, (6.2)

С_обсл = 18839484* = 188394,8 руб.

где капитальные вложения, необходимые для установки нового оборудования;

− амортизационные отчисления, руб.

(6.3)

С_а = = 428950,00 руб.

где tсл.н. – срок элегазового выключателя. tсл.н. = 40 лет; Коб – рыночная или сметная стоимость элегазового выключателя (без учета на монтаж или установку), руб.

Общие годовые расходы:

= + , (6.4)

С_тек = = 617344,80 руб.

где – расходы по обслуживанию элегазовых выключателей, руб.; – расходы на амортизацию, руб.

Общие годовые текущие расходы на эксплуатацию элегазовых выключателей составят – 617344,80 руб.

6.3 Расчёт годовых текущих расходов на содержание и обслуживание масляных выключателей методом укрупнённых расчетов

= + , (6.5)

где – среднегодовые расходы на текущие и капитальные ремонт масляных выключателей, руб.; – дополнительные годовые затраты на обслуживание масляных выключателей (затраты на масло), руб.

− расходы на текущий ремонт выключателей;

, руб. (6.6)

С_рем = 12000000*1* = 3600000,00 руб.

где – стоимость масляных выключателей, руб.; – норматив расходов на ремонт старых выключателей =25−30%.

− дополнительные расходы на обслуживание старых масляных выключателей (годовые расходы на замену масла), руб:

= , (6.7)

, (6.8)

где – общий объём заменяемого масла, т; − среднегодовой объём заменяемого масла, т; – цена масла, руб./т; − периодичность замены масла в масляном выключателе, лет.

т;

=2∙37000=74000 руб.

=3600000+74000=3674000 руб.

Таким образом, годовые текущие расходы на содержание и обслуживание масляных выключателей составят – 3674000 руб.

6.4 Расчет ущерба в случае выхода из строя выключателя

Экономический ущерб в системе электроснабжения определяем по формуле, руб.

, руб (6.9)

где У_тр−р – экономический ущерб от неисправности трансформатора,; У_л –ущерб, связанный с ликвидацией аварии, руб.

При выходе из строя выключателя электроснабжение трансформатора восстановится через две секунды, (в работу вступит ДГУ) что практически не скажется технологический процесс, т. е. У_тр−р= 0 руб..

Ущерб, связанный с ликвидацией нарушений электроснабжения определим по выражению:

, (6.10)

где Уз/п – ущерб, связанный с оплатой труда бригады электромонтёров, ликвидирующей последствия несрабатывания защиты, руб.; Утр– затраты на транспорт, используемый при ликвидации перерывов в электроснабжении, руб.

Расходы на зарплату бригаде, выезжающей для устранения аварии (с отчислениями на социальное страхование), определяем по формуле, руб.

, (6.11)

где Т_стчас– часовая ставка бригады электромонтеров , руб.; tл – среднее время, затрачиваемое бригадой на ликвидацию аварийных перерывов электроснабжения, час; Кд – коэффициент, учитывающий средний уровень доплат, премий и надбавок к зарплате работников, для работ по обслуживанию понизительных подстанций, принимаем Кдз=0,95; Кз – коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату на замещение работников, принимаем Кз = 0,11; Ксоц – коэффициент, учитывающий отчисления на социальное страхование работников: Ксоц = 0,34.

, (6.12)

где – месячная тарифная ставка работников i−ой должности или профессии, определяется по единой отраслевой тарифной сетке, руб.; Рi – численность работников i−ой должности в бригаде, чел. ; – месячная норма рабочего времени , =170 час .

Расчёт часовой тарифной ставки для стандартной бригады сведём в таблицу 6.2. При расчёте использована тарифная ставка 5500 рублей.

Таблица 6.2 – Расчёт часовой тарифной ставки бригады электромонтёров ремонтно−ревизионного цеха (РРЦ)

По таблице 6.2 находим расходы на зарплату

руб.

Таким образом, общие расходы на зарплату составят, руб.

руб.

Затраты на автотранспорт определяем по (формуле 9.13)

, (6.13)

где Nтр – число транспортных единиц, занятых на ликвидации устранения неполадка в электроснабжении, Nтр=1; b_т – норма расхода топлива на один километр пробега, кг/км, b_т=0,4 кг/км; L_уч – протяженность участка, км, примем L_уч=45 км в один конец; Ц_т – цена топлива, руб./л., Ц_т=22 руб./л.

руб.,

руб.

Ущерб от необходимости замены трансформатора равен:

У_тр−р= 703344,8 руб.

По данным ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) Уралэлектротяжмаш», в стоимость входят монтажные работы и стоимость понижающего трансформатора.

Тогда полный ущерб равен:

У_з = 135567,75+6530200 = 6543756,7 руб.

Определим срок окупаемости реконструкции релейной защиты понизительного трансформатора по формуле, лет

, (6.14)

t_ok = = 5 лет.

Следует отметить, что расходы на текущее содержание масляных выключателей значительно превышают расходы на содержание элегазовых выключателей. Срок окупаемости в случае замены масляных выключателей составит 5 лет, таким образом, замена на элегазовые выключатели считается целесообразной.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте произведён расчет отпаячной подстанции переменного тока 220/10 кВ. В ходе расчета были предложены решения по установке нового высоковольтного оборудования, приборов учета электроэнергии.

Выполнен расчет токов короткого замыкания. Выбрано основное оборудование подстанции. Произведен выбор высоковольтных выключателей. На ОРУ-220 кВ устанавливаются выключатели типа ВЭБ-УЭТМ-220 УХЛ1, на КРУ-10 кВ – BB/TEL-10-20-У2. Произведен выбор измерительных трансформаторов напряжения и трансформаторов тока. На ОРУ-220 кВ устанавливается ТТ типа ТРГ-УЭТМ-220 ХЛ1, на КРУ-10 кВ – ТЗЛК-125У2. Произведен выбор объема измерений, в котором предусмотрена установка измерительных приборов и электронных счетчиков на всех присоединениях (на вводах подстанции, силовых трансформаторов, отходящих фидерах потребителей, на ТСН). Выполнен расчет заземляющего устройства и определено напряжение прикосновения. Произведен расчет молниезащиты подстанции.

Произведён расчёт экономической эффективности замены выключателей РУ 220 Кв.

Проработаны вопросы обеспечения пожарной безопасности на подстанциях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке. Технические требования. [Электронный ресурс] – М.: 2004. - Режим доступа: www.consultant.ru.

2. Фоков, К.И., Твердохлебов, И.А., Григорьев, Н.П. Выбор проектных решений при разработке подстанций 10…500 кВ: Учебное пособие. – Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2001.

3. Лю, Г.П., Суркина И.В., Янькова, Л.И. Проектирование электрической части подстанции. Методические указания. – Владивосток: ДВГТУ, 2002. – 51с.

4. Рожкова, Л.Д., Козулин, В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576с.

5. Электротехнический справочник; Т. 3, Кн.1, изд. 7-е. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

6. Фоков К.И. Методические указания на выполнение курсового проекта по дисциплине "Электрическая часть станций и подстанций" - Хабаровск: ДВГАПС, 1996.

7. Гусарова, Е.В. Методические указания по разработке экономической части дипломных проектов для студентов специальности "Системы электроснабжения и их автоматизация". — Хабаровск: ХабИИЖТ, 1989.

8. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода: утв. Постановлением Правительства Рос. Федерации №529 от 31.08.06: ввод. в действие с 01.09.06. – [Электронный ресурс] – М.: 2006. - Режим доступа: www.consultant.ru.

9. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики: утв. Постановлением Правительства Рос. Федерации №530 от 31.08.06: ввод. в действие с 01.09.06. – [Электронный ресурс] – М.: 2006. - Режим доступа: www.consultant.ru.

10. Правила устройства электроустановок, – 7-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2003. – 530 с.

11. РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций. – М.: Изд-во стандартов, 1996. – 27 с.

12. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий: РД 153-34.0-03.301-00: ввод в действие с 01.06.2000. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. – 71 с.

13. Балюк, А. А. Пожарная безопасность на железнодорожном транспорте. – Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2000.

14. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: РД 153-34.0-03.150-00: утв. М-вом энергетики Рос. Федерации 27.12.2000. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 101 с.