Управление энергохозяйством предприятия
Содержание
1. Технико-экономическое сравнение
вариантов схем внешнего электроснабжения
2. Смета капитальных затрат
(сметно-финансовый расчет)
. Калькуляция себестоимости
электроэнергии на промышленном предприятии
.1 Стоимость потребленной
электроэнергии
.2 Издержки по эксплуатации
общезаводской части электрохозяйства
. Мероприятия по экономии
электроэнергии
. Управление энергохозяйством
предприятия
. Технико-экономические показатели
системы электроснабжения
Список используемых источников
1. Технико-экономическое сравнение вариантов
схем внешнего электроснабжения
В зависимости от установленной мощности
приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности.
Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых,
как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом
электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I
категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание
каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть
осуществлено от ТЭЦ с повышающими трансформаторами 10,5/115 кВ. Для
технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин
ТЭЦ 10 кВ кабельной линией (1-й вариант) и от трансформаторов воздушной линией
110 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены
на рисунке 1. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов
электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.
Приведенные затраты
,
где 
- суммарные капвложения в схему
электроснабжения, тыс.руб.;
Суммарные издержки
,
где 
- суммарные издержки на
амортизационные отчисления, тыс. руб.;
- суммарные издержки на обслуживание
объекта, тыс. руб.;
- суммарные издержки на потери
электроэнергии, тыс. руб.
Рисунок 1 - Варианты схем электроснабжения
Таблица 1 - Сравнение вариантов внешнего
электроснабжения
|
№
вар.
|
КΣ, тыс.
р./год
|
Ежегодные
издержки, тыс.р./год
|
ЗΣ, тыс.
р./год
|
|
|
ИΣАМ
|
ИΣО
|
ИПЭ
|
|
|
1(35)
|
318,144
|
10,538
|
3,17
|
9,720
|
61,62
|
|
2
(110)
|
487,344
|
17,56
|
6,189
|
5,818
|
88,048
|
Вывод: если варианты имеют различное номинальное
напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 - 15 % предпочтение
следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот
вариант и дороже. Предпочтение отдаем первому варианту, в котором питание ГПП
предприятия осуществляется по ВЛ от шин 35 кВ подстанции ГЭС. Разница
приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 30%.
. Смета капитальных затрат (сметно-финансовый
отчет)
Смета на строительство схемы электроснабжения
завода среднего машиностроения
Сметная стоимость 37715,97 тыс. руб.
Смета составления в ценах 2011 года
|
№
|
Наименование
прейскуранта
|
Наименование
работ и затрат
|
Сметная
стоимость, тыс. руб.
|
Общая
сметная стоимость
|
|
|
|
Строительных
работ
|
Монтажных
работ
|
Оборудования
|
Прочих
затрат
|
|
|
Оборудование
35 кВ
|
|
1
|
|
ОРУ
с двумя рабочими шинами 2,5∙118,76=296,9 2,18∙118,76=258,90 9,5∙118,76=1128,22
|
296,9
|
258,90
|
1128,22
|
|
|
|
2
|
|
Трансформатор
ТДНС-10000/35 2∙3,6∙118,76=855,07 2∙2,05∙118,76=486,92
2∙43∙118,76=10213,36
|
855,07
|
486,92
|
10213,36
|
|
|
|
3
|
Итого
|
1151,97
|
745,82
|
11341,58
|
|
|
|
4
|
Всего
с учетом территориального коэффициента
|
1151,97∙1,41=1624,28
745,82∙1,21=902,22 11341,58∙1,07=12135,4 Прочие затраты
(1624,28+902,44) ∙0,258=651,89
|
1624,28
|
902,44
|
12135,49
|
651,89
|
15314,1
|
|
Оборудование
10 кВ
|
|
5
|
|
ЗРУ-10/0,4
5,12∙118,76=608,05 0,73∙118,76=86,69 13,41∙118,76=1592,57
|
608,05
|
86,69
|
1592,57
|
|
|
|
6
|
|
Секционный
выключатель 0,834∙118,76=99,05 0,16∙118,76=19,01 3,15∙118,76=374,09
|
99,05
|
19,01
|
374,09
|
|
|
|
7
|
|
Трансформатор
собственных нужд 2∙0,81∙118,76=192,39 2∙0,34∙118,76=80,76
2∙3,07∙118,76=729,19
|
192,39
|
80,76
|
729,19
|
|
|
|
8
|
|
Трансформатор
напряжения 2∙0,42∙118,76=99,76 2∙0,069∙118,76=16,39 2∙0,631∙118,76=149,88
|
99,76
|
16,39
|
149,88
|
|
|
|
9
|
|
Цеховой
трансформатор 630 кВА 15∙0,2∙118,76=356,28 15∙0,71∙118,76=1264,79
15∙2,95∙118,76=5255,13
|
356,28
|
1264,79
|
5255,13
|
|
|
|
10
|
|
Цеховой
трансформатор 400 кВА 2∙0,2∙118,76=47,5 2∙0,71∙118,76=168,64
2∙1,97∙118,76=467,91
|
47,5
|
168,64
|
467,91
|
|
|
|
11
|
|
Цеховой
трансформатор 1000 кВА 7∙0,2∙118,76=166,26 7∙0,71∙118,76=590,24
7∙3,86∙118,76=3208,9
|
166,26
|
590,24
|
3208,9
|
|
|
|
12
|
Итого
|
1569,29
|
2226,52
|
11777,67
|
|
|
|
13
|
Всего
с учетом территориального коэффициента
|
1569,29∙1,41=2212,7
2226,52∙1,21=2694,09 11777,67∙1,07=12602,1 Прочие затраты
(2212,7+2694,09) ∙0,26=1275,77
|
2212,7
|
2694,09
|
12602,11
|
1275,77
|
18784,67
|
|
Оборудование
0,4 кВ
|
|
14
|
|
Автоматы
0,4 кВ 24∙86,2=2068,8
|
|
|
|
|
2068,8
|
|
15
|
|
Прочие
затраты 2068,8∙0,3=620,64
|
|
|
|
620,64
|
2689,44
|
|
Кабельные
линии
|
|
16
|
|
Кабель
АПвП,S=50 мм2 L=1,3 1,3∙1,78∙118,76=274,81 1,3∙3,69∙118,76=569,69
|
|
274,81
|
569,69
|
|
844,5
|
|
17
|
|
Кабель
АПвП,S=90 мм2 L=0,4 0,4∙1,78∙118,76=84,56 0,4∙3,91∙118,76=185,74
|
|
84,56
|
185,74
|
|
270,3
|
|
18
|
|
Кабель
ВВГ,S=35 мм2 L=0,1 0,1∙1,78∙118,76=21,14 0,1∙2,61∙118,76=30,99
|
|
21,14
|
30,99
|
|
52,13
|
|
19
|
|
Кабель
ВВГ,S=6 мм2 L=0,15 0,15∙1,78∙118,76=83,84 0,15∙1,32∙118,76=31,71
|
|
83,84
|
31,71
|
|
115,55
|
|
20
|
Итого
|
|
464,35
|
818,13
|
|
1282,48
|
|
21
|
Всего
с учетом территориального коэффициента
|
818,13∙1,08=883,58
|
|
|
|
|
883,58
|
|
22
|
Непредвиденные
работы и затраты
|
883,58∙0,05=44,18
|
|
|
|
44,18
|
|
|
23
|
Всего
по КЛ
|
|
|
|
|
927,76
|
|
24
|
Итого
по смете
|
15314,1+18784,67+2689,44+927,76=37715,97
|
|
|
|
|
37715,97
|
. Калькуляция себестоимости электроэнергии на
промышленном предприятии
Производственная себестоимость единицы
потребления электроэнергии складывается из стоимости 1 кВт·ч электроэнергии и
издержек по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства, приходящегося на
1 кВт·ч потребляемой электроэнергии.
Рисунок 2 - Суточный график нагрузки завода
среднего машиностроения
.1 Стоимость потребленной электроэнергии
Размер платы по одноставочному тарифу
Э =Тмакс∙Рмакс=4000∙11,86=
47440 МВт×час,
где Тмакс=4000
ч - максимальное число часов использования максимума нагрузки,
Рмакс=11,86
МВт - максимум нагрузки с учетом коэффициента спроса.
Размер платы по дифференциальному тарифу
(тарифные зоны суток)
где 
− соответственно ставка за 1
МВт∙ч потребленной энергии в пиковой, полупиковой зоне и в ночные часы
графика нагрузки с учетом НДС 18%, руб/МВт·ч; 
− потребление электроэнергии в
пиковой, полупиковой зоне и в ночные часы графика нагрузки, МВт∙ч.
Таблица 2 - Интервалы тарифных зон суток для
потребителей на розничных (потребительских) рынках электрической энергии
(мощности)
|
Месяц
|
Январь
|
|
Ночная
зона
|
23-7
|
|
Полупиковая
зона
|
7-9
11-18 20-23
|
|
Пиковая
зона
|
9-11
18-20
|
Расчет производим согласно графику нагрузки
завода среднего машиностроения.
По графику нагрузки потребление составляет:
Потребление электроэнергии по
тарифным зонам в январе, МВт·ч,
где
47440 МВт×ч - фактическая величина электропотребления в
год.
Плата
за год, тыс. руб.,
Фактическая величина электрической мощности в
часы максимальных нагрузок энергосистемы, МВт, 11,86.
Согласно графику нагрузки определяем количество
потребленной электроэнергии за каждый час. Умножая на ставку, получаем оплату
за каждый час. Результаты посчитаны в программе Excel
и приведены ниже.
|
5,337
|
|
|
|
5,93
|
|
9,488
|
10,674
|
11,86
|
|
10,674
|
|
6,45
|
6,45
|
6,44
|
6,44
|
7,13
|
7,09
|
11,34
|
12,76
|
14,19
|
14,13
|
12,80
|
|
6,14
|
6,12
|
6,11
|
6,11
|
6,77
|
6,78
|
10,89
|
12,34
|
13,62
|
13,61
|
12,25
|
|
6,15
|
6,13
|
6,12
|
6,12
|
6,81
|
6,78
|
10,88
|
12,32
|
13,68
|
13,64
|
12,27
|
|
6,15
|
6,13
|
6,11
|
6,11
|
6,81
|
6,78
|
10,92
|
12,32
|
13,67
|
13,62
|
12,22
|
|
6,15
|
6,13
|
6,13
|
6,12
|
6,81
|
6,76
|
10,87
|
12,30
|
13,68
|
13,65
|
12,26
|
|
6,36
|
6,34
|
6,33
|
6,33
|
6,97
|
6,98
|
11,23
|
12,69
|
14,17
|
14,15
|
12,71
|
|
6,61
|
6,59
|
6,54
|
6,52
|
7,21
|
7,19
|
11,48
|
12,88
|
14,31
|
14,32
|
12,91
|
|
6,50
|
6,49
|
6,48
|
6,42
|
7,22
|
7,21
|
11,53
|
12,93
|
14,42
|
14,37
|
13,01
|
|
6,44
|
6,49
|
6,51
|
6,51
|
7,23
|
7,09
|
11,38
|
13,09
|
14,71
|
14,71
|
13,27
|
|
6,40
|
6,39
|
6,35
|
6,35
|
7,04
|
6,98
|
11,27
|
12,67
|
14,26
|
14,27
|
12,87
|
|
6,44
|
6,41
|
6,40
|
6,39
|
7,08
|
7,09
|
11,40
|
12,87
|
14,41
|
14,49
|
13,03
|
|
6,80
|
6,76
|
6,75
|
6,71
|
7,45
|
7,47
|
12,00
|
13,54
|
15,14
|
15,31
|
13,79
|
|
6,67
|
6,63
|
6,62
|
7,35
|
7,36
|
11,82
|
13,30
|
14,92
|
14,97
|
13,46
|
|
6,41
|
6,37
|
6,36
|
6,27
|
7,07
|
7,07
|
11,23
|
12,58
|
14,04
|
14,12
|
12,78
|
|
6,17
|
6,16
|
6,14
|
6,15
|
6,84
|
6,84
|
10,90
|
12,18
|
13,55
|
13,60
|
12,26
|
|
6,21
|
6,18
|
6,17
|
6,17
|
6,88
|
6,83
|
10,99
|
12,41
|
13,83
|
13,89
|
12,50
|
|
6,46
|
6,43
|
6,42
|
6,38
|
7,09
|
7,10
|
11,40
|
12,87
|
14,43
|
14,46
|
13,01
|
|
6,61
|
6,50
|
6,50
|
6,46
|
7,21
|
7,19
|
11,58
|
12,99
|
14,73
|
14,80
|
13,29
|
|
6,64
|
6,62
|
6,48
|
6,48
|
7,25
|
7,21
|
11,62
|
13,21
|
14,81
|
14,90
|
13,42
|
|
6,28
|
6,24
|
6,23
|
6,23
|
6,92
|
6,90
|
11,02
|
12,49
|
13,98
|
14,05
|
12,64
|
|
6,33
|
6,31
|
6,23
|
6,24
|
6,97
|
6,95
|
11,09
|
12,43
|
13,90
|
13,89
|
12,54
|
|
6,56
|
6,54
|
6,51
|
6,49
|
7,21
|
7,18
|
11,46
|
12,83
|
14,27
|
14,38
|
13,01
|
|
6,12
|
6,12
|
6,12
|
6,12
|
6,75
|
6,67
|
10,77
|
12,20
|
13,65
|
13,67
|
12,26
|
|
6,08
|
6,06
|
6,06
|
6,03
|
6,71
|
6,67
|
10,73
|
12,17
|
13,56
|
13,58
|
12,22
|
|
6,46
|
6,43
|
6,43
|
6,41
|
7,06
|
7,05
|
11,29
|
12,77
|
14,32
|
14,41
|
12,98
|
|
6,34
|
6,25
|
6,24
|
6,24
|
6,97
|
6,96
|
11,16
|
12,62
|
14,16
|
14,18
|
12,73
|
|
6,10
|
6,08
|
6,06
|
6,05
|
6,71
|
6,70
|
10,76
|
12,16
|
13,57
|
13,59
|
12,24
|
|
6,46
|
6,36
|
6,43
|
6,38
|
6,84
|
6,82
|
10,96
|
12,37
|
13,87
|
13,94
|
12,55
|
|
6,59
|
6,37
|
6,12
|
6,44
|
7,16
|
6,97
|
10,79
|
11,97
|
13,45
|
13,53
|
12,22
|
|
6,36
|
6,32
|
6,06
|
6,02
|
6,73
|
6,65
|
10,66
|
11,94
|
13,27
|
13,28
|
12,01
|
Сумма оплаты за потребление электрической
энергии за месяц составляет 7134,84 тыс. руб/МВт·ч.
С учетом НДС: 8419,116 тыс. руб/МВт·ч.
Сумма оплаты за потребление электрической
энергии за год составляет 10971,43 ·12=101029,386 тыс. руб/МВт·ч.
.2 Издержки по эксплуатации общезаводской части
электрохозяйства
Годовые издержки по эксплуатации общезаводской
части электрохозяйства включают затраты на обслуживание электроаппаратуры ГПП
предприятия, внутризаводских электрических сетей, РУ 6-10 кВ с высоковольтным
потребителем и ЦТП. Рассчитывают издержки по эксплуатации по упрощенной форме
сметы (таблица 3).
Таблица 3 - Годовые издержки по эксплуатации
общезаводской части электрохозяйства
|
Наименование
статей расходов
|
Сумма
|
|
тыс.
руб.
|
%
к итогу
|
|
1.
Заработная плата основная и дополнительная с начислениями на соц. нужды
|
13847,81
|
59,3
|
|
2.
Затраты на ремонт
|
4992,8
|
21,4
|
|
3.
Амортизационные отчисления
|
4458,01
|
19,1
|
|
4.
Прочие расходы
|
52,62
|
0,2
|
|
Итого
|
23351,24
|
100
|
. Для определения зарплаты необходимо в первую
очередь рассчитать списочный состав эксплуатационных рабочих с учетом режима
работы предприятия и коэффициента приведения явочного состава к списочному (в
проекте можно принять значение этого коэффициента kяв=1,1).
Численность эксплуатационного и оперативного
персонала, персонала по межремонтному (техническому) обслуживанию определяется,
чел:
Расчет суммарной годовой трудоемкости ремонтных
работ представлен в Таблице 4.
Таблица 4 - Суммарная годовая трудоемкость
ремонтных работ
|
Оборудование
и кабельные линии
|
Кол-во
ед. оборудования (на 1000 м)
|
Норма
трудоемкости ремонта, чел·ч
|
Суммарная
трудоемкость работ, чел·ч
|
Итого
|
|
|
К
|
С
|
Т
|
К
|
С
|
Т
|
|
|
ТП
1000кВА
|
7
|
300
|
150
|
60
|
2100
|
1050
|
420
|
3570
|
|
ТП
630кВА
|
15
|
250
|
125
|
50
|
3750
|
1875
|
750
|
6375
|
|
ТП
400кВА
|
2
|
220
|
110
|
44
|
440
|
220
|
88
|
748
|
|
Воздушный
выключатель ВВУ-35А-40/2000У1
|
2
|
50
|
|
15
|
100
|
|
30
|
130
|
|
Разъединитель
РНДЗ.1-35/1000 У1
|
2
|
12
|
|
3,6
|
24
|
|
7,2
|
31,2
|
|
Выключатель
ВВ ЭВОЛИС-10-25(31,5)/1000
|
2
|
30
|
|
9
|
60
|
|
18
|
78
|
|
Выключатель
ВБЭК-10-20/630 У2
|
24
|
30
|
|
9
|
720
|
|
216
|
936
|
|
Разъединитель
РНД-10/1000 У1
|
24
|
20
|
|
6
|
480
|
|
144
|
624
|
|
Трансформатор
собственных нужд ТСЗ-160/6
|
2
|
170
|
85
|
34
|
340
|
170
|
68
|
578
|
|
Трансформатор
тока ТПОЛ-10-800/5
|
2
|
12
|
|
3,5
|
24
|
|
7
|
31
|
|
Трансформатор
тока ТЛК-10-600/5 У3
|
20
|
12
|
|
3,5
|
240
|
|
70
|
310
|
|
Трансформатор
напряжения НАМИТ-10-УХЛ2
|
2
|
25
|
|
7
|
50
|
|
14
|
64
|
|
Кабель
АПвП 10 кВ,S=90-50мм2 L=1,7 км
|
1,7
|
75
|
|
23
|
127,5
|
|
39,1
|
166,6
|
|
Кабель
ВВГ,S=6-35 мм2 L=0,25 км
|
0,25
|
160
|
|
18
|
40
|
|
4,5
|
44,5
|
|
Всего
|
|
|
|
8495,5
|
3315
|
1875
|
13686,3
|
Для получения годового фонда заработной платы
необходимо тарифный фонд увеличить, учитывая доплаты. Относящиеся к часовому,
дневному и годовому фондам:
районный коэффициент с северной надбавкой (50%):
ночные часы (примерно 4,7% от тарифного фонда):
Праздничные дни (оплата производится в двойном
размере, количество праздничных дней в году составляет около 3%, а количество
персонала, работающего в эти дни, принимают 30-50%):
отпуска и выполнение государственных
обязанностей (около 7,5 % от дневного фонда заработной платы):
начисления на социальные нужды (34 % от основной
и дополнительной заработной платы):
Произведенные расчеты сводим в Таблицу 5.
Таблица 5 - Фонд заработной платы
эксплуатационных рабочих
|
Статьи
расходов
|
Сумма,
тыс. руб.
|
|
1.
Тарифный фонд
|
5262,12
|
|
2.
Премии
|
1315,53
|
|
3.
Районный коэффициент, северные надбавки
|
2631,06
|
|
4.
Ночные часы
|
247,32
|
|
5.
Праздничные дни
|
157,86
|
|
6.
Дневной фонд заработной платы
|
9613,89
|
|
7.
Отпуска и выполнение государственных обязательств
|
721,04
|
|
8.
Начисления на социальные нужды
|
3512,88
|
|
9.
Годовой фонд заработной платы
|
13847,81
|
. Затраты на ремонт включают основную и
дополнительную заработную плату ремонтного персонала ГФЗПр, стоимость
материальных ресурсов на ремонтные нужды ЗМ и цеховые расходы ЦР.
Годовой фонд заработной платы определяют в той
же последовательности, что и для эксплуатационных рабочих.
Для получения годового фонда заработной платы
необходимо тарифный фонд увеличить, учитывая доплаты. Относящиеся к часовому,
дневному и годовому фондам:
районный коэффициент с северной надбавкой (50%):
ночные часы (примерно 4,7% от тарифного фонда):
Праздничные дни (оплата производится в двойном
размере, количество праздничных дней в году составляет около 3%, а количество
персонала, работающего в эти дни, принимают 30-50%):
отпуска и выполнение государственных
обязанностей (около 7,5 % от дневного фонда заработной платы):
начисления на социальные нужды (34 % от основной
и дополнительной заработной платы):
Произведенные расчеты сводим в таблицу 6.
Таблица 6 - Фонд заработной платы ремонтных
рабочих
|
Статьи
расходов
|
Сумма,
тыс. руб.
|
|
1.
Тарифный фонд
|
978,98
|
|
2.
Премии
|
244,75
|
|
3.
Районный коэффициент, северные надбавки
|
489,49
|
|
4.
Ночные часы
|
46,01
|
|
5.
Праздничные дни
|
181,54
|
|
6.
Дневной фонд заработной платы
|
1940,77
|
|
7.
Отпуска и выполнение государственных обязательств
|
145,56
|
|
8.
Начисления на социальные нужды
|
709,35
|
|
9.
Годовой фонд заработной платы
|
2795,68
|
Вторая составляющая затрат на ремонт включает
стоимость материалов, полуфабрикатов, запасных частей и т. п. и принимается в %
к основной заработной плате ремонтных рабочих.
Цеховые расходы планируются в размере 100-120 %
от основной заработной платы ремонтных рабочих.
Таблица 7 - Затраты на ремонт
|
Статьи
расходов
|
Сумма
тыс. руб.
|
|
1.
Заработная плата
|
978,98
|
|
2.
Материалы
|
2936,94
|
|
3.
Цеховые расходы
|
1076,88
|
|
Итого
|
4992,8
|
3. Амортизационные отчисления определяются
исходя из норм амортизации На и капитальных вложений
дифференцировано по каждой группе основных фондов (кабельные линии, подстанции
и т. п.).
Таблица 8 - Амортизационные отчисления
|
Элементы
основных фондов
|
Срок
полезного использования оборудования, год
|
Нормы
амортизации, %
|
Капитальные
вложения, тыс. руб.
|
Годовые
амортизационные отчисления, тыс. руб.
|
|
1.ОРУ
35 кВ
|
15
|
6,67
|
15314,1
|
1021,45
|
|
2.
ЗРУ 10 кВ
|
15
|
6,67
|
4699,32
|
313,44
|
|
3.
КТП 10 кВ
|
5
|
20
|
14085,35
|
2817,07
|
|
4.
Автоматы 0,4 кВ
|
10
|
10
|
2689,44
|
268,94
|
|
5.
Кабельные линии
|
25
|
4
|
927,76
|
37,11
|
|
Итого
|
|
|
37715,97
|
4458,01
|
. Прочие расходы в смете годовых издержек можно
принять в размере 0,5-1 % от основной заработной платы эксплуатационного
персонала:
Таблица 9 - Калькуляция себестоимости 1 кВт·ч
потребляемой электроэнергии
|
Показатели
и статьи расхода
|
Единицы
измерений
|
Абсолютная
величина
|
|
1.
Потребляемая электроэнергия за год
|
МВт·ч
|
47440
|
|
2.
Годовой максимум нагрузки
|
МВт
|
11,86
|
|
3.
Ставка по тарифу за потребленную энергию
|
коп/кВт·ч.
|
|
|
4.
Плата за электроэнергию
|
тыс.
руб
|
81285,16
|
|
5.
Годовые издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства
|
тыс.
руб.
|
23351,24
|
|
6.
Всего расходов по пп. 4 и 5
|
тыс.
руб.
|
104636,4
|
|
7.
Расход электроэнергии на собственные нужды, потери электроэнергии
|
тыс.
кВт·ч
|
647,97
|
|
8.
Полезно используемая электроэнергия
|
МВт·ч
|
46792,03
|
|
9.
Себестоимость 1 кВт·ч потребленной электроэнергии
|
руб./кВт·ч
|
2,2
|
4. Мероприятия по экономии электроэнергии
Современные промышленные предприятия имеют
разветвленную сеть электроснабжения, представляющую собой соединение ЛЭП,
трансформаторов, реакторов, электрических аппаратов и т. п. В ней на потери
тратиться до 20 % электроэнергии; потери могут быть меньше, если система
электроснабжения промышленных предприятий рационально спроектирована и
эксплуатируется в оптимальных режимах.
Основной задачей разработки и осуществления
мероприятий по экономии электроэнергии является устранение или резкое
сокращение потерь электроэнергии в установках потребителей.
Как показывает отечественный и зарубежный опыт,
при осуществлении всех мероприятий потери электроэнергии в системах
электроснабжения промышленных предприятий можно снизить до 5-6 % от
электроэнергии, потребляемой промышленными электроприемниками.
В данном разделе необходимо предложить и
обсчитать для своего предприятия (цеха) не менее 3 организационно-технических
мероприятий по экономии электроэнергии, при этом следует учитывать специфику
предприятия, технологического процесса, режима работы.
В первую очередь необходимо проанализировать
структуру потребителей электроэнергии (данные анализа представлены в виде
Таблицы 10). Для наиболее энергоемких потребителей предложить мероприятия по
снижению объема потребляемой электроэнергии.
Примерный перечень мероприятий и методика их
расчета дана в /3 /.
Расчеты следует приводить с подробной
характеристикой установленного оборудования, предлагаемого на замену (или
режимами работы оборудования). Результаты расчетов сведены в таблицу 10.
Таблица 10 - Структура потребления
электроэнергии
|
Потребители
электроэнергии
|
Объем
потребляемой электроэнергии, МВт·ч
|
Удельный
вес (%) в общем объеме потребления электроэнергии
|
|
1 Цех металлопокрытиий
|
4320
|
11,1
|
|
2Механосборочный
цех
|
3920
|
10,1
|
|
3Литейный
цех
|
6720
|
17,3
|
|
4Котельная
|
2040
|
5,3
|
|
5Кузнечно-прессовочный
цех
|
6000
|
15,4
|
|
5а.
Отделение куз.-прес. цеха
|
5579,28
|
14,4
|
|
6Компрессорная:
|
400
|
1,0
|
|
7Механический
цех
|
2324
|
6,0
|
|
8Термический
цех
|
5040
|
13,0
|
|
9Заготовительно-сварочный
цех
|
1020
|
2,6
|
|
10Склад
|
240
|
0,6
|
|
11Заводуправление,столовая
|
980
|
2,5
|
|
12Транспортный
цех
|
272
|
0,7
|
|
Итого
|
38855,28
|
100
|
Таблица 11 - Мероприятия по экономии
электроэнергии
|
Мероприятия
|
Годовой
экономический эффект
|
|
МВт·ч
|
тыс.
руб.
|
|
1.
Восстановление сводов плавильных печей установок ЛФД
|
201,6
|
344,74
|
|
2.
Внедрение пакетировочных и брикетировочных прессовых станков
|
288
|
492,48
|
|
3
Экономия электроэнергии за счет регулирования температуры печей сопротивления
(АСУ ТП)
|
453,6
|
775,65
|
|
Итого
|
943,2
|
1612,87
|
Мероприятия:
. Восстановление сводов плавильных печей установок
ЛФД
Известно, что термический КПД электрических
печей находится в границе 55-65%, а на потери через своды (крышки) печей
приходится около 4,6 %.
Своды индукционных печей плавильных установок
ЛФД пришедшие в негодность не могут эффективно использоваться. Рекомендуется
восстановить своды печей, поскольку из-за их отсутствия происходит
неконтролируемый выброс тепловой энергии и дымовых газов в плавильный цех. Для
реализации предлагаемого мероприятия целесообразно привлечь специализированную
организацию в проектировании и производстве сводов индукционных печей.
Экономия электроэнергии по сравнению с базовым
вариантом может составить до 5%.
. Внедрение установок высокотемпературного
нагрева шихты.
Улучшить удельные показатели расхода
электроэнергии на выплавку тонны металла можно посредством использования
специализированного оборудования для подготовки шихты к плавке, к которому
относятся установки для предварительного нагрева шихты перед загрузкой в
плавильные печи.
В плавильных, в том числе и индукционных, печах
процесс плавки разделяют на несколько основных этапов, это - нагрев,
расплавление, доводка и восстановление. На нагрев металлозавалки в плавильной
печи расходуется ориентировочно 25.30% электроэнергии, на расплавление металла
затрачивается примерно 40.45% энергии и на доводку и восстановление жидкого
металла ~ 25.30%.
Среди различных способов сокращения удельных
энергозатрат особый интерес для действующего производства представляет нагрев
металлической шихты до температуры 500.600 0С перед подачей в печь. Этот способ
не требует значительных капиталовложений, производственных площадей или
изменения технологии и может быть освоен силами Предприятия.
Для нагрева кускового материала наиболее
эффективным способом является продувка высокотемпературными газами (фильтрация)
при конвективном теплообмене. Такой режим, существующий, например, в шахтных
печах, обеспечивает при нагреве термический КПД до 65.75%. При скоростях
продувки 15.25 м/с коэффициент объёмного теплообмена достигает 1,2.1,8 МВт/м3.
Наиболее надёжным и наименее дорогостоящим
способом предварительного нагрева шихты при электроплавке является подогрев вне
печи на автономной установке, использующей природный газ или жидкое топливо.
Экономический эффект при этом обуславливается двумя факторами: во-первых,
стоимость единицы тепловой энергии, полученной от сжигания природного газа,
меньше, чем стоимость электроэнергии, преобразованной в тепло; во-вторых - в
установках предварительного нагрева шихты термический КПД составляет 65.75%
против 20.25% при нагреве металла в самих электропечах.
Дополнительно при нагреве шихты происходят
удаление влаги, выжигание масел, смазочно-охлаждающих жидкостей (СОЖ) и др.
загрязнений, частичное удаление пыли за счет продувки нагреваемого слоя
металла. Более чистая шихта и сокращение времени пребывания в печи способствуют
повышению качества жидкого металла за счет уменьшения количества
неметаллических включений и газонасыщенности.
В качестве примера, рекомендуется
одноступенчатая установка предварительного нагрева шихты, разработанная и
внедрённая в промышленную эксплуатацию
Экономия электроэнергии по сравнению с базовым
вариантом может составить до 10%.
. Экономия электроэнергии за счет регулирования
температуры печей сопротивления (АСУ ТП)
Электротермические процессы характеризуются
тепловым воздействием на материалы. Нагрев происходит в специальных печах и
агрегатах за счет преобразования электроэнергии. Нагрев сопротивлением
происходит с выделением теплоты в материалах включенных непосредственно в
электрическую цепь, при протекании по ним электрического тока. Если печь не
загружена, то не обязательно поддерживать постоянную температуру в ней. Однако,
при отключении печи нагревательные элементы охлаждаются и их повторный нагрев
может занимать значительный промежуток времени. Поэтому более целесообразным
является снижение температуры на время холостого хода печи. Это позволяет
уменьшить время разогрева печи до требуемой температуры и более эффективно
использовать электроэнергию на термические нужды. Также необходимо поддерживать
оптимальную температуру для правильного протекания технологического процесса.
Для плавного регулирования температуры печей
рекомендуется внедрение автоматизированной системы управления (АСУ). Проектное
решение по применению АСУ ТП позволяет повысить качество продукции, уменьшить
количество брака, снизить расход сырья, увеличить объем выпуска продукции,
сократить поломки и простои оборудования, а также улучшить условия труда
обслуживающего персонала. Общая цель проекта заключается в том, чтобы с помощью
системы автоматического управления электропечи исключить погрешность
регулирования температуры, снизить затраты на ремонт и обслуживание
оборудования, получить экономический эффект от рационального использования энергоресурсов
вследствие оптимального управления технологическим процессом.
Экономия электроэнергии по сравнению с базовым
вариантом может составить 5-15%.
Определяем фактическую величину удельного
расхода электроэнергии на тыс. руб. (кВт·ч/тыс. руб.):
где 
- суммарный годовой экономический
эффект полученный за счет предложенных мероприятий (кВт·ч).
5. Управление энергохозяйством
предприятия
Завод среднего машиностроения можно
отнести к среднему предприятию, его установленная мощность составляет 18,62
МВт. Структура управления энергохозяйством будет представлена следующим
образом:
Рисунок 3 - Схема организационной
структуры ОГЭ
6. Технико-экономические показатели системы
электроснабжения
Таблица 12 - Основные технико-экономические
показатели
|
№п/п
|
Показатель
|
Обозначение
|
Единица
измерения
|
Количество
|
|
1
|
Установленная
мощность
|
Рv
|
МВт
|
18,62
|
|
2
|
Расчетная
мощность
|
Рр
|
МВт
|
11,86
|
|
3
|
Полная
мощность
|
S
|
МВ∙А
|
14,49
|
|
4
|
Напряжение
внешнего электроснабжения
|
UВН
|
кВ
|
35
|
|
5
|
Напряжение
внутреннего электроснабжения
|
UНН
|
кВ
|
10
|
|
6
|
Коэффициент
мощности
|
cosφ tgφэ tgφр
|
|
0,8
0,8 0,85
|
|
7
|
Количество
и мощность трансформаторов на ГПП
|
|
кВ∙А
|
2×10000
|
|
8
|
Конструктивное
выполнение ГПП
|
|
|
По
схеме мостика
|
|
9
|
Максимальная
заявленная мощность
|
Рн/
|
МВт
|
11,86
|
|
10
|
Количество
цеховых трансформаторов
|
|
кВ∙А
|
15×630
2×400
7×1000
|
|
11
|
Принятая
схема внутреннего электроснабжения
|
|
|
Радиально-магистральная
|
|
12
|
Потребление
электрической энергии предприятием за год
|
Эп
|
МВт∙ч
|
47440
|
|
13
|
Компенсируемая
реактивная мощность на напряжении 0,4 кВ
|
Qкн
|
кВар
|
-
|
|
14
|
Потери
активной мощности
|
∆Р
|
кВт
|
239,12
|
|
15
|
Потери
энергии
|
Эпот
|
тыс.
кВт∙ч
|
|
|
16
|
Капитальные
затраты на электрооборудование предприятия
|
К
|
тыс.руб.
|
37715,97
|
|
17
|
Удельные
капиталовложения на 1МВт установленной мощности
|
kу
|
тыс.руб./
МВт
|
2025,56
|
|
18
|
Годовые
издержки по обслуживанию электрооборудования и сетей
|
И
|
тыс.руб.
|
23351,24
|
|
19
|
Численность
эксплуатационного персонала
|
чЭ
|
Чел.
|
45
|
|
20
|
Годовой
фонд основной и дополнительной зарплаты эксплуатационного персонала
|
ФЗП
|
тыс.руб.
|
13847,81
|
|
21
|
Коэффициент
обслуживания
|
Ко
|
чел./
МВт
|
2,4
|
|
22
|
Стоимость
электроэнергии
|
П
|
81285,16
|
|
23
|
Расход
электроэнергии на единицу продукции нормативный фактический
|
Эн Эф
|
кВт∙ч кВт∙ч
|
748,7 
|
|
24
|
Себестоимость
1 кВт∙ч электроэнергии
|
Сэ
|
руб./кВт∙ч
|
2,2
|
|
25
|
Годовой
экономический эффект от мероприятий по экономии электроэнергии
|
∑∆Э
|
МВт∙ч
тыс. руб.
|
943,2
1612,87
|
электроэнергия экономический
себестоимость смета
Список использованных источников
1. Электроснабжение: учеб. пособие
по курсовому и дипломному проектированию: в 2 ч. Ч. 2 / Л.С. Синенко, Т.П.
Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2007. -
207 с.
. Неклепаев, Б.Н. Электрическая
часть электростанций и подстанции, справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования : учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П.
Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
. Федоров А.А. Электроснабжение
промышленных предприятий: учеб. пособие для курсового и дипломного
проектирования / А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. -
368 с.
. СТО 4.2-07-2010 Система
менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению
документов учебной и научной деятельности [Текст]. - Введ. взамен СТО
4.2-07-2008; Красноярск, 2010.