Пояснительная записка (1232653), страница 15

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

Текст из файла (страница 15)

(9.1)

где: – количество выключателей подлежащих монтажу (демонтажу), шт.

– стоимость одного нового выключателя согласно цен прайс-листа завода-изготовителя на 2016 г. (ОАО «Уралэлектротяжмаш»)

= 970,900 тыс. руб;

– стоимость монтажных работ на установку новых выключателей.

от = 97,09 тыс. руб;

– стоимость демонтажа старых выключателей.

от = 48,55 тыс. руб.

принимаем равной нулю, так как превышен срок нормативной службы старого оборудования. Выключатели МКП-110М-100/630-20 эксплуатируются на подстанции с 1980 года и срок их службы истек.

9.2 Расчёт эксплуатационных расходов на содержание и обслуживание подстанции

На текущий момент численность персонала подстанции составляет 8 человек. В результате реконструкции надежность работы энергетических устройств и установок повысится, а трудоемкость работ по их ремонту и обслуживанию снизится.

Списочный контингент работников уменьшится на одного электромонтера 6 разряда.

Учитывая это, определим расходы на содержание и обслуживание подстанции в случае установки нового оборудования и при старом оборудовании.

9.2.1 Расчёт для нового оборудования (элегазовые выключатели ВЭБ-110П*40/2500 УХЛ1)

Годовые текущие расходы на содержание и обслуживание новых выключателей определяются по формуле, тыс. руб:

(9.2)

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

→ 1% от (для элегазовых выключателей), что составляет 156.32 тыс.руб;

– амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления – это денежные средства, направляемые на ремонт (строительство), изготовление новых основных средств.

Сумма амортизационных отчислений включается в издержки производства (себестоимость) продукций и тем самым переходит в цену. Производитель обязан производить накопления амортизационных отчислений, откладывая их из выручки за проданную продукцию.

Принимаем срок службы новых выключателей 50 лет (согласно установленного срока заводом-изготовителем), тогда:

(9.3)

где К_об – суммарная стоимость нового оборудования, тыс. руб; Т – срок службы элегазовых выключателей.

Годовые эксплуатационные расходы Сэ, руб, определяются по формуле:

(9.4)

где Срем – стоимость годового обслуживания и ремонта оборудования, руб; Сст.год – годовое вознаграждение всем электромонтерам 6 разряда на подстанции по тарифной ставке (должностному окладу) без учета, премии, доплат и надбавок и страхового фонда определяется, руб, по формуле:

(9.5)

где – число электромонтеров 6 разряда работающих на подстанции, чел; – месячная ставка по тарифу, руб; 12 – число месяцев в году.

Таким образом, по формуле (9.5) получаем:

руб.

Элегазовые выключатели являются необслуживаемыми, поэтому в формуле (9.4).

По формулам (1.2 – 1.4) получаем:

тыс. руб.,

тыс. руб.

9.2.2 Расчёт для старого оборудования (МКП-110М-100/630-20)

Методика расчета эксплуатационных расходов на содержание и обслуживание подстанции при старом оборудовании на подстанции ГВФ аналогична методике расчета расходов при установке новых выключателей.

В данном случае будут отличаться: количеством электромонтеров 6 разряда (при установке вакуумных выключателей их численность сокращается до 1 человека на подстанцию), наличием статьи расхода на ремонт выключателей ( ) и отсутствием амортизационных отчислений.

Таким образом, годовые эксплуатационные расходы на содержание и обслуживание подстанции при старом оборудовании, тыс. руб:

(9.6)

где С_доп – дополнительные годовые затраты на обслуживание старых выключателей; – стоимость обслуживания ПС при старом оборудовании.

Среднегодовые расходы на текущие и капитальные ремонты старых выключателей по укрупненному методу расчета:

(9.7)

где – норматив расходов на ремонт старых выключателей, принимаемый как 25% от стоимости изделия.

– расходы на ремонт старого оборудования, составляют 30% от стоимости этого оборудования.[23]

Стоимость масляных выключателей МКП-110М-100/630-20 составляет 650,300 тыс. руб. (за один комплект) по данным завода (ОАО «Уралэлектротяжмаш»). Исходя из этого, получим:

= 195,09 тыс. руб.; Н_рем = 162,57 тыс.руб.

Отсюда, подставив значения находим:

тыс. руб.

Дополнительные расходы на обслуживание старых выключателей С_доп включают в себя замену масла:

(9.8)

где V_м – среднегодовой объем заменяемого масла, составляет по характеристикам 4,750 тонны на один выключатель.

t_зам – периодичность замены масла в масляном выключателе, лет (мес.).

Ц_м – цена масла [9], р./т.

Таким образом, по формуле (9.8):

тыс. руб./год,

По формуле (9.5) находим:

тыс. руб.,

По формуле (9.4) находим:

тыс. руб.,

Тогда по формуле (9.6):

= 1236,9 + 4693,456 + 4370,01 = 10300,366 тыс. руб.

9.3 Расчет срока окупаемости инвестиций на замену оборудования

Весь объем инвестиций в замену выключателей выполняется за один год, поэтому мы можем определить простой срок окупаемости.

Срок окупаемости – период времени, необходимый для того, чтобы доходы генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции. Однако у срока окупаемости есть недостаток.

Заключается он в том, что этот показатель игнорирует все поступления денежных средств после момента полного возмещения первоначальных расходов.

Экономический эффект заключается в уменьшении затрат на обслуживание и ремонт при замене старых выключателей новыми и более современными.

Срок окупаемости затрат, вызванных установкой новых вакуумных выключателей определяется по формуле:

. (9.9)

Таким образом, по формуле (9.9) рассчитаем срок окупаемости:

Годовые эксплуатационные расходы на содержание и обслуживание подстанции при старом оборудовании, а именно четырнадцати масляных выключателей типа МКП-110М-100/630-20 составляют 10300,366 рублей.

Годовые текущие расходы на содержание и обслуживание новых выключателей типа ВЭБ-110П*40/2500 УХЛ1 составляют 428,172 рублей.

Из всего расчета можно убедится, что срок окупаемости четырнадцати элегазовых выключателей типа ВЭБ-110П*40/2500 УХЛ1 составляет 1,6 лет.

В мировой практике принято, что этот срок окупаемости должен быть не более 5 лет, для электронного оборудования или вычислительной техники этот срок уменьшается до 3–4 лет.

В отечественной экономике для оборудования, имеющего высокую стоимость и большие сроки эксплуатационного использования, что характерно, прежде всего, для электроэнергетики, нормативный коэффициент экономической эффективности новой техники устанавливается на уровне не выше 7–8 лет.

Следовательно, замена масляных выключателей на элегазовые, в рамках осуществления проекта реконструкции подстанции 110/35/6 кВ ГВФ является экономически эффективной.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе дипломного проектирования был разработан проект реконструкции понизительной подстанции 110/35/6 кВ ГВФ с установкой третьего силового трансформатора.

Проектом предусмотрена установка силового трансформатора 3Т типа ТДН 25000/110 УХЛ1 производства «Уралэлектротяжмаш» г. Екатеринбург.

В РУ 110 кВ выполнен перенос на новое место существующих ограничителей перенапряжения с датчиками тока и замена существующих отделителей на элегазовые баковые выключатели в ячейках 1Т, 2Т.

В рамках реконструкции на ПС ГВФ, на новом свободном месте установлен силовой трансформатор 3Т с подключением к первой и второй секции сборных шин.

Реконструированное РУ 110 кВ выполняется открытым, из унифицированных транспортабельных блоков заводского изготовления, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием и элементами вспомогательных цепей. Блоки с оборудованием 110 кВ устанавливаются на незаглубленных фундаментах, уложенных на спланированную поверхность грунта.

РУ 35 кВ выполнено открытым, из унифицированных транспортабельных блоков заводского изготовления, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием.

Для выполнения шинного моста 6 кВ от силового трансформатора 3Т до КРУ 6 кВ в модульном здании предусмотрен перенос шинного портала 35 кВ 2 секции сборных шин у существующего здания ОПУ на новое место.

Существующее ЗРУ 6 кВ выполнено шкафами серии КРУ2-10-20 для первой и второй секции.

Проектом предусмотрено новое комплектное распределительное устройство расположенное в модульном здании для третьей и четвертой секции 6 кВ.

Вновь устанавливаемые КРУ 6 кВ подключаются к силовому трансформатору 3Т шинным мостом 3150 А выполненным из блоков опорных изоляторов заводского изготовления. К существующему ЗРУ 6 кВ секции № 1 и № 2, КРУ 6 кВ секции № 3 и № 4 подключаются кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена 1600 А АПвВнг(В)-LS 2(1х800/120-10). Подключение секционных шинных мостов к ЗРУ 6 кВ выполнено снаружи здания, через проходные изоляторы.

Предусмотрена возможность резервирования питания секций от существующих первой и второй секции 6 кВ.

Кроме того произведен выбор и проверка: выключателей, разъединителей, трансформаторов напряжения, трансформаторов тока, ограничителей перенапряжения и трансформаторов собственных нужд подстанции.

Выбранные схемы РУ подстанции удовлетворяют экономически целесообразному уровню надежности.

В ходе проведения анализа исходных данных по подстанции также был разработан план РУ после реконструкции, и представлены схемы ПС 110/35/6 кВ ГВФ до реконструкции и после.

Также в разделе «Прожекторное освещение ОРУ понизительной подстанции был произведен расчет необходимого числа и высоты прожекторов, определены нормы освещенности открытых подстанции, а также посчитана потребляемая мощность.

При разделе технико-экономической оценки, было определено, что замена масляных выключателей на элегазовые, в рамках осуществления проекта по реконструкции исследуемой подстанции, является экономически эффективной.

Считаю тему своего дипломного проекта интересной, так как с развитием энергетики и социальной инфраструктуры развиваются не только самые значимые объекты муниципалитета, но и идет интенсивное развитие всего нашего региона и страны в целом.

Характеристики

Список файлов ВКР