Реферат: Проектирование линии электропередач

--PAGE_BREAK--1. Определение капиталовложений и ежегодных издержек при проектировании ЛЭП

1.1 Определение капитальных вложений в ЛЭП 110 кВ


Прямые капитальные затраты во вновь сооружаемые ЛЭП могут определятся следующим образом:



<img border=«0» width=«553» height=«28» src=«ref-1_1019810874-1005.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">, (1)
где <img border=«0» width=«47» height=«28» src=«ref-1_1019811879-156.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> — затраты на закупку провода, руб;

<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1019812035-126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> — затраты на закупку промежуточных опор, руб;

<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1019812161-126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> — затраты на закупку анкерно — угловых опор, руб;

<img border=«0» width=«39» height=«25» src=«ref-1_1019812287-136.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> — затраты на закупку изоляторов, руб;

<img border=«0» width=«32» height=«28» src=«ref-1_1019812423-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">-затраты на закупку комплекта линейно подвесной арматуры, руб;

<img border=«0» width=«40» height=«28» src=«ref-1_1019812551-145.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> — затраты на закупку грозозащитного троса, руб.;

<img border=«0» width=«23» height=«25» src=«ref-1_1019812696-112.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">,<img border=«0» width=«24» height=«25» src=«ref-1_1019812808-114.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035"> — поправочные коэффициенты на строительство ЛЭП;

<img border=«0» width=«24» height=«25» src=«ref-1_1019812922-113.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036"> — дополнительные затраты на создание высокочастотной связи, руб.

<img border=«0» width=«37» height=«28» src=«ref-1_1019813035-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037"> — стоимость ремонтных баз, линейных пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей, тыс. руб.


1.1.1 Расчет радиально — магистрального варианта ЛЭП
Схема данного варианта сети представлена в задании.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-1 протяженностью 50,4 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальных вложений.

Исходя из того что промежуточные опоры устанавливаются на расстоянии 100 метров между собой, а анкерно-угловые 7 километров находим количество опор на i-ом участке:



<img border=«0» width=«47» height=«41» src=«ref-1_1019813174-159.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">, (2)
где <img border=«0» width=«19» height=«25» src=«ref-1_1019813333-98.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039"> — протяженность i-того участка ЛЭП, км;

<img border=«0» width=«13» height=«15» src=«ref-1_1019813431-86.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040"> — расстояние между соседними опорами, км.

Количество промежуточных опор:

<img border=«0» width=«108» height=«45» src=«ref-1_1019813517-287.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041"> шт.

Из них количество анкерно-угловых опор:

<img border=«0» width=«93» height=«41» src=«ref-1_1019813804-237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">шт.

Затраты на закупку провода находятся по следующей формуле:



<img border=«0» width=«129» height=«25» src=«ref-1_1019814041-252.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">, (3)
где C — стоимость одного километра провода, руб;

m — число фаз (для одноцепных=3, для двухцепных=6).

<img border=«0» width=«241» height=«25» src=«ref-1_1019814293-423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">тыс. руб.

Затраты на закупку промежуточных опор определяются по формуле:



<img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1019814716-207.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">, (4)
где C — стоимость одной опоры, руб.

<img border=«0» width=«169» height=«24» src=«ref-1_1019814923-298.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046"> тыс. руб,

<img border=«0» width=«147» height=«24» src=«ref-1_1019815221-263.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> тыс. руб.

Затраты на закупку изоляторов определяются по формуле:



<img border=«0» width=«155» height=«24» src=«ref-1_1019815484-273.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">, (5)

где x — количество изоляторов в гирлянде, шт;

С — стоимость одного изолятора, руб.

<img border=«0» width=«232» height=«24» src=«ref-1_1019815757-385.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049"> тыс. руб.

<img border=«0» width=«204» height=«24» src=«ref-1_1019816142-351.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050"> тыс. руб.

Затраты на закупку комплекта линейно подвесной арматуры, а поскольку один комплект устанавливается на каждую фазу формула примет следующий вид:



<img border=«0» width=«110» height=«25» src=«ref-1_1019816493-228.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051"> (6), <img border=«0» width=«164» height=«25» src=«ref-1_1019816721-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052"> тыс. руб.
Затраты на закупку грозозащитного троса:
<img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1019817017-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053"> (7), <img border=«0» width=«143» height=«25» src=«ref-1_1019817225-269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054"> тыс. руб.
Так же учтем стоимость строительных и монтажных работ, которые принимаются равными 100% от стоимости материала.
<img border=«0» width=«535» height=«42» src=«ref-1_1019817494-1258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">
Расчет для остальных участков проводится аналогично.

Для участка двухцепной ЛЭП 1-2 протяженностью 48,6 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальных вложений.
<img border=«0» width=«539» height=«39» src=«ref-1_1019818752-1478.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">
Для участка двухцепной ЛЭП 0-3 протяженностью 104,4 км, с проводом марки АС-180.


<img border=«0» width=«575» height=«41» src=«ref-1_1019820230-1605.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">
Для участка двухцепной ЛЭП 3-4 протяженностью 36 км, с проводом марки АС-150.



<img border=«0» width=«571» height=«41» src=«ref-1_1019821835-1578.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">
Для участка двухцепной ЛЭП 4-5 протяженностью 41,4 км, с проводом марки АС-120.



<img border=«0» width=«526» height=«39» src=«ref-1_1019823413-1447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">
Стоимость ремонтных баз, линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей рассчитывается по формуле:
<img border=«0» width=«164» height=«25» src=«ref-1_1019824860-286.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">, (8)
где <img border=«0» width=«24» height=«25» src=«ref-1_1019825146-110.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">-действительный поправочный коэффициент ЛЭП (для одноцепных=1 у. е, а для двухцепной=1,3 у. е);

<img border=«0» width=«24» height=«25» src=«ref-1_1019825256-111.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062"> — количество условных единиц ремонтной базы на единицу оборудования (для трансформаторов 110кВ равен 22 у. е);

<img border=«0» width=«20» height=«25» src=«ref-1_1019825367-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063"> — число трансформаторов.

<img border=«0» width=«512» height=«25» src=«ref-1_1019825470-776.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">

Капитальные затраты на строительство канала высокочастотной связи, комплект устанавливается на каждый фидер, и стоимость установки комплекта увеличивается в 2 раза из-за сложности монтажа.

<img border=«0» width=«82» height=«23» src=«ref-1_1019826246-170.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">, (9)
где n-количество комплектов, шт;

С — стоимость одного комплекта, тыс. руб.

<img border=«0» width=«163» height=«25» src=«ref-1_1019826416-534.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> тыс. руб.

Прямые капитальные затраты в ЛЭП радиально-магистрального варианта составят:

<img border=«0» width=«627» height=«48» src=«ref-1_1019826950-1223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">
    продолжение
--PAGE_BREAK--1.1.2 Расчет смешанного варианта ЛЭП
Схема данного варианта сети представлена в задании. Для одноцепного участка ЛЭП 0-3 длинной 50,4 км и проводом марки АС 150.



<img border=«0» width=«617» height=«45» src=«ref-1_1019828173-1441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">
Для одноцепного участка ЛЭП 1-2 длинной 48,6км и проводом марки

АС 125.



<img border=«0» width=«606» height=«45» src=«ref-1_1019829614-1434.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">
Для одноцепного участка ЛЭП 2-3 длинной 90 км и проводом марки АС 120.



<img border=«0» width=«626» height=«45» src=«ref-1_1019831048-1453.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">
Для одноцепного участка ЛЭП 3-0 длинной 104,4 км и проводом марки АС 120.



<img border=«0» width=«552» height=«45» src=«ref-1_1019832501-1467.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">
Для двухцепного участка ЛЭП 0-4 длинной 93,6 км и проводом марки АС 120.



<img border=«0» width=«539» height=«45» src=«ref-1_1019833968-1427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">
Для двухцепного участка ЛЭП 4-5 длинной 36 км и проводом марки АС 120.



<img border=«0» width=«521» height=«45» src=«ref-1_1019835395-1386.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">
Стоимость ремонтных баз, линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей

<img border=«0» width=«584» height=«25» src=«ref-1_1019836781-890.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">

Капитальные затраты на строительство канала высокочастотной связи

<img border=«0» width=«164» height=«25» src=«ref-1_1019837671-560.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> тыс. руб.

Прямые капитальные затраты в ЛЭП смешанного варианта составят:



<img border=«0» width=«564» height=«42» src=«ref-1_1019838231-1256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">


1.2 Определение капитальных вложений в электрические подстанции


<img border=«0» width=«430» height=«47» src=«ref-1_1019839487-1052.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> (10)

где Ктр, Кв, Кр, Копн — соответственно, расчетная стоимость трансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, руб.;

nтр, nв, nр, nопн — соответственно, число трансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, шт.;

Кпост — постоянная часть затрат, руб.;

Поскольку в данном курсовом проекте мы будем рассматривать только сторону высокого напряжения 110 кВ, а компенсация реактивной мощности

осуществляется на стороне 10 кВ, следовательно стоимость компенсирующих устройств, а так же измерительных трансформаторов, аппаратов релейной защиты и автоматики, распределительных устройств и коммутационные устройства по низкой стороне не учитывается.


1.2.1 Расчет радиально — магистрального варианта сети
Выполним расчет для однотрансформаторной тупиковой подстанции №1 с трансформатором ТДН-16000/110

Стоимость трансформатора

Ктр1=6000∙2=12000 тыс. руб.

Квык=1250∙5=6250 тыс. руб.

Краз=230∙10=2300 тыс. руб.

Копн=300∙12=3600 тыс. руб.

Капитальные вложения в строительство подстанции

Кп/ст1=12000+6250+2300+3600+2415,45+4,5=26569,95 тыс. руб.

Аналогичный расчет проводим для остальных подстанций, и результаты расчетов сводим в таблицу 1.
Таблица 1 — Капитальные вложения в строительство подстанции радиально — магистрального варианта сети



Кп/ст. рад-магI= (26569,95+35688,95+26569,95+48569,95+35688,95) ∙2=346175,5 тыс. руб.

Расчет смешанного варианта сети.

Расчет выполняется аналогично радиально-магистральному варианту сети и результаты расчета сведем в таблицу 2.
Таблица 2



Кп/ст. рад-магII= (27078,95+38075,95+27078,95+48569,95+35688,95) ∙2=352985,5 тыс. руб.

Находим суммарные капитальные вложения на строительство РЭС двух вариантов.
∑К=КЛЭПI+Кп/ст1=736785,85+346175,5=1082961,35 тыс. руб.

∑К=КЛЭПII+Кп/ст2=723558,27+352985,5=1076543,77 тыс. руб.


    продолжение
--PAGE_BREAK--1.3 Определение капитальных вложений с учетом фактора времени


На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет, в результате это приносит вред народному хозяйству в связи с «замораживанием» капитальных вложений. Предполагаемый срок строительства — 4 года.
<img border=«0» width=«223» height=«36» src=«ref-1_1019840539-808.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">, (11)
где t — порядковый год от начала строительства,

Кt — капиталовложение t — ого года,

Т — срок строительства в годах,

Ен — норматив приведения разновременных затрат (0,15).
Таблица 3 — Капитальные вложения с учетом фактора времени



Капитальные вложения с учётом временного фактора:
<img border=«0» width=«610» height=«53» src=«ref-1_1019841347-1484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079">

<img border=«0» width=«615» height=«53» src=«ref-1_1019842831-1469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080">
1.4 Расчет текущих эксплуатационных затрат


Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С) определяются по формуле /3/:


С = Сэ + Со. т + Ссн + Снс + Срэ + Срс + Са + Сос + Скр + Спр + Соб;

где Сэ — стоимость годовых потерь электроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);

Со. т — годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб.;

Ссн — отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда обслуживающего персонала, руб.;

Снс — отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб.;

Срэ — годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, руб.,

Срс — годовые затраты на ремонт строительной части, руб.,

Са — амортизационные отчисления на полное восстановление от основных фондов, руб.,

Сос — платежи по обязательному страхованию имущества предприятий, руб.,

Скр — затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб.,

Спр — прочие расходы, руб.;

Соб — общесетевые расходы, руб.,
1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии
Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:
Сэ = Zэ·ΔWГ;
где Zэ — действующие тарифы, тыс. руб.,

ΔWГ — годовые потери электроэнергии в кВт. ·ч., определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт. ·ч. заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (α, руб/кВт) и платы за 1 кВт. ·ч. отпущенной потребителю электрической энергии (β, коп/кВт. ·ч):

<img border=«0» width=«156» height=«24» src=«ref-1_1019844300-292.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081">

где Тμ — время использования максимальной нагрузки энергосистемы, ч.
ΔWГ = ΔWЛЭП + ΔWтр;
где ΔWЛЭП — годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт. ·ч.;

ΔWтр — годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт. ·ч. .

Потери в ЛЭП
ΔWЛЭП = ΔРЛЭП ∑·τμ;
где ΔРЛЭП ∑ — наибольшие потери активной мощности, МВт;

τμ — годовое время максимальных потерь, ч.



<img border=«0» width=«373» height=«42» src=«ref-1_1019844592-741.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">

<img border=«0» width=«132» height=«53» src=«ref-1_1019845333-405.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">
где Sn — полная мощность подстанции МВА;

Uc — номинальное напряжение сети кВ;

R — сопротивление линии (с учетом протяженности линий) Ом.

I вариант сети:

<img border=«0» width=«275» height=«49» src=«ref-1_1019845738-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">

<img border=«0» width=«256» height=«49» src=«ref-1_1019846397-625.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">

<img border=«0» width=«271» height=«49» src=«ref-1_1019847022-650.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">

<img border=«0» width=«264» height=«49» src=«ref-1_1019847672-640.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">

<img border=«0» width=«261» height=«49» src=«ref-1_1019848312-629.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">
Таблица 7 Параметры ЛЭП (вариант I)



<img border=«0» width=«141» height=«27» src=«ref-1_1019848941-401.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089"> <img border=«0» width=«152» height=«27» src=«ref-1_1019849342-420.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">
ΔWЛЭПI =4,101·3186 = 13065,786 МВт·ч

II вариант сети:

<img border=«0» width=«256» height=«49» src=«ref-1_1019849762-629.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">

<img border=«0» width=«259» height=«49» src=«ref-1_1019850391-625.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">

<img border=«0» width=«263» height=«49» src=«ref-1_1019851016-637.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">

<img border=«0» width=«275» height=«49» src=«ref-1_1019851653-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">

<img border=«0» width=«268» height=«49» src=«ref-1_1019852312-645.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">

<img border=«0» width=«256» height=«49» src=«ref-1_1019852957-621.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">
Таблица 8 Параметры ЛЭП (вариант II)



<img border=«0» width=«159» height=«27» src=«ref-1_1019853578-433.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">

∑Sn=189,381 МВА

ΔWЛЭПII =6,1187·3186 = 19494,178 МВт·ч

Потери в трансформаторах
ΔWтр = ΔРтр ∑·τμ;
где ΔРтр ∑ — наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, кВт;



<img border=«0» width=«184» height=«53» src=«ref-1_1019854011-511.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">
Таблица 9 Параметры трансформаторов



<img border=«0» width=«143» height=«27» src=«ref-1_1019854522-416.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099"> <img border=«0» width=«140» height=«27» src=«ref-1_1019854938-402.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">

<img border=«0» width=«275» height=«49» src=«ref-1_1019855340-665.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">

<img border=«0» width=«303» height=«49» src=«ref-1_1019856005-707.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">

<img border=«0» width=«282» height=«49» src=«ref-1_1019856712-670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">

<img border=«0» width=«292» height=«49» src=«ref-1_1019857382-694.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">

<img border=«0» width=«295» height=«49» src=«ref-1_1019858076-694.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">

ΔWтр =0,535·4791 = 2563,185 МВт·ч

Годовые потери электроэнергии.
I вариант сети

Δ
WГ
I = 13065,786 + 2563,185 = 15628,971 МВт·ч

II вариант сети

Δ
WГ
II = 19494,178+ 2563,185 = 22057,363 МВт·ч

Стоимость потерь электрической энергии

I вариант сети

СЭ
I = 0,74 Ч15628,971 = 11565,44 тыс. руб.

II вариант сети

СЭ
II= 0,74 Ч 22057,363 = 16322,45 тыс. руб.


    продолжение
--PAGE_BREAK--1.4.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (Са) определяется:



<img border=«0» width=«247» height=«41» src=«ref-1_1019858770-505.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">

где Соб, Сэ. с — амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей руб. /год;

Коб, Кэ. с — капиталовложения в электрооборудование и электрические сети руб.;

Роб, Рэ. с — нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (5,0% для ЛЭП и 7,5% для подстанций).

<img border=«0» width=«396» height=«41» src=«ref-1_1019859275-800.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">

<img border=«0» width=«412» height=«41» src=«ref-1_1019860075-842.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">


1.4.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала (Сфот. раб) определяется как сумма основной (прямой Фо) и дополнительной (Д) заработной платы (включая стоимость продукции, выдаваемой работникам в порядке натуральной оплаты):
Сфот. раб = Фор + Дч + Дд + Дм

Фор = ∑Ri·Fg·Zm
где Zm — часовая тарифная ставка для оплаты работы соответствующего разряда;

Rо. ч
Ri,
Rс — соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел;

Fg — действительный фонд времени одного рабочего в год, час (1830 ч).


Ri =
Rо. ч —
Rc (Таблица 10)
Дополнительная заработная плата складывается из доплат: до часового (Дч), до дневного (Дд), до месячного фонда:

доплаты до часового фонда заработной платы, включающие премии рабочим, доплаты не освобожденным бригадирам за руководство бригадой, за работу в ночное время, за обучение учеников, принимаются в размере 85% основной заработной платы.

доплаты до дневного фонда, включающие доплаты подросткам за сокращенный рабочий день и кормящим матерям за перерывы внутри рабочего дня, учитываются в размере 4% от часового фонда.

доплаты до месячного фонда, включающие оплату очередного и дополнительного отпусков, выполнение государственных обязанностей, выходных пособий мобилизованным в армию и поступившим в военные училища, учитываются в размере 6% дневного фонда.

I вариант сети
Таблица 10 Сводная таблица нормативной численности персонала ПЭС



С — нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше;

Ц — нормативы численности оперативного персонала подстанции 35 кВ и выше;

X — нормативы численности персонала по ремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 — 300 кВ.

Кч — интегральный поправочный коэффициент, зависящий от плотности электрических сетей, района по гололеду, объема групп оборудования.
Таблица 11 Распределение рабочих по разрядам



Таблица 12 Распределение рабочих по специальностям



ФорI = [1830· (1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 3,526·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+ 2·21,759)] = 421,104 тыс. руб.
Дч = 0,85·Фор = 0,85·421,104 = 357,94 тыс. руб.

Дд = 0,04· (Дч+Фор) = 0,04· (357,94+421,104) = 31,16 тыс. руб.

Дм = 0,06· (Дч + Дд + Фор)
Дм = 0,06· (421,104 + 357,94 + 31,16) = 48,612 тыс. руб.

Сфот. раб. I = 421,104 + 357,94 + 31,16 + 48,612 = 858,816 тыс. руб.



II вариант сети
Таблица 13 Сводная таблица нормативной численности персонала ПЭС



С — нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше;

Ц — нормативы численности оперативного персонала подстанции 35 кВ и выше;

X — нормативы численности персонала по ремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 — 300 кВ.
Таблица 14 Распределение рабочих по разрядам



Таблица 15 Распределение рабочих по специальностям



ФорII = [1830· (1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 5,4247·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+ 2·21,759)] = 485,48 тыс. руб.


Дч = 0,775·Фор = 0,85·485,48 = 412,66 тыс. руб.

Дд = 0,04· (Дч+Фор) = 0,04· (485,48 + 412,66) = 35,93 тыс. руб.

Дм = 0,06· (Дч +Дд + Фор)


Дм = 0,06· (485,48 + 412,66+ 35,93) = 56,04 тыс. руб.

Сфот. раб.
II = 485,48 + 412,66+ 35,93+56,04 = 990,11 тыс. руб.


Расчет фонда оплаты труда руководящего персонала и специалистов


Фос = 12·Σ
Ri·
Mi;
где Mi — месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;

Ri — количество работников, чел.

I вариант сети

специалистов — 3,132 человек, из них:
Таблица 16 Распределение служащих по специальностям


Фор
I=

(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,632+10000·0,5)) ·1,85=1014,584 тыс. руб.


II вариант сети

специалистов — 3,0473 человек, из них:
Таблица 17 Распределение служащих по специальностям



Фор
II=

(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,5473+10000·0,5))

Ч1,85=993,901 тыс. руб.

Расчет фонда оплаты труда
СфотI = Сфот р + Сфот с = 858,816 + 1014,584 = 1873,4 тыс. руб.

СфотII = Сфот р + Сфот с = 990,11 + 993,901 = 1984,011 тыс. руб.


    продолжение
--PAGE_BREAK--1.4.4 Отчисления на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды принимаются равными 26% от фонда оплаты труда, в том числе:

в пенсионный фонд — 20%;

на социальное страхование — 3%;

на медицинское страхование — 3%.

Ссн = 0,26·Сфот;

СснI = 1873,4 ·0,26 = 487,084 тыс. руб.

СснII = 1984,011 ·0,26 = 515,84 тыс. руб.
1.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве


Ссп = 0,08·Со. т;
СспI = 0,08·1873,4 = 149,87 тыс. руб.

СспII = 0,08·1984,011 = 158,72 тыс. руб.


1.4.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование
О - осмотр, провода проверяются на наличие обрывов и оплавление отдельных фаз, наличие остерегающих знаков, состояние изоляторов заземлителей; К - капитальный ремонт, основной объем работ при капитальном ремонте устанавливается при последнем текущем ремонте или осмотре. Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта.




Таблица 18 Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта (подстанции) /2/, табл.9.1



Таблица 19 Нормы трудоемкости ремонта (подстанции), чел·час. /2/, табл.9.2



Для обоих вариантов сети:
Таблица 20 Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2009 год для трансформаторов


Вариант
I
Т = 33 (чел. час)

О = 0,25·33 = 8,25 (чел. час)

К = 111 (чел. час) Участок 3-4 ставим на капитальный ремонт (152 км)
Таблица 21 Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2008 год для ЛЭП 110 кВ



Вариант
II
Т = 45 (чел. час)

О = 0,25·45 = 11,25 (чел. час)
К = 152 (чел. час) Участок 1-2 ставим на капитальный ремонт (48,6 км)




--PAGE_BREAK--1.4.7 Затраты на ремонт строительной части
Годовые затраты на ремонт строительной части электрических сетей включающие трудовые и материальные затраты, принимаются равными 1,0% от ее первоначальной стоимости, составляющей примерно 25% всех капиталовложений, т.е.
Сс. р = 0,01· (0,25·Кi);
Сс. рI = 0,01· (0,25·1082961,35) = 2707,4 тыс. руб.;

Сс. рII = 0,01· (0,25·1076543,77) = 2691,36 тыс. руб.


1.4.8 Отчисления на обязательное страхование имущества
Эта составляющая издержек производства определяется в размере 0,15% от капиталовложений, т.е.
Со. с = 0,0015·Кi;
Со. сI = 0,0015·1082961,35= 1624,44 тыс. руб.;

Со. сII = 0,0015·1076543,77= 1614,82 тыс. руб.


1.4.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом
Величина этих затрат определяется по формуле:

Ск. р = 0,5Фр· (Со. т + Сс. н + Ср. э + Ср. с);
где Фр — банковская ставка рефинансирования в долях единицы (0,13).

Ск. р
I = 0,5·0,13· (1873,37+487,084+33229,973+2707,4) =2489,36 тыс. руб.;

Ск. р
II = 0,5·0,13· (1984,011+515,84+29619,885+1614,82) = 2192,74 тыс. руб.


1.4.10 Общесетевые расходы


Соб = 0,01·Кi;
СобI = 0,01·1082961,35= 10829,61 тыс. руб.;

СобII = 0,01·1076543,77= 10765,43 тыс. руб.


1.4.11 Прочие расходы
Величина этих затрат принимается 3% от фонда оплаты труда.
Спр = 0,03·Со. т;
СпрI = 0,03·1873,37= 56,2 тыс. руб.;

СпрII = 0,03·1984,011= 59,52 тыс. руб.


1.5 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

ΣС
i = Сэ+Са+Сфот+Сс. н+Сн. с+Срс+Срэ+Сос. +Скр+Соб+Спр;

С
I =11565,44+62802,43+1873,37+487,084+149,87+33229,973+2707,4+1624,44+

+2489,36+10829,61+56,2 = 127815,177 тыс. руб.;

С
II = 16322,45+62651,826+1984,011+515,84+158,72+29619,885+2691,36+1614,82+

2192,74+10765,43+59,52 = 128576,602 тыс. руб.


1.6 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

У
i = ууд·Рср·
h·
q;
где ууд — стоимость 1 КВт·ч ущерба от перерывов электроснабжения (50 руб);

Рср — среднегодовая мощность потребителей (суммарная мощность всех потребителей III категории, МВт) — табл.9;

h — число часов на отыскание повреждения и восстановление электроснабжения (определяется путем суммирования продолжительности отключения ЛЭП, трансформаторов и выключателей по /8/, табл.6.37)



<img border=«0» width=«159» height=«41» src=«ref-1_1019860917-416.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">



<img border=«0» width=«529» height=«48» src=«ref-1_1019861333-1161.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">

<img border=«0» width=«619» height=«48» src=«ref-1_1019862494-1364.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">


1.7 Годовые приведенные затраты по вариантам РЭС


Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Выбор оптимального варианта по этому критерию производится на основе сопоставления ряда вариантов технических решений при условии их энергетической и экономической сопоставимости по формуле:

З
i = рнК
i + С
i + У
i =
min;
где З
i — годовые приведенные затраты, руб.;

рн — нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый в энергетике равным 0,12;

К
i — единовременные капитальные вложения i — го варианта, вызываемые проектируемым объектом, руб.;

С
i — ежегодные издержки производства или эксплуатационные расходы i-гo варианта, руб.;

У
i — математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, руб. /год.

Сравнение вариантов технических решений возможно при соблюдении следующих требований к расчетам:

в одинаковых ценах;

по переменным затратам, т.е. стоимость одинаковых элементов электроснабжения в сравниваемых вариантах может не участвовать;

варианты расчетов должны обеспечивать одинаковый производственный результат;

необходимо учесть меру влияния на затраты всех возможных факторов.

З
I = 0,15·1082961,35+ 127815,177 + 24794,87 = 315054,25 тыс. руб.;

З
II = 0,15·1076543,77+ 128576,602 + 28495,25 =318553,42 тыс. руб.

<img border=«0» width=«280» height=«44» src=«ref-1_1019863858-614.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">

По критерию минимизации более выгодным (на 1,2%) является 1-ый (магистральный) вариант РЭС.

    продолжение
--PAGE_BREAK--