Реконструкция подстанция ТП 35/10 кВ

 

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		3 Материалы и оборудование на  стороне 10 кВ
9		Распредеительное устройство 10 кВ для
		двухтрансформаторной подстанции на
		заглубленном фундаменте с односторонней
		укладкой плит УБК	комп.	1	714587					714587
10		Ограничитель перенапряжения
		ОПН-КР/TEL-10/11,5	узел	2	11690					23380
		4 Монтажные работы на стороне 10 кВ
11		Монтаж распредеительного устройства
		10 кВ для двухтрансформаторной
		подстанции на заглубленном фундаменте с
		односторонней укладкой плит УБК	комп.	1		40646	11148	7432	2563		40646	11148	7432	2563
12		Монтаж ограничитель перенапряже-
		ния ОПН-КР/TEL-10/11,5	узел	2		1974	550	1030	356		3948	1099	2059	712
		Демонтаж разрядников	комп.	2		987	275	515	178		1974	550	1030	356
		Итого оборудования и материал.								2581737
		Итого монтажных работ									200324	43394	42891	14779
		Начисления на зарплату									60097	13018		4434
		Транспортные расходы								322717
		Итого прямых затрат								2904454	260422	56412	42891	19213
		Накладные расходы										49079		16716
		Всего прямых и накладных затрат								2904454	260422	105491	42891	35929
		Плановые накопления								232356	20834	8439	3431	2874
		Итого сметная стоимость								3136810	281255	113930	46322	38803

 

10.3 Методика определения годовых  эксплуатационных затрат в сетях  электроснабжения

 

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

 

                              ,                                            (10.2)

где  ИАМ – амортизационные отчисления, тыс. руб/год;

       ИТ.Р.ОБС – затраты на текущий ремонт и обслуживание, тыс. руб/год;

       ИПОТ – затраты на компенсацию потерь электроэнергии, тыс. руб/год;

Величина амортизационных отчислений по элементам сети –  подстанциям определяется:

 

  ,                                                                                (10.3)  

где –  годовые амортизационные

                     отчисления по ТП, тыс. руб / год;

      – капиталовложения в ТП, тыс. руб;

      – норма амортизационных отчислений по подстанциям, %;

 

Издержки на обслуживание электрических сетей включают в себя стоимость израсходованного сырья и других материальных средств, заработную плату обслуживающего персонала, расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание. Эти издержки определяются по элементам сети: 

 

                             ,                                            (10.4)  

 

где  –  норма на текущий ремонт и обслуживание  ТП, %;

Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети приведены в таблице10.1.

 

Таблица 10.1 – Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов электрических сетей[14]

Наименование элементов	Нормы амортизации     , %	Нормы на текущий ремонт и обслуживание амортизации , %
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства подстанций напряжением 110, 35, 10 кВ	4,4	4,0

 

                             тыс. руб/год;

 

                             тыс. руб/год;                                        

 

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

 

                                          ,                        (10.5)

 

где  C – тариф на электрическую энергию, С = 1,04 руб/(кВт ·ч);

      ΔW – суммарные потери электроэнергии в трансформаторе подстанции 35/10 кВ «Колмаково», кВт ·ч;

 

Потери энергии в трансформаторе определяются:

ΔWтр= 8760×ΔPхх+ΔPкз×

×τ, кВт ч                         (10.6)

где ΔPхх, ΔPкз- потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора ТМ 4000/35 взяты из справочника Б.Н.Неклепаева ;

Sмаx- максимальная полная мощность, передаваемая через один трансформатор в течение года, кВА

Sн- номинальная мощность трансформатора, кВА

ΔWтр=8760×5,6+33,5× ×2500=123593 кВт ч

Ипот=1,04×123593=128,536 тыс.руб./ год

Годовые эксплуатационные издержки составляют:

                           тыс. руб.

На основе технических данных проектируемой подстанции и расчетов экономических показателей составляем итоговую таблицу технико – экономических показателей.

Таблица10.2 – Технико – экономические показатели проектируемой подстанции 35/10 кВ «Колмаково»

Наименование показателя	Значение
1	2
Количество и мощность трансформаторов,      шт*кВ·А	2х4000
Капиталовложения в подстанцию, тыс. руб:	3418,065
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб/год: в т.ч. на амортизацию: на техническое обслуживание и ремонт: на компенсацию потерь электроэнергии:	415,65   150,39 136,72 128,536

 

10.4 Организованная  структура районных электрических  сетей (РЭС)

 

Управление техническим обслуживанием и ремонтом сетей 0,4-20 кВ сосредоточено в РЭС, которые считаются производственными подразделениями ПЭС. Совпадение границ РЭС с административными границами районов облегчает взаимодействие организаций с органами управления сельским хозяйством района. Для выполнения оперативного обслуживания и ремонтов в РЭС

создаются ремонтно-эксплуатационные участки и специализированные бригады.

 

Рисунок 2.1 – Варианты организации структур ЭТС

 

Организационные структуры РЭС устанавливаются ПЭС в зависимости от специализации персонала и местных условий. На рис. 6.4 приведены две организационные структуры РЭС. В первом случае оперативное и эксплуатационное обслуживание сетей 0,4-10 кВ и подстанций 35-110 кВ осуществляется персоналом участков РЭС. На участках предусмотрено выполнение капитальных ремонтов ВЛ 0,4-10 кВ. Во втором случае в РЭС централизованы оперативно-эксплуатационное обслуживание подстанций 35-110 кВ, капитальный ремонт сетей 0,4-10 кВ, а оперативное и эксплуатационное обслуживание этих сетей выполняется выездными бригадами. В РЭС сконцентрированы бригады по комплексному ремонту трансформаторных подстанций, профилактическим испытаниям оборудования, защитных средств. В рамках участков, как правило, проводятся эксплуатационные работы на ВЛ и ТП 0,4-20 кВ.

Техническое и организационное руководство районами в части ремонтов и эксплуатационных работ принимает на себя служба РЭС, признанная структурным производственным подразделением

ПЭС. Службе вменяется в обязанность проведение множества мероприятий:

- планирование совместно с РЭС  сроков капитальных ремонтов и эксплуатационных работ;

- анализ надежности работы сетей, разработка совместно с

РЭС противоаварийных мероприятий и контроль за их исполнением;

- составление и корректировка местных инструкций по ремонту и эксплуатации ВЛ 0,4-20 кВ и ТП;

- контроль за соблюдением правил  техники безопасности, расследование на месте причин несчастных случаев;

- составление сводных заявок  на инструмент, механизмы и

машины, материалы и оборудование, а также формирование их резервного запаса.

 

 

10.5 Планирование мероприятий  по техническому обслуживанию  и ремонту электрических сетей

 

В процессе эксплуатации элементы оборудования и ЛЭП изменяют свои свойства сообразно—времени работы, нагрузкам и среде, в которой востребовано упомянутое оборудование. При этом утрачиваются прочность, способность противостоять воздействующим нагрузкам, вследствие чего многократно возрастает опасность отказа. На время эксплуатации рекомендуется разработать перечень мероприятий по обеспечению работоспособности объектов, как-то:

- определение рациональных правил, объемов и сроков проведения предупредительных работ;

- выполнение расчетов расхода  и запасов материальных ресурсов (оборудования, запасных частей и материалов), востребуе-мых для проведения ремонтов, разработка способов снижения расходов и запаса ресурсов;

- выявление оптимальной численности  работников для технического обслуживания и ремонтов, рациональной организации управления действиями персонала.

Организация и последовательность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту установлены комплексом положений и норм, зафиксированных в Правилах технической эксплуатации (ПТЭ). Упомянутый комплекс норм и положений формирует систему технического обслуживания, направленную на обеспечение предусмотренных технической документацией качества и надежности изделий. В ПТЭ система технического обслуживания электроустановок определена как система планово-предупредительного ремонта (ППР), имеющая целью предупреждение недопустимого снижения прочности и своевременную замену дефектных элементов. Система ППР предусматривает проведение плановых и внеплановых ремонтов и мер по обслуживанию элементов.

Система ППР предполагает, что элемент имеет один или более параметров §((-), которые прогнозируют отказ в момент достижения упомянутыми параметрами граничного значения §гр. Причем означенные параметры реально контролировать путем измерения, осмотра или иным способом. В качестве контролируемых параметров привлекаются внутренние характеристики элементов, как-то: износ, коррозия металла, загнивание древесины, величина раскрытия трещин в железобетоне, электрическое сопротивление контактов и изоляции и т.д., а также показатель наработки, возраст, измеряемые в годах, часах и др.

10.6 Организация оперативно-эксплуатационного  обслуживания электрических сетей

 

Под оперативным обслуживанием электросетей понимают проведение совокупности мер:

- ликвидацию перерывов электроснабжения  потребителей и других нарушений режима работы путем переключений в схеме сети;

- проведение доступных нетрудоемких  ремонтов; выполнение плановых переключений для подготовки рабочих мест по заявкам ремонтных или других подразделений ПЭС;

- осуществление в экстренных  случаях допуска к работе и  надзора за безопасным ведением работ.

Оперативное обслуживание подстанций 35 кВ и выше осуществляется круглосуточно дежурными сменами в составе двух или, при наличии стационарных заземляющих ножей, одного дежурного. На опорных подстанциях, где размещены диспетчерские пункты ПЭС, районов или групп подстанций, оперативное обслуживание осуществляется дислоцированным на них дежурным персоналом. С опорных подстанций осуществляется также контроль за состоянием подстанций без постоянного дежурного персонала. Опорных подстанций в электросети обычно 10-15% от общего их числа.

На подстанциях, расположенных в труднодоступных местах или на значительном расстоянии от диспетчерских пунктов, предусматривается дежурство работника на дому. Подстанции, расположенные в районах с цивилизованной сетью дорог и оборудованные аварийно-предупредительной телесигнализацией, обслуживаются выездными оперативными бригадами (ОВБ). В качестве базовой опорной подстанции выбирается подстанция, расположенная при РПБ, с теплым гаражом в центре обслуживаемой зоны. ОВБ оснащается автомашиной, радиостанцией, необходимыми инструментами и нормативно-справочной документацией по схемам подстанций и зонам работы радиостанции. Оперативное руководство ОВБ осуществляет диспетчер ПЭС или РЭС, а административное и техническое - начальник группы подстанций.

Оперативное обслуживание сетей 0,4~20 кВ в целом организуется так же, как и подстанций 35 кВ и выше. При организации оперативного обслуживания электросетей следует учитывать: