В РУ оснащенных вакуумными выключателями, испытания дугогасительных камер повышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимо выполнять с использованием специального экрана для защиты работников от возникающих рентгеновских излучений.
15. Расчет технико-экономических показателей подстанции
15.1 Технические показатели подстанции
15.1.1 Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции
S =15.1)
где мощность i-го трансформатора (автотрансформатора) установленного на подстанции, МВ*А.
S =МВ·А,
Таблица 15.1 Расчет объема оборудования подстанции
|
Наименование оборудования ПС |
Уровень напряжения U, кВ |
Количество ед. оборудования |
Норматив у.е. |
Обьем у.е. |
|
|
Подстанция |
110/35/10 |
1 |
105 |
105 |
|
|
Силовой трансформатор ТДТН 25000/110 |
110 |
2 |
250 |
500 |
|
|
3.Элегазовый выключатель ВГТ-110 |
110 |
7 |
14 |
126 |
|
|
4.Элегазовый выключатель ВГБ-35 |
35 |
5 |
6,4 |
32 |
|
|
5.Ваккумный выключатель BB/TEL-10 |
10 |
11 |
5,5 |
71,5 |
|
|
6.Ваккумный выключатель BB/TEL-10/12,5/1000 |
10 |
2 |
5,5 |
11 |
|
|
Итого по всей ПС |
= 845,5 |
15.2 Энергетические показатели подстанции
15.2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
= МВт, (15.2)
где максимальная активная нагрузка i-го потребителя на соответствующем напряжении подстанции, МВт (по заданию). Здесь и далее индексом «мах» обозначены величины, относящихся к режиму максимальной нагрузки.
= = 22+8=30 МВт
15.2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
W= МВт·ч, (15.3)
где годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя, питающегося с шин подстанции, ч.
= (30Ч5100) = 153000 МВт·ч,
15.2.3 Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
Для двух однотипных, параллельно работающих трансформаторов
= mPXXi+Pki2 МВт, (15.4)
где потери холостого хода, МВт;
потери короткого замыкания, МВт;
m количество включенных трансформаторов, шт;
Sт номинальная мощность трансформатора, МВА.
Sнагр суммарная максимальная нагрузка всех трансформаторов, МВ*А
= 2Ч0,036+Ч0,145Ч=0,2 МВт
15.2.4 Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
в двухобмоточных трансформаторах ПС
Тi+(15.5)
где i годовое время максимальных потерь (сокращенно - время потерь) в i-м трансформаторе линии, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки Тmaxi и коэффициент мощности заданной нагрузки cosi, ч. Величина i может быть определена и по формуле.
Тi продолжительность работы i-го трансформатора, ч; обычно принимается Тi=8700-8760 ч;
i = 2Ч8760 (15.78)
I = 3504ч;
= 2Ч0,036Ч8760 + МВтЧч,
15.2.5 Итоговые энергетические показатели работы подстанции
15.2.5.1 Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией
= + МВт, (15.6)
где суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВтЧч,
= 30+ 0,3 = 30,3 МВт
15.2.5.2 Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией
= +МВт*ч (15.7)
где суммарные потери электрической энергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВтЧч.
= 153000 + 976,21= 153976,21МВтЧч
15.2.5.3 Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок
cosср.взв =(15.8)
cosср.взв = = 0,88
15.2.6 Коэффициент полезного действия (КПД) в режиме максимальных нагрузок
=Ч100% (15.9)
= Ч100% = 99%
15.2.7 Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год
=Ч100% (15.10)
= Ч100% = 99,35%
15.3 Капитальные вложения в подстанцию (пс)
Таблица 15.2 - Расчет капиталовложений в подстанцию
|
Наименование и тип элеменотов ПС |
Единица измерения |
Количество единиц измерения |
Стоимость, тыс.руб. |
||
|
Единицы |
Всего |
||||
|
1)Трансформатор |
шт |
2 |
26000 |
52000 |
|
|
2) РУ высшего напряжения |
шт или ячейка |
7 |
3400 |
23800 |
|
|
3) РУ среднего напряжения |
шт или ячейка |
5 |
2000 |
10000 |
|
|
4) РУ низкого напряжения |
шт или ячейка |
11 |
96 |
1248 |
|
|
5) РУ низкого напряжения |
шт или ячейка |
2 |
96 |
192 |
|
|
Итого по ПС |
- |
13351,7 |
|||
|
КПС= 87240 |
15.3.1 Удельные капиталовложения в проектируемую ПС
=МВ·А (15.11)
где суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции, МВ·А;
= = 1744.8 тыс. руб./МВ·А,
15.4 Численность персонала обслуживающего пс
15.4.1 Расчет нормативной численности промышленно-производственного персонала
15.4.1.1 Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше
=чел. (15.11)
= 2,81Ч1,04Ч1,05 = 2 чел.
15.4.1.2 Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание устройств РЗАИ и проведение электроизмерений
= чел. (15.12)
= 3Ч1 = 2 чел.
15.4.1.3 Суммарная численность всех рабочих подстанции
= чел (15.13)
= 2 + 2 = 4 чел.
15.4.1.4 Численность руководитель, специалистов и служащих подстанции
=+ + + чел. (15.14)
= 1+ 1+ 1 + 2 = 5=3 чел.,
где нормативная численность РСС по оператиному, техническому обслуживанию и ремонту подстанции;
нормативная численность диспетчеров подстанции напряжением 330 кВ и выше;
нормативная численность мастеров, включая старших мастеров, по техническому обслуживанию и ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше;
нормативная численность руководителей и специалистов по функции «Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ»
15.4.1.5 Численность промышленно-производственного персонала (ППП) подстанции
= 1,08чел. (15.15)
=1,08Ч(2,37+5) = 7 чел.
15.5 Расчет себестоимости трансформации электрической энергии
15.5.1 Материальные затраты
= 0,07 ( + + ) тыс. руб./год (15.16)
где затраты на оплату труда ППП подстанции;
страховые взносы;
стоимость амортизации основных средств;
прочие затраты.
= 0,07 (2100 + 674,1 +3454,7 +7421,89) = 955,55 тыс. руб./год,
15.5.2 Затраты на оплату труда
15.5.2.1 Среднемесячная заработная плата одного работника
= 25000 тыс.руб
15.5.2.2 Годовой фонд оплаты труда на одного человека в год
=Ч12 Ч10-3 тыс. руб./год (15.17)
= 25000Ч12Ч = 300тыс. руб./год
15.5.2.3 Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости транс формации электрической энергии
Определяются по формуле
= тыс. руб./год, (15.18)
где численность промышленно-производственного персонала подстанции, чел
= 300Ч7= 2100тыс. руб./год,
15.5.2.4 Показатели характеризующие уровень производительности труда энергетика
- коэффициент обслуживания
Kобс=у.е./чел. (15.19)
Kобс= = 120,78у.е./чел
- удельная численность промышленно-производственного персонала
Nуд= чел/у.е. (15.20)
Nуд= = 0,08 чел/у.е.
15.5.3 Отчисления на социальные нужды
15.5.3.1 Страховые взносы
= тыс.руб/год (15.21)
= Ч2100=630 тыс.руб/год
15.5.3.2 Отчисления на социальные страховые от несчастных случаев и профессиональных заболеваний
=(15.22)
= Ч2100 = 44,1 тыс.руб/год
15.5.3.3 Отчисления на социальные нужды
= Иесн+ Иснстыс. руб./год, (15.23)
= 630+44,1= 674,1 тыс. руб./год
где ставка страховых взносов, %
15.5.4 Амортизация основных средств
= тыс. руб./год, (15.24)
где средняя норма амортизации на реновацию силового оборудования ПС.
стоимость основных фондов подстанции, тыс. руб. Составляет 90% капитальных вложений в подстанцию (КПС), т.е.
= 0,9Ч87240 = 78516 тыс.руб.
= Ч 78516 = 3454,70 тыс. руб./год
15.5.5 Прочие затраты
- отчисления в ремонтный фонд
- обязательное страхование имущества
- плата за землю
- другие отчисления
15.5.5.1 Отчисления в ремонтный фонд
=тыс. руб./год (15.25)
где средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %.
= Ч 78516 = 6830,89 тыс. руб./год
15.5.5.2 Обязательное страхование имущества
= КПСтыс. руб./год (15.26)
где норматив обязательного страхования имущества,%
=0,15%.
= Ч 87240=130,86 тыс. руб./год,
15.5.5.3 Плата за землю
=Ч10-3тыс.руб./год (15.27)
где площадь земли, отводимой под сооружение подстанции. Определяется по соответствующим планам ПС.
= 1,5%Ч4200Ч380Ч10-3 = 23,94тыс.руб./год
15.5.5.4 Другие отчисления
=КПС тыс.руб./год (15.28)
где норматив других отчислений, %. = 0,5 - 0,6%.
= 87240= 436,2тыс.руб./год
15.5.5.5 Прочие затраты
=+++тыс. руб./год (15.29)
= 6830,89+130,86+23,94+436,2=7421,89тыс. руб./год,
15.5.6 Годовые издержки подстанции
ИПС =+ + + + тыс. руб./год (15.30)
ИПС=955,55 +2100+674,1+3454,70 +7421,89= 14606,24 тыс. руб./год.
15.5.7 Проектная себестоимость трансформации единицы электрической энергии