100)·6000·1,086 =83,31  млн.руб

приведенные затраты  по вариантам:

З₁= 0,12∙4020,5 + (181,87+84,74 + 13210,58) = 13959,65 млн.руб;

З₂= 0,12 ∙3949,1+ (182,37+83,31+13230,03) = 13969,6 млн.руб.

Вывод:

По условию  минимума приведенных затрат для дальнейшего рассмотрения принимаем вариант №1 схемы электроснабжения, так как приведенные затраты по данному варианту меньше: 13959,65 млн.руб < 13969,6 млн.руб.

2.2 Планирование режима  работы сети

По данным таблиц 1.3.1, 1.3.2, 2.1.5, 2.1.6, 2.1.9, 2.1.10 для выбранного варианта схемы определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивной мощностей по предприятию с учётом потерь:

P_i = ΣР_{Ц i} + ΣΔР_{Т i} + ΣΔP_{Л i}, (2.2.1)

Q_i = ΣQ_Цi+ ΣΔQ_Тi ⁺ ΣΔQ_Лi, (2.2.2)

где: ΣР_{Ц i} , ΣQ_Цi  , ΣΔР_{Т i} , ΣΔQ_Тi , ΣΔP_{Л i} , ΣΔQ_Лi   – суммарные активные и реактивные мощности цехов, потери в трансформаторах, потери в кабельных линиях соответст-венно за i-ю смену.

Р₁ = 5669,7 + 73,12 + 275,35 = 6018,17 кВт;

Р₂ = 12993,7+197,38+1213,13 = 14404,21 кВт;

Р₃  = 12416,20+ 188,09+ 1170,73= 13775,02 кВт;

Q₁ = 2999,83 + 396,46 + 108,98= 3505,27 квар;

Q₂ = 7582,8 + 1020,59 + 498,9 = 9102,29 квар;

Q₃ = 7224,41 + 972,94 + 476,94 = 8674,29 квар.

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия  с учётом потерь в сети, который показан на рисунке 2.1.

Рис.2.1 - Суточный график нагрузки предприятия

Определим годовое полезное потребление энергии предприятием, кВт∙ч

Э_пол = (ΣP₁ + ΣP₂ + ΣP₃)∙8∙252,

Э_пол = (5669,7 + 12993,7+ 12416,20)∙8∙252 = 62656473,6 кВт∙ч.

Определим общее потребление энергии предприятием за год, кВт∙ч: 

Э_год ⁼ Э_пол + ΔЭ_год

Э_год= 62656473,6 + 6285504,96 = 68941978,56 кВт∙ч.

Годовая плата за потреблённую электроэнергию, тыс.руб:

П_э = а ∙ Р_заявл + b ∙ Э_год

где:   Р_заявл - заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума нагрузок энергосистемы в кВт, которую принимаем равной: Р_заявл ⁼ 12416,20 кВт. П_э= 515050,8∙12416,20 + 398,8∙68941978,56 = 33889034,79 тыс.руб.

Средний тариф за 1 кВт∙ч электроэнергии, руб: β_ср= П_э / Э_год =33889034,79∙10³/68941978,56 =491,56 руб/кВт∙ч

Определяем стоимость  годовых потерь электроэнергии, тыс.руб:

И_ПОТ = β_ср∙ΔЭ_год = 491,56 ∙ 6285504,96 = 3089702,82 тыс.руб.

Определим стоимость полезного кВт∙ч электроэнергии, руб/кВт∙ч:

С = (И_ам+И_экс+П_э)/Э_пол=(159141,24+74154,0 +33889034,79)∙10³/ 62656473,6=                                                                    

=544,60 руб/кВт ∙ч.

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

ΔК = (500 + 2 ∙№вар) ∙ k_ИНФ = (500 + 2 ∙ 6) ∙ 6000 = 3072 тыс.руб.

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

                      ΔЗ = β_ср ∙ ΔЭ_уд ∙ П_ГОД – Е_Н – ΔК,                                                        (2.2.6)

где: ΔЭ_уд-снижение удельного потребления электроэнергии, кВт • ч;

П_ГОД- производств о продукции цехом №1 за год, шт, которое определяем по выражению:

П_ГОД = П_СУТ ∙252 = 86∙252 = 21672 шт.

ΔЗ = 491,56 ∙5 ∙21672- 0,12∙3072∙10³ = 52896,82 тыс.руб.

Срок окупаемости определяется по выражению, мес:

Т_ОК=ΔК / (β_ср∙ΔЭ_уд∙П_ГОД)= 3072∙10³ / (491,56 ∙5 ∙21672)= 0,702 мес.

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

S_уст=1000∙2+1000∙2+1600∙2+1600∙2+1000∙2+1000+630+1000+1000+1000 =17030 кВА.

Тогда удельные капитальные вложения в 1 кВА трансформаторной мощности равны:                                                                                                                                                   

                                                                                                                     (2.2.7)                                                                                                                                                              

              

 

Общая протяженность КЛ-10кВ равна: L= 50,0 км.

Удельные капитальные  вложения в 1 км KJI равны:

 

                                                                                                                    (2.2.8)

 

 

3. Планирование  ремонтно-эксплуатационного обслуживания

системы электроснабжения

Определяем годовую трудоёмкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов, чел∙ч:                                                                               (3.1)

                                                                                                                                   

где:Q^год_к.р.(сх) - годовая величина трудоёмкости капитального ремонта оборудования и сетей по схеме электроснабжения предприятия, чел∙ч.

Плановая трудоёмкость капитального ремонта за календарное время  продолжительности ремонтного цикла, чел ∙ч:

                                                                                                                                    _(3.2)

где: Q^табл_к.р- табличная трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования (сетей), чел·ч;

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

Годовая доля трудоёмкости капитального ремонта единицы оборудования (сетей), чел ∙ч:

                                                                                                                                     (3.3)

где: Т_пл - плановая продолжительность ремонтного цикла, лет.

 Годовая трудоёмкость капитального  ремонта оборудования (сетей) по  схеме электроснабжения предприятия,  чел∙ч:

                                                                                                                                   ^(3.4)

Плановая продолжительность  ремонтного цикла:

                                    T_пл=T_РЦ ^табл×β_К ×β_Р×β_И×β_О×β_С  ,                                       (3.5)

Плановая продолжительность  межремонтного периода:

                                    t_пл=t_МП ^табл×β_К ×β_Р×β_И×β_О×β_С  ,                                       _{(3-6) .}

где: β_К - коэффициент, учитывающий коллекторность машин;

β_И - коэффициент, учитывающий отнесение оборудования к основному;

β_О - коэффициент, учитывающий стационарность установки;

β_С - коэффициент, учитывающий сменность работ оборудования. Ниже приведены значения данных коэффициентов [3, стр.68, стр.98-99]: β_К = 1; β_И = 1; β_О ⁼ 1; β_С = 1  β_Р выбирается в зависимости от сменности (табл.3.1).

Необходимые для расчёта  нормативные данные представлены в  таблице 3.2.

 Таблица 3.1 - Значение поправочного коэффициента β_Р

Сменность работы	1	2	3
Поправочный коэффициент βР	2	1	0,67

Таблица 3.2 - Нормативные трудоёмкости текущего и капитального ремонтов

Наименование	Qтаблк.р , чел ∙ч	Qтаблт.р , чел ∙ч	Тпл , лет	Tпл , мес
ТМЗ-630/10	250	50	12	36
ТМЗ-1000/10	300	60	12	36
ТМЗ-1600/10	380	80	12	36
ВМГ-10	24	8	3	12
АЕ-2017	28	8	3	12
РВЗ-10	15	4	4	24
Кабель     3x35	50	15	20	12
3x50	60	18	20	12
3x70	75	23	20	12
3x95	80	27	20	12
3x120	90	27	20	12
3x185	120	36	20	12