Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
Введение
Электрической подстанцией называются электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Главные схемы подстанции выбираются на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района. На подстанциях 35 – 750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). Выбор числа и мощности автотрансформатора производится с учетом требований к надежности электроснабжения, характера графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ. При дипломном проектировании используют нормативные материалы, составленные на базе обобщения опыта проектирования, монтажа и эксплуатации электрических подстанций. Например, правила (ПУЭ), нормы (НТП), руководящие указания (по расчету токов короткого замыкания, выбору и проверки аппаратов и проводников по условию короткого замыкания). Применяют типовые проектирования подстанций, принцип которого состоит в использовании при проектировании объекта ранее разработанных фрагментов проекта. Каждая проектируемая подстанция индивидуальна, поскольку индивидуальны исходные данные, условия и следовательно техническое задание на ее проектирование. Данный дипломный проект посвящен расчету электрооборудования подстанции 500/220/10 кВ, ТЭЦ –3*300МВт. Рост потребностей в электроэнергии в Республики Казахстан обеспечивает хорошие перспективы развития этой отрасли. При этом должна обеспечиваться экономичная эксплуатация энергетических объектов, а также высокое качество проектных и строительных работ. По этому расчет эффективности проектирования и расширения трансформаторной подстанции является весьма актуальным. Объектом исследования в дипломной работе является подстанция 500/220/10 кВ. Оборудование подстанции предлагаемой заданием на данную дипломную работу включает два трансформатора АОТДЦТН 267000/500/220. Целью дипломной работы является расчет показателей экономической эффективности проектирования и расширения подстанции. Для достижения указанной цели необходимо выполнить следующие задачи: – определение годового отпуска электроэнергии от подстанции; – расчет капитальных вложений в строительство подстанции; – расчет себестоимости трансформации электроэнергии; – расчет окупаемости и рентабельности подстанции. 1 Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения
Согласно исходных данных максимальная мощность на 220 кВ составляет 400 МВт, и на 500 кВ 800 МВт. По этим значениям определяем процентное соотношение графика нагрузок для среднего и низкого напряжения трансформаторов. Для данной подстанции 500/220/10 кВ график нагрузки трансформатора приведен для среднего напряжения 220 кВ. Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на низком напряжении по формуле [1, с. 40] Для определения нагрузки высокого напряжения трансформатора, необходимо сложить нагрузки среднего и низкого обмоток напряжения. График нагрузки приведен ниже. Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на высоком напряжении трансформатора подстанции 500 кВ Для расчета полной мощности, кроме активной составляющей необходимо определить реактивную мощность нагрузки, которую определяем следующим выражением где Определяем Рассчитываем реактивные нагрузки. График потребления реактивной мощности нагрузки напряжением 200 кВ Определим полную мощность обмоток высшего напряжения трансформатора ПС Составляем график полной мощности обмоток высокого напряжения трансформатора, согласно таблице 1.1 Таблица 1.1 – Результирующая таблица токов через обмотки трансформаторов 2. Выбор трансформаторов на подстанции
На подстанции предполагается установить три трехобмоточных трансформатора. Производим выбор трансформатора с учетом отключения одного трансформатора, чтобы второй пропустил всю мощность. Для этого производим проверку на перегрузку по условиям. где Smax – максимальная мощность высшей обмотки трансформатора, которая равна 871 МВ·А; 1,4 – коэффициент перегрузки, в послеаварийном режиме. Подставляя известные данные в (2.1), получаем Принимаем трансформатор ближайший по мощности к расчетной По полному графику мощности, рисунок 2.1 определяем Таблица 2.1–Трехобмоточные трансформаторы 220 кВ 3. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции
Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования на термическое и электродинамическое действие. Активная максимальная мощность, передаваемая в систему по линиям 500 кВ равна 800 МВ·А. Длина линий по заданию составляет 850 км. Наибольшая передаваемая мощность составляет 800 МВт. Определим количество линий на 500 кВ по выражению Составляем расчетную схему сети. Предварительно определим количество линий на 500 кВ по пропускной способности линии. Рисунок 3.1 – Расчетная схема подстанции Составляем схему замещения для расчетов токов короткого замыкания в точках К1, К2. Рисунок 3.2 – Схема замещения подстанции Расчет производим в относительных базисных единицах. За базисную мощность Sб принимаем 1000 МВ·А. Сопротивление энергосистемы определяется по формуле при Sк=1000 МВ·А Сопротивление линии электропередачи определяется по выражению где Худ – индуктивное сопротивление линий, Ом/км; Uв – высокое номинальное напряжение, кВ. Подставляя известные значения в (9), получаем для Л1 и Л2 Сопротивления трансформатора определяются по формуле Исходя из задания турбогенераторы типа ТГВ-300 имеют исходные параметры [1, с 610] где Х"d – сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси генератора, о.н.е; Sн – номинальная мощность генератора, МВ·А. Сопротивление генератора определяется по формуле Для блочного трансформатора по заданию следующего типа ТЦ – 4000000/500, Uк=11,5%. Сопротивление трансформатора определяется по формуле (10) Определяем базисный ток Iб на всех ступенях Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Сворачиваем схему замещения относительно точки К1 Преобразованная схема замещения относительно точки К1 имеет следующий вид Рисунок 3.3 – Эквивалентная схема замещения относительно точки К1 Находим периодический ток в начальный момент отключения Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Сворачиваем схему замещения относительно точки К2 на стороне 220 кВ. Так как два трансформатора одинаковой мощности, преобразуем следующим образом Рисунок 3.4 – Эквивалентная схема замещения относительно точки К2 Преобразуем звезду сопротивлений Х1, Х2, Х3 в треугольник Х4, Х5, Х6 Рисунок 3.5 – Эквивалентная схема замещения Рисунок 3.6 – Эквивалентная схема замещения Определяем ток короткого замыкания от системы Определяем ток короткого замыкания от генератора Все рассчитанные величины приводятся на рисунке 3.2. Определяем токи КЗ для указанных точек и выбираем выключатели Выбираем выключатель ВГБ-500, установлены со стороны высокого напряжения трансформатора. Собственное время отключения tc, в=0,035с [1, с 630] Для точки К1 имеем Определяем номинальный ток генераторов Периодический ток для момента τ от источников системы равен начальному значению периодического тока Определим Рассчитываем апериодические токи для точки К1 для момента времени τ где Рассчитываем ударные токи для точки К1 при значении ударного коэффициента Куд=1,717 Рассчитываем токи КЗ для точки К2 Выбираем выключатель ВГБ-220, установлены со стороны среднего напряжения трансформатора. Собственное время отключения tс, в=0,05с [1, с 630] Для точки К2 имеем Определяем номинальный ток генераторов Периодический ток для момента τ от системы равен начальному значению периодического тока Определим Рассчитываем апериодические токи для точки К2 для момента времени τ где Рассчитываем ударные токи для точки К2 при значении ударного коэффициента Куд=1,608. Все расчетные токи короткого замыкания сведем в таблицу 3.1 Таблица 3.1 – Результирующая таблица точек К1, К2. Для точки КЗ приведены данные, соответствующие значениям в точке К3» 4. Выбор электрооборудования выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, шин
Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220 кВ
Расчетные параметры, номинальные данные, условия выбора и проверки выключателей и разъединителей Таблица 4.1 – Выбор и проверка выключателей и разъединителей ВН Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле Время отключения Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220 кВ
Таблица 4.2 – Выбор и проверка выключателей и разъединителей СН Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле Время отключения Выбор выключателей на 10 кВ
Так как нагрузки на НН нет принимаем выключателей ВКЭ – 10
Таблица 4.3 – Выбор и проверка выключателей НН Расчетные параметры, номинальные данные, условия выбора и проверки выключателей и разъединителей аналогичны и для других выключателей и разъединителей. Выбор трансформаторов тока на 500 кВ
Марка трансформатора тока – ТФЗМ – 500 – У1 кВ для наружной установки Таблица 4.4 – Расчетные и каталожные данные выбора трансформатора тока Таблица 4.5 – Подсчет нагрузок вторичной обмотки Выбор трансформаторов тока на 220 кВ
Марка трансформатора тока ТФЗМ – 220 – У1 кВ для наружной установки Таблица 4.6 – Расчетные и каталожные данные выбора трансформатора тока Таблица 4.7 – Подсчет нагрузок вторичной обмотки Выбор трансформатора напряжения 220 кВ
Имеем две вводных линии напряжением 220 кВ и два трансформатора подстанции. Таблица 4.10 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Число прибо-
ров
НДЕ-500 Sн=300 В·А Выбор трансформатора напряжения 220 кВ
Имеем три вводных линии напряжением 220 кВ и два трансформатора подстанции. Таблица 4.11 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НКФ-220 Sн=400 В·А Выбор гибких шин 500 кВ
Выбор гибких шин на 500 кВ В РУ 500 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Імак
=
P3*Cos*U
=800000*0,9*500=1005A, АС-700/86 – марка провода d – 36,2 mm – наружный диаметр провода r0
-18,1, Ідоп
= 1180 А Вк = Іпо² * (tоткл +Та)=1,31²*(0,1+0,35)=0,77 кА²*с, Qмин
=Вк /С=0,77 *106
/90 =85<600 мм
2
Іпо
<20 кА проверка на схлёстывание не нужна При проверке на термическую стойкость проводов линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения токов КЗ. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см, где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0.82); где r0-радиус провода в сантиметрах ε0
=30,3* m *(1+0,299/√r0
)=30,3*0,82*(1+0,299/1,81) =30,3, где U-линейное напряжение (U=1.1*Uном) кВ U=1,1+500=550, где Дcp – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (единицы измерения сантиметры) где Д-расстояние между соседними фазами, см. Дср
=1,25*Д, Дср
=1,25*600=756, Делаем расщепление гибких шин ε=k*0,354*Un*r*Logда = 0,354*5504*1,81*1,57=1,19*17,5=20,8, K=1+3*2*r0
/a = 1+3*2*1,81/40=1,19, Rэкв
=42 *r*a3
= 42 *1,81*403
=20, Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде 1,07*ε 0≤
0,9*ε, 1,07*20,8≤
0,9*30,3, 22,5≤
27,2, Выбор гибких шин на 220 кВ Імак =
P
3*
Cos
*
U
=400000*0,9*220 =1049 A, Где – АС-600/72 – марка провода d – 33,2 mm – наружный диаметр провода r0
-16,6 – радиус провода в сантиметрах Ідоп
– допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха Qмин – минимальное сечение по термической стойкости Ідоп
= 1050 А Вк = Іпо²* (tоткл +Та)=2,2²*(0,1+0,35)=2.17 кА²*с Qмин
=Вк /С=2,17 *106
/90 =16<600 мм
2
Іпо
<20 кА проверка на схлёстывание не нужна Проверка на коронирование ε0
=30,3*м*(1+0,299/√r0
)=30,3*0,82*(1+0,299/1,66) =31 где м – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0.82) где U-линейное напряжение (U=1.1*Uном) кВ U=1,1+220=242 где Дcp – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (еденици измерения сантиметры) Дср
=1,25*400=504 см Делаем расщепление гибких шин ε=k*0,354*Un*r*Logда =1,16* 0,354*2204*1,81*1,9 =15,6 K=1+3*2*r0
/a = 1+3*2*1,81/20=1,16 Rэкв
=r*a =1,16*20 =5,57 Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде 1,07*ε 0≤
0,9*ε 1,07*15,6≤
0,9*31 16,6
≤
27,9 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Мощность потребителей собственных нужд подстанции определяем по [1.с. 639–640] и сводим данные в таблицу 8.1 на 500 кВ, на 220 кВ, Для выбора мощности трансформатора собственных нужд составляем таблицу для расчета мощности нагрузки собственных нужд подстанции Таблица 5.1 – Нагрузка собственных нужд подстанции Мощность трансформаторов с.н. при двух трансформаторах выбирается по условию где Sрасч – расчетная нагрузка по таблице (5.1); Кп – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1,4. Расчетная нагрузка СН подстанции определяется по формуле Расчетная нагрузка при Кс=0,8 по формуле (4.2) По условию (10) имеем Ближайший к этой мощности принимаем трансформатор ТМ-250/10 с номинальной полной мощностью 250 кВ·А. 5. Разработка схем РУ подстанции
Выбор вариантов схемы ОРУ с учетом надежности
При небольшом количестве присоединений на стороне 35 – 500 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. Упрощенные схемы позволяют уменьшать расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили наибольшее распространение на подстанциях. Рассмотрим две схемы ОРУ 220 кВ, схема квадрат и схему мостика. Определим затраты каждой схемы и наиболее экономичный вариант примем за основную схему при составлении главной электрической схемы. Таблица 5.1 – Расчетные связи схемы квадрат Определим вероятность совпадения Рисунок 5.1 – Схема квадрат Ущерб рассчитывается как произведение удельного ущерба и суммарного недоотпуска электроэнергии в систему, из-за всех отказов с потерей генерирующей мощности в проектируемой электроустановке. Определим ущерб где Определим капитальные затраты схемы выдачи мощности Определим стоимость потерь энергии в схеме Приведенные затраты определяем по формуле Таблица 5.2 – Расчетные связи схемы полуторки Рисунок 5.2 – Схема мостика Определим вероятность совпадения Определим ущерб Определим стоимость потерь энергии в схеме Кап.з.
=4*3*106
=12*106
Приведенные затраты определяем по формуле где который для расчетов в электроэнергетике принимается равным 0,12; Приведем сравнение затрат первого и второго вариантов Принимаем схему мостика, так как она экономически выгодная. Распределительное устройство нагрузки 500 кВ выполняется открытого типа (ОРУ – 500). На ОРУ 500 кВ установлены 6 выключателей типа ВГБ-500(масляные). Ошиновка выполнена проводом АС 700/86. Ввод питания осуществляется со средней обмотки трансформатора подстанции. На ОРУ – 500 кВ применяется две системы шин секционированные выключателями. Разработанная ОРУ – 500 приведена на листе 1 графической части а компоновка ОРУ – 500приведена на листе 2 графической части. Распределительное устройство нагрузки 220 кВ выполняется закрытого типа (ЗРУ – 6). На ОРУ 220 кВ установлены 7 выключателей типа ВГБ-220. Принята одинарная секционированная система шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель разомкнут. В ОРУ расположены также ячейки с трансформаторами собственных нужд и трансформаторы напряжения. План и схема заполнения ячеек ОРУ – 220 кВ приведены на листе 3 графической части. 6. Расчет экономической эффективности проектирования подстанции
500
/
220
/
10
Расчет годового отпуска электроэнергии
Годовой отпуск электроэнергии от подстанции в первую очередь зависит от технологических характеристик применяемого оборудования. Для расчетов годового отпуска мы используем исходные данные по параметрам трансформаторов подстанции, в соответствии с данными курсовой работой по дисциплине «Электрооборудование электростанцией» Согласно исходным данным к курсовой работе, установленная мощность подстанции равна Основной для расчета годового отпуска электроэнергии с подстанции является диспетчерский график электрической нагрузки. На практике он составляется на основании заявок крупных потребителей, а также по отчетным данным за предшествующие периоды. Определим суточный отпуск электроэнергии на основании заданного диспетчерского графика нагрузки, приведенного в таблице 1. Таблица 6.1 – Суточный диспетчерский график электрической нагрузки подстанции Используя данные таблицы 1, определим суточный отпуск электроэнергии в зимний и летний дни соответственно по формулам Данные суточного отпуска электроэнергии используются для расчета коэффициента использования установленной мощности за сутки. Произведем расчет коэффициентов по следующим формулам Определим годовой отпуск электроэнергии подстанции с учетом коэффициента использования установленной мощности по формуле где Мзима – количество дней в октябре-марте, принимается 183 дня; Млето – количество дней в апреле-сентябре, принимается 182 дня. Годовой отпуск электроэнергии от подстанции составит 284,7 млн. кВт/час. Определим число часов использования установленной мощности подстанции по формуле где Nуст – установленная мощность станции, кВт. Используя значения числа часов использования установленной мощности, определим годовой отпуск электроэнергии отдельными трансформаторами по формуле На трансформаторных подстанциях значительная часть электроэнергии учитывается как потери при холостом ходе трансформатора ∆Nх.х и нагрузочные потери ∆Nк.з. Годовые потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по следующей формуле Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды подстанции определяется по формуле где Кс.н. – коэффициент годового расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции. Определение капитальных вложений на сооружение подстанции
Для создания новых основных фондов необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов на создание новых или расширение и реконструкцию действующих основных фондов называются капитальными вложениями. Они расходуются на строительно-монтажные работы и приобретение технологического оборудования, транспортных средств, инвентаря и так далее. Величина капиталовложений в энергетические установки и их структура зависят от многих факторов: типа оборудования и его мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства и другое. С увеличением мощности установки снижается абсолютная и относительная величина удельных затрат на строительные работы, но возрастает доля затрат на оборудование и его монтаж. В настоящей курсовой работе расчет стоимости сооружения подстанции (капитальные затраты) производится приближенно, по укрупненным показателям. Составляется перечень оборудования, определяемый по заданию на курсовой проект по дисциплине «Электрооборудование электростанций». Расчет капитальных затрат может быть представлен в виде таблицы 2. Таблица 6.2 – Перечень необходимого оборудования и затраты на его приобретение Определение цен на оборудование производится по нормативной стоимости, приведенной в справочниках [1], [2], с учетом переводного коэффициента в цены текущего года. Переводной коэффициент учитывает влияние инфляции и принимается равным k = 150. Общий размер капитальных затрат на строительство подстанции включает также постоянную часть затрат по подстанциям, к которой относят стоимость здания общестанционного пункта управления, установки постоянного тока, компрессорной, оборудования собственных нужд, трансформаторного и масляного хозяйства, водоснабжения, теплоснабжения, дорого, освоения, планировки и озеленения площадки и тому подобное. Постоянная часть затрат и ее структура определяется в соответствии с таблицей, приведенной на стр. 343 [1], и вносится в таблицу 6.3. Таблица 6.3 – Общие капитальные затраты на строительство подстанции После определения общих капиталовложений в строительство ТП, рассчитаем удельные капиталовложения по проектируемой ТП Удельные капиталовложения характеризуют относительную капиталоемкость проектируемой подстанции. В целом удельные капиталовложения с ростом мощности подстанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются, так как общие капиталовложения возрастаю в меньшей мере, чем мощность установки. Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации
Амортизация – это денежное возмещение износа основных производственных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции, то есть амортизации есть денежное выражение физического и морального износа основных производственных фондов. Амортизационные отчисления – это собственный источник финансирования обновления основных производственных фондов, величина которого зависит от двух факторов: стоимости имеющихся основных производственных фондов и норм амортизационных отчислений. Амортизация основных средств начисляется с учетом числа часов использования установленной мощности станции. Нормы амортизации определяем по формуле Согласно производственным расчетом, размер капитальных вложений составит. Определим величину годовых амортизационных отчислений по формуле Расходы по текущему ремонту основных средств включают основную и дополнительную заработную плату (с начислениями) ремонтного персонала, стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и вспомогательных производств. Размер расходов рассчитывается приближенно по следующей формуле где Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты
Эффективное использование средств труда в общественном производстве зависит от состава и квалифицированного уровня кадров. Персонал энергопредприятия делится на промышленно-производственный и непромышленный общая численность персонала составляет штаты предприятия. Персонал трансформаторной подстанции включает эксплуатационный и ремонтный персонал. Эксплуатационный персонал постоянно находится на подстанции и занимается оперативным и текущим обслуживанием. Ремонтный персонал обслуживает подстанцию только во время планово-предупредительных ремонтов, а также при аварийных ситуациях. Численность эксплуатационного и ремонтного персонала определяется по нормативам численности работников электроэнергетических предприятий в зависимости от количества и сложности оборудования на подстанции. Таблица – 6.4 Расчет ремонтосложности оборудования подстанции Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом. Для подстанции штатный коэффициент рассчитывается как количество человек на 1 МВА установленной мощности. После определения необходимой численности персонала рассчитывают штатный коэффициент по формуле Заработная плата является основным источником дохода работников предприятия, поэтому в значительной мере обуславливает уровень их благосостояния. При этом для предприятия заработная плата является расходами, которые относятся на себестоимость производимой продукции. Оплата труда производится в повременной или сдельной форме. На энергетических предприятиях в основном используется повременная форма оплаты, что связано с особенностями технологического процесса. При этой форме оплаты труда мерой труда является отработанное время, а заработок начисляется в соответствии с окладом за фактически отработанное время. Заработная плата эксплуатационному персоналу начисляется по повременно-премиальной системе, размер премии – 40% от оклада, оклад определяется по тарифной сетке с учетом разряда работника, отраслевой коэффициент – 1,3. Таблица 6.5 – Расчет затрат на оплату труда Также должен быть рассчитан размер социального налога (11%), подлежащего уплате, в соответствии с законодательством Республики Казахстан. Расчет годовых издержек производства и калькуляция себестоимости трансформации энергии
Себестоимость производства на подстанции – это выраженные в денежной форме затраты, прямо или косвенно связанные с трансформацией электроэнергии. Для определения себестоимости трансформации энергии составим смету затрат на производство, в которую включим основные элементы затрат: зарплату с социальным налогом и отчислениями и другие. Расчет производится по статьям затрат. Перечень статей приведен в таблице 6. Таблица 6.6 – Смета затрат на трансформацию электрической энергии Издержки на потери энергии в трансформаторах и на собственные нужды рассчитываются на основании данные о величине потерь энергии и расхода энергии на собственные нужды, приведенном в подразделе 2.1, а также среднегодовой стоимости одного полезно отпущенного от энергоисточника кВт-часа (принимается 4 тенге) На статью «Прочие расходы» относят расходы по управлению подстанциями, которые состоят из зарплаты административно-управленческого персонала, налогов, сборов, расходов по охране предприятия, расходов по содержанию офисных помещений, оплату услуг сторонних организаций; расходы по охране труда и технике безопасности; расходы по анализам и испытаниям оборудования, проводимыми сторонними организациями и так далее. Прочие расходы принимаем в размере 25% от суммы издержек на заработную плату, социальный налог, амортизацию и текущий ремонт оборудования по формуле Результаты расчетов статей затрат оформляются в таблице 6, подсчитывается полная себестоимость годового объема производства и структура затрат. После окончания расчетов полной себестоимости определить себестоимость трансформации единицы продукции. Для ТП расчет производится по формуле После определения себестоимости трансформации единицы электроэнергии в сумме, рассчитывается удельный вес каждого элемента затрат в себестоимости и величина каждого элемента, приходящаяся на 1 кВт-ч отпущенной потребителю электроэнергии. Все результаты расчетов представлены в таблице 6.7. Таблица 6.7 – Структура себестоимости трансформации единицы электроэнергии Основными затратами в структуре себестоимости затрат на трансформацию электроэнергии является амортизация отчисления (43%) и издержки на потери энергии в трансформаторах (14,6%). Расчет экономической эффективности
Для оценки конечных результатов деятельности энергопредприятий большое значение имеют показатели экономической эффективности производства. Поскольку подстанции, как правило, не являются самостоятельными энергопредприятиями, а находятся на балансе у предприятий – энергоисточников, либо на балансе распределительных энергокомпаний, то эффективность инвестиций вложений в подстанцию может быть рассчитана условно, на основании нормативной рентабельности продукции. Годовую выручку от реализации энергии, отпускаемой от проектируемой подстанции, определяем как произведение полезно отпущенной энергии на средний тариф на электрическую энергию где При этом себестоимость электроэнергии складывается из себестоимости отпуска электроэнергии от энергоисточника (принимается условно Прибыль – форма денежных накоплений, экономическая категория, характеризующая финансовый результат хозяйственной деятельности. Валовая прибыль за год без учета налогов определяется по формуле Основными показателями экономической эффективности капиталовложений являются срок окупаемости капиталовложений, а также уровень рентабельности производства. Для расчета срока окупаемости необходимо определить величину чистой прибыли предприятия. Из рассчитанной прибыли вычитается подлежащий уплате подоходный налог по ставке 20% Затем определяется срок окупаемости по следующей формуле где – Уровень рентабельности производства определяется по следующей формуле где – где 14 – коэффициент оборачиваемости оборотных средств в год. Рентабельность производства 6,09% и срок окупаемости 16,3 лет соответствует среднеотраслевым показателям, что свидетельствует об эффективности проектируемой подстанции. Расчет технико-экономических показателей проекта
К технико-экономических показателям станции относится годовая выработка электроэнергии, годовой отпуск тепла от станции, себестоимость единицы продукции, прибыль, рентабельность, фондоотдача, фондоемкость и другие показатели. Сравнивая расчетные показатели с показаниями действующего производства, можно судить об экономической эффективности работы. Основные технико-экономические показатели проектируемой электростанции приведены в таблице 6.8. Таблица 6.8 – Технико-экономические показатели электростанции №
п/п
Расчет (6.1) Расчет (6.6)
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||