Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Если , то эффективность внедрения новых выключателей очевидна и срок окупаемости капитальных вложений рассчитывается только по требованию инвестора.

При определении капитальных вложений на новые выключатели учитывают стоимость новых выключателей , стоимость монтажных работ на установку новых выключателей , стоимость демонтажа старых выключателей , остаточную стоимость старых выключателей, если их замена происходит ранее нормативного срока их службы :

При использовании укрупненных расчетов применяется следующая упрощенная схема:

Годовые текущие расходы на содержание и обслуживание новых выключателей при условии неизменности штата работников определяются по формуле:

где – текущие расходы на содержание и обслуживание новых выключателей (материалы, запасные части, оплата труда);
– амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления расчитываются по формуле:

где - коэфициент аммортизационных отчислений.

При упрощенной системе расчетов, как показали аналитические исследования реальных расходов, затраты на содержание и обслуживание новых выключателей составляют:

– для элегазовых выключателей:

– для вакуумных выключателей:

– для масляных и воздушных выключателей:

При определении годовых текущих расходов на обслуживание старых выключателей следует учитывать следующие виды затрат:

где – среднегодовые расходы на текущие и капитальные ремонты старых выключателей; – дополнительные годовые затраты на обслуживание старых выключателей.

Это могут быть затраты на масло для масляных выключателей, затраты на компрессорные установки при использовании воздушных выключателей.

Исследования показали, что для выключателей, находящихся в эксплуатации более 70 %-ного их нормативного срока службы, расходы на ремонт существенно возрастают и в среднем составляют 25–30 % от их стоимости . Поэтому при определении укрупненным методом расчетов используется зависимость:

где – норматив расходов на ремонт старых выключателей,
= 25–30 %.

Дополнительные расходы на обслуживание старых выключателей могут включать годовые расходы на замену масла, определяемые по формулам:

где , – общий объем и среднегодовой объем заменяемого масла, т; – периодичность замены масла в масляном выключателе, лет; – цена масла, р./т или р./л.

Экономический результат – ущерб от выхода из строя старых выключателей – должен учитывать дополнительные расходы на их аварийный ремонт выездной бригадой и потери от возможных перерывов в электроснабжении.

3.1. Расчет срока окупаемости замены выключателей

Модернизация станции предусматривает замену масляных выключателей У-110/220 автотрансформатора АТ-1, Хабаровской ТЭЦ-3, на элегазовые ВГТ-110/220 с установленыи на них трансформаторами тока ТРГ-110/220. Стоимость элегазовых выключателей и трансформаторов тока взята из прайс-листа компании ЗАО «ЭнергоГлавСтрой», г.Екатеринбург, egstroy.ru.

Стоимость элегазовых выключателей ВГТ-110 и ВГТ-220:

;

Стоимость трех трансформаторов тока ТРГ-110 и ТРГ-220:

;

Общая стоимость оборудования:

Срок службы новых выключателей – 40 лет.

Стоимость масляных выключателей У-110 и У-220, будем брать из расчета стоимости залитого в них масла:

Общая стоимость оборудования:

Срок службы масляных выключателей исчерпан. Следовательно, их остаточная стоимость:

Норматив обслуживания элегазовых выключателей: , маслянных , от капитальных вложений.

1. Определяем сумму капитальных вложений, необходимую для приобретения и установки элегазовых выключателей.

Расходы на монтаж и наладку элегазовых выключателей состовляют 5% от стоимости новых выключателей:

Расходы на демонтаж старых масляных выключателей составляют 50% от расходов на монтаж новых выключателей:

Общая стоимость выключателей с учетом монтажно-наладочных работ и демонтажем старых выключателей:

2. Определяем текущие расходы на содержание и обслуживание элегазовых выключателей методом укрупненных расчетов.

Расходы на текущее обслуживание элегазовых выключателей составляет 1% от стоимости новых выключателей:

Амортизационные отчисления найдем по формуле (3.4):

Общие годовые расходы найдем по формуле (3.5):

3. Определяем текущие расходы на содержание и обслуживание масляных выключателей.

Расходы на текущий ремонт масляных выключателей составляет 25% от их стоимости:

Расходы на обслуживание масляных выключателей составляет 3,5% от их стоимости:

Среднегодовой объем заменяемого масла найдем по формуле (3.8)

Расходы на замену масла найдем по формуле (3.7):

Амортизационные отчисления найдем по формуле (3.4):

Общие годовые расходы при использовании масляных выключателей найдем по формуле (3.5):

4. Определяем срок окупаемости мероприятий по замене 2 масляных выключателей на элегазовые по формуле (3.1):

Сравнительный годовой экономический эффект от внедрения элегазовых выключателей взамен масляных представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Сравнительный годовой экономический эффект

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью данной выпускной квалификационной работы был расчет по замене масляных выключателей У-110/220 кВ АТ-1 СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» на элегазовые ВГТ, с выполнением сравнительного анализа экономической эффективности.

В качестве исходных данных были использованы документы, представленные СП «Хабаровская ТЭЦ-3».

Были рассмотрены достоинства и недостатки масляных и элегазовых выключателей. К основным недостаткам масляных выключателей относится: частая замена масла и его высокая стоимость, необходимость в сложном техническом обслуживании и ремонтах; низкий ресурс по механической стойкости; малый срок службы; высокие динамические нагрузки на фундаментные опоры. Элегазовые выключатели лишены этих недостатков.

По результатам расчетов были выбраны и проверены современные элегазовые выключатели ВГТ-110-2500-40У1 и ВГТ-220-2500-40У1, совместно с трансформаторами тока ТРГ-110-У1 и ТРГ-220-У1, которые соответствуют всем современным эталонам, значительно усовершенствованные и позволяющие обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей.

Произведены расчеты экономической эффективности замены устаревших масляных выключателей на элегазовые. По результатам расчетов срок окупаемости проекта равен 13 лет. Срок службы элегазового выключателя составляет 40 лет, следовательно, данный вид вложений считается экономически выгодным.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций [Текст] / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева. – М.: Академия, 2013. – 448 с.

2. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст]: учеб. для вузов / Д.Л. Файбисович. – М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.

3. Неклепаев, Б.Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Текст]: / Б.Н. Неклепаев. – М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2002. – 152 с.

4. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.130.10.095-2011 «Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 1150 кВ. Указания по выбору» [Текст]: 2011. – 96с.

5. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.130.01.145-2013 «Выключатели-разъединители 110-330 кВ. Методические указания по применению. Схемные решения» [Текст]: 2013. – 132с.

6. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.130.01.029-2009 «Выключатели-разъединители 110-330 кВ. Общие технические требо-вания» [Текст]: 2009. – 66с.

7. Куликов, Ю.А. Переходные процессы в электрических системах [Текст]: учеб. пособие/ Ю.А. Куликов. – Новосибирск.: Изд-во НГПУ. 2003. – 283 с.

8. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) [Текст]: 7-е издание. – СПб.: Изд. ДЕАН, 2011. - 1168 с.

9. ГОСТ-721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобра-зователи и приемники электрической энергии номинальные напряжения свыше 1000 В. [Текст]: - М.: Изд-во стандартов. 1997. - 8 с.

10. Бей, Ю.М. Тяговые подстанции [Текст]: учеб. для вузов ж.–д. транспорта / Ю.М. Бей, Р. Р. Мамошин, В.Н. Пупынин, М.Г. Шалимов. – М.: Транспорт, 1986 – 319 с.

11. Найфельд, М.Р. Заземление, защитные меры электробезопасности [Текст] / М.Р. Найфельд. – М.: Изд. Энергия, 2001. – 242 с.

12. Фоков, К.И. Выбор проектных решений при разработке подстанций 10…500 кВ [Текст]: учебное пособие / К.И. Фоков, И.А. Твердохлебов, Н.П. Григорьев. – Хабаровск.: ДВГУПС, 2001 – 53 с.

13.Григорьев, Н.П. Альбом схем главных электрических соединений распре-делительных устройств подстанций [Текст]: методические указания по выпол-нению графической части проектов на ЭВМ / Н.П. Григорьев – Хабаровск.: ДВГУПС, 2001. – 45 с.

14. Фоков, К.И. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]: методи-ческое указание на выполнение курсового проекта / К.И. Фоков. – Хабаровск.: ДВГУПС, 1996. – 35 с.

15. Бажанов, С.А. Справочник по электрическим установкам высокого нап-ряжения [Текст] / С.А. Бажанов, И.А. Баумштейн. – М.: Энергоиздат, 1989. – 768 с.

16. Гусарова, Е.В. Экономическое обоснование эффективности проектных решений и внедрения новой техники на железнодорожном транспорте [Текст]: учебное пособие / Е.В. Гусарова. – Хабаровск.: ДВГУПС, 2008. – 157 с.

Характеристики

Список файлов ВКР