КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине «Организация и управление производством» На тему: Организационно-экономическое обоснование модерни. КУРСОВАЯ РАБОТА. Организационноэкономическое обоснование модернизации электроснабжения пос. Апраксино Костромской области Костромского района
 Скачать 104.47 Kb.
|
|
Глава 2. Организационно-экономическое обоснование модернизации электроснабжения поселка Апраксино 2.1 Значение модернизации электроснабжения поселка Апраксино Одним из современных требовании, предъявляемым к строительству новых и реконструкции старых воздушных линий электропередачи (ВЛ). является применение самонесущих изолированных проводов (СИП). Самонесущий изолированный провод - это многожильный провод для воздушных линий электропередачи, содержащий изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для крепления или подвески провода. В Российской Федерации активное внедрение данных технологий началось с 2002 года, когда собственные кабельные предприятия смогли освоить качественный провод СИП по конкурентным ценам. На сегодня протяженность распределительных сетей 0,4х10 кв с применением СИП составляет тысячи километров. Накопленный за эти годы опыт эксплуатации показывает бесспорные преимущества изолированных проводов перед неизолированными (марки А и АС). Для такого большого поселка, как Апраксино, замена голых проводов на СИП повысит качество передаваемой электрической энергии, снизит ее стоимость и уменьшит среднее количество аварийных отключений. 2.2 Преимущества линий с СИП по сравнению с линиями, выполненными неизолированными проводами В результате эксплуатации линий с СИП отмечаются их следующие преимущества по сравнению с линиями, выполненными неизолированными проводами: 1) Снижение потери напряжения благодаря значительно меньшему реактивному сопротивлению (в среднем 0,1 Ом/км вместо 0,35 Ом/км), что увеличивает нагрузку в кВт при аналогичной линии и такой же потере напряжения с соответственно повышает качество переданной энергии при той же нагрузке. 2) Улучшение рабочих условий за счет устранения возможности контакта с посторонними предметами. 3) Уменьшение необходимой ширины вырубки в лесистой местности. 4) Снижение риска возникновения пожаров в лесистой или покрытой кустарником местности при падении провода на землю. 5) Уменьшение допустимого расстояния до строений и других воздушных (например, телефонных) линий, что обеспечивает большую гибкость при прокладке. 6) Возможность использования более коротких опор- допустимое расстояние до поверхности земли для изолированных проводов составляет 4 м, для неизолированных - 6 м. 7) Возможность установки дополнительных СИП параллельно существующим для увеличения пропускной способности сети (что недопустимо при использовании неизолированных проводов). 8) Возможность совместной прокладки на одних и тех же опорах одновременно СИП 0,38 кВ и высоковольтных воздушных линий 6-20 кВ с неизолированными или защищенными проводами. 9) Упрощение процесса прокладки новой линии, относительная простота переоборудования существующих линии с неизолированными проводами на линии ВЛИ с самонесущими изолированными проводами. 10) Возможность одновременного монтажа на одних и тех же опорах телефонных линий (на 0,5 м ниже линии с СИП). 11) Снижение вероятности разрыва фазных проводов посторонними механизмами. Обеспечение бесперебойного электроснабжения в случае срыва СИП с опор. 12) Полное устранение опасности контакта с проводом, в том числе для птиц. 13) Безопасность и экономичность подключения потребителей (разводки), которое можно проводить под напряжением. 14) Полная защищенность от воздействия влаги и коррозионная устойчивость благодаря изоляции проводов и наличию современных нержавеющих и водозащищенных монтажных изделий и разъемов. 15) Устранение опасности замыкания фазы на землю из-за поломки изолятора или контакта провода с ветками деревьев. 16) Полностью исключается возможность схлёстывания проводов из-за ветра или атмосферной неустойчивости, что является причиной 40 % аварий в сетях с применением неизолированных воздушных проводов. 17) Мелкие повреждения изоляционного материала не требуют немедленного ремонта. 18) Уменьшение числа аварий более чем в 5 раз. Глава 3. Экономическая оценка выбора средств электрификации 3.1 Расчет затрат на проведение необходимых работ в рамках задачи Правильная организация строительно-монтажных работ предусматривает применение передовых методов в строительстве энергетических объектов: - сборные конструкции, однотипных блоков и средств комплексной механизации, а также организацию труда при ведении строительно-монтажных работ. - Необходимо определить перечень работ, их последовательность и продолжительность. Все данные по строительству занесены в таблицу 3.2.1. Таблица 3.2.1 Характеристика строительно-монтажных работ
3.2 Определение общей суммы капитальных вложений. Расчет годовых эксплуатационных затрат Воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ) напряжением до 1 кВ представляют собой линии электропередач, выполненные на опорах с применением железобетонных, деревянных или металлических стоек, фасадах зданий и сооружений. Железобетонные опоры используют в качестве концевых и ответвительных. К таким опорам подвешиваются СИП, крепление которых к опорам осуществляется с помощью специальной арматуры, в основном с помощью крюков, бандажных лент и других металлоконструкций, а также поддерживающих и натяжных зажимов, а их соединения и ответвления – с помощью соединительных и ответвительных зажимов. Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция) и перечня необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект (Табл. 3.3.1). Расчет стоимости выполнен на участках магистральных линий электропередачи поселка Апраксино протяженностью 4,64 км со следующими параметрами: число опор – 103 штуки; сечение фазных проводов – 70 мм2. Предполагается, что для строительства используется типовая арматура (Табл. 3.3.2). Ее стоимость берется в соответствии со среднерыночной ценой. Капитальные вложения на покупку провода (КВП)можно найти по формуле:  (3.2.1)где Ц – цена провода за 1 метр, руб. Л – длина участков ВЛ, м Для провода АС-70 учтем, что нам необходимо провести три фазных провода и один нулевой:  Для провода СИП-2:  Таблица 3.2.1 Капитальные вложения
Таблица 3.2.2 Перечень необходимых материалов и их стоимость
Таблица 3.2.3 Затраты на установку одной ЖБ опоры
Строительно-монтажные работы включают в себя:  (3.2.2)где М – затраты на покупку материалов, руб. МО – затраты на монтаж опор, руб. От – отчисления на социальные нужды, руб. ЗП – заработная плата рабочим, руб. Минимальный размер оплаты труда:  (3.2.3)Учитывая 40-часовую рабочую неделю (289 рабочих дней в году) Отчисления на социальные нужды в 2015 году берутся в размере 30% от фонда заработной платы [8] (22% -Пенсионный фонд; 5,1% – Фонд обязательного медицинского страхования; 2,9% – Фонд социального страхования). Затраты на строительно-монтажные работы с неизолированными проводами будут равны:  Затраты на строительно-монтажные работы с СИП будут равны:  Составим смету эксплуатационных расходов. Таблица 3.2.4 Смета эксплуатационных расходов
Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от многих факторов: - цен на строительство электрических линий и удельных показателей подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления); - пропускной способности сетей, зависящей от напряжения, дальности передач, сечения проводов и других факторов; - структуры электрических сетей (по напряжению и протяженности) – чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость; - себестоимости (или тарифов) энергии, поступающей в сети; - режимов энергопотребления абонентов, присоединенных к данной сети. Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВт.ч, можно определить по формуле:  (3.2.3)где Ипер – суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год; Рм – максимальная нагрузка, кВт; Тм – число часов использования максимальной нагрузки, ч/год; Эаб – количество энергии, поступившей к абонентам, кВтч. Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение складываются из издержек по линиям Илэп и подстанциям Ипс.  (3.2.4)Себестоимость передачи и распределения электроэнергии рассчитывается по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии. Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек:  (3.2.5)где Иэкс – суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб/год; Ипот – суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб/год. На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:  (3.2.6)где Иам – ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб/год; Иоб.рем – издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб./год. Издержки на обслуживание и ремонты можно определить по формуле:  (3.2.7)где об.рем – нормы отчислений на обслуживание и ремонты, %/год [2]. Кэс – капитальные вложения в сооружение электрических сетей, руб. Для сетей с неизолированным проводом издержки на обслуживание и ремонты будут равны:  руб.Ежегодные издержки на амортизацию:  (3.2.8)где а – нормы отчислений на амортизацию (реновацию, т.е. полное восстановление), %/год [2].  руб.По формуле (3.2.6):  руб.Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях:  (3.2.9)где Сп – стоимость 1 кВт*ч потерь, руб.;  - суммарные потери в линиях электропередачи, кВт*ч/год; - суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, кВт*ч/год.Потери электроэнергии в линии или трансформаторе можно определить по формуле:  (3.2.10)Где  - Потери мощности в сети, кВт;Т – время работы сети с данной нагрузкой, ч Потери мощности можно рассчитать по формуле:  (3.2.11)где Р – активная мощность заданной нагрузки, кВт; Q – реактивная мощность заданной нагрузки, квар; Uн – номинальное линейное напряжение, кВ; R – активное сопротивление фазы линии или трансформатора, кОм В формуле (3.2.11) учитываются пиковые активные и реактивные нагрузки. Для ВЛ, выполненных неизолированным проводом, потери мощности будут равны (3.2.11):  Учтем, что на ВЛ, выполненных неизолированным проводом, высокая аварийность из-за механических повреждений: - обрывы проводов (24,4%); - схлестывания проводов (17%); - обрыв вязки проводов (9,8%). Такие проблемы у СИП отсутствуют. Потери электроэнергии в ВЛ с неизолированным проводом будут равны (3.2.10):  Аналогичным образом находятся потери электроэнергии в трансформаторе. По формуле (3.2.9):  руб.Суммарные ежегодные издержки по формуле (3.2.5):  руб.Полная себестоимость передачи электроэнергии по (3.2.3) для ВЛ с неизолированными проводами:  руб./кВт*ч.Занесем результаты вычислений для сравнения в таблицу 3.2.5. В таблице учтены потери электроэнергии в результате механических повреждений, а также учтена экономия электроэнергии при использовании СИП. Так как погонное реактивное сопротивление неизолированных проводов составляет 0,35 Ом/км, а у СИП - 0,1 Ом/км, то экономия электрической энергии составляет 6,5%. Таблица 3.2.5 Себестоимость электрической энергии
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||