Перспективные режимы работы Верхне-Донского предприятия МЭС

При этом исключаются все указанные ниже виды воздействия электрического поля на человека:

- непосредственное (биологическое), проявляющееся при длительном и систематическом пребывании человека в электрическом поле повышенной напряженности, сопровождающееся протеканием тока через тело человека, что обусловлено емкостной связью "человек - токоведущие части электроустановки";

тока, протекающего через тело человека, находящегося в контакте с изолированными от земли объектами - крупногабаритными машинами и механизмами с отключенными, но незаземленными токоведущими частями оборудования (тока стекания);

импульсных токов (электрических разрядов), возникающих при прикосновении человека к электропроводящим объектам, имеющим потенциал, отличный от потенциала тела человека.

Допустимой напряженности неискаженного электрического поля (5 кВ/м) соответствуют допустимое значение тока смещения, (I ч.доп. = 60 мкА), допустимое значение заряда, стекающего с тела человека при электрических разрядах (Р ч.доп.= 0,2 мкКл), а также допустимое значение напряженности электрического поля на поверхности тела человека (Е ч.доп.=75 кВ/м).

Допустимое значение тока стекания 1с.доп. соответствует ПДУ для отпускающих токов и согласно ГОСТ 12.1.038-82 равно 6 мА.

Дополнительные защитные мероприятия, которые учитываются при эксплуатации ОРУ, включают в себя:

рациональные способы технического обслуживания и ремонта оборудования, конструкций, коммуникаций, позволяющие сократить продолжительность выполнения работ; автоматизацию и механизацию процессов, связанных с пребыванием персонала в зоне влияния электромагнитного поля;

организационные мероприятия. На основании карты напряженности выбран рекомендуемый маршрут обхода дежурным персоналом. На маршруте обхода напряженность электрического поля не превышает 10 кВ/м.

Эти нормативные данные действительны, если остальное время человек находится в местах, где напряженность электрического поля меньше 5 кВ/м и исключена возможность воздействия на него электрических разрядов и тока стекания. При этом напряженность определяется на уровне головы человека (1,8м над уровнем земли).

В соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.002-84 и с учетом характера выполняемых работ для различных мест в ОРУ устанавливаются следующие допустимые значения напряженности электромагнитного поля: - у шкафов управления оборудования, шкафов вторичных и силовых цепей напряжением до 1000 В, приводов, фильтров присоединений и других устройств, на подходах к зданиям и сооружениям, а также на рабочих местах, где производство работ связано с подъемом рабочих на отключенное оборудование или конструкции при любой продолжительности выполнения работ по условию исключения воздействия на персонал электрических разрядов при прикосновении к заземленным электропроводящим объектам - 5 кВ/м;

- на маршрутах следования к рабочим местам, на подходах к оборудованию и различного рода шкафам, вдоль пешеходных дорожек, где исключен контакт человека с заземленными и изолированными от земли крупногабаритными электропроводящими объектами - 15 кВ/м. При этом выполнение работ без средств защиты допускается в течение 80 мин.

Напряженность электрического поля в экранированной зоне (вблизи зданий и сооружений, а также внутри них, вблизи заземленных металлоконструкций, фундаментов под оборудование, силовых автотрансформаторов) не превышает 5 кВ/м.

Напряженность электрического поля не превышает 5 кВ/м также при нахождении человека внутри пространства, ограниченного стойками или траверсами порталов и опор, а также при подъеме человека по лестнице к газовому реле силовых автотрансформаторов как отключенных, так и находящихся под напряжением, так как в этом случае он защищен экранирующим действием расширителя Указанные выше ограничения продолжительности пребывания в электрическом поле людей не распространяются на лиц, кратковременно и эпизодически посещающих территорию ОРУ, но не выполняющих в них какие-либо работы (экскурсии, инспекции и т.д.).

Передвижение указанных лиц (практически здоровых людей) по территории ОРУ должно ограничиваться обозначенными пешеходными дорожка ми и маршрутами обхода.

Металлические и другие проводящие части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции. Прикосновение человека к таким частям может привести к поражению его электрическим током. Опасность поражения человека электрическим током может быть обусловлена также стеканием электрического тока с какой либо части электроустановки в землю и протеканием электрического тока в земле при повреждении изоляции.

Одной из мер защиты от поражения человека электрическим током является защитное заземление, т.е. преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с заземляющим устройством.

Заземляющее устройство подстанции предусматривается выполнить в виде сетки из стальных полос сечением 50x4 мм и электродов диаметром 12мм длиной 5м. К заземляющим устройствам подстанции присоединяется все электрическое оборудование.

Заземляющие устройства на подстанции удовлетворяет требованиям обеспечения безопасности людей.

Опоры линий, соединяющих заземляющее устройство подстанции с выносными заземлителями, заземлены в соответствии с требованиями ПУЭ.

Защита от электростатической индукции обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и в установках к защитному заземлению электрооборудования.

Защита от заноса высоких потенциалов по подземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в здание или сооружение к любому из заземлителей.

Защита от грозовых перенапряжений РУ включает в себя следующие виды защиты: от прямых ударов молнии непосредственно в электроустановку и от волн, набегающих с линии электропередачи.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется существующими молниеотводами, устанавливаемыми на порталах и отдельно стоящими.

Защита от волн перенапряжений, приходящих с линий, осуществляется ограничителями перенапряжения.

При проведении работ на электроустановках под напряжением на расстоянии до их токоведущих частей не менее нормируемых ПТБ (п.Б2.1.24,), напряженность магнитного поля электроустановок 500 - 0,4 кВ не превышает допустимых значений, приведенных в СанПиН 2.2.4.723-98 «Переменные магнитные поля промышленной частоты (50Гц) в производственных условиях».

Контроль за соблюдением предельно допустимых уровней напряженности электрического поля для персонала ОРУ должен осуществляться и проводиться либо персоналом МЭС Центра, либо персоналом специализированных организаций, приглашенных предприятием.

7.7 Оценка аварийных ситуаций

Как показывает мировая практика, аварии могут стать причиной существенного загрязнения природной среды с весьма трагическими последствиями. Из аварий, которые могут быть на подстанции, опасными для окружающей среды являются:

- пожар на подстанции, особенно когда горит разлившееся масло из автотрансформатора;

-разлив масла и утечка в почву, загрязнение подземных вод;

разгерметизация элегазовых выключателей.

7.8 Оценка аварийных ситуаций при работе элегазовых выключателей

Утечка

Элегаз может попасть в атмосферу в результате утечки или аварии (маловероятная разгерметизация).

При нормальной эксплуатации полюсные баки и вводы заполнены элегазом при избыточном давлении, приведенном к 20 градусов С - 600 кПа(6,0 кгс/см2). Система контроля плотности элегаза компенсирует изменения давления, обусловленные изменением температуры, и вырабатывает предупредительные и блокирующие сигналы при снижении плотности.

Оборудование, содержащее элегаз, спроектировано, произведено и испытано с целью минимизировать возможную утечку. Нижний предел в 1 % первоначального общего объема в год, нормируется

заводами изготовителями, реально же достигается скорость утечки менее 0,1 % в год. Ненормальная утечка может происходить в следствии механических повреждений компонентов оборудования либо сильного удара. В этом случае элегаз, который в 5 раз тяжелее воздуха и, будучи выпущенный в атмосферу в значительных количествах, имеет тенденцию к накоплению в низко расположенных местах. Он пожаробезопасный, нетоксичный и инертный газ. По истечении промежутка времени, зависящего от величины потока воздуха, элегаз диффундирует в окружающую атмосферу. По окончании процесса диффузии смесь элегаза и воздуха вновь не разделяется. Для ограничения утечки элегаза на случай аварии элементы элегазового оборудования разделены на герметичные изолированные друг от друга полости.

Выброс (быстрая разгерметизация). Внезапный выброс элегаза может произойти вследствии дефекта изоляции, механического дефекта, ведущего к изменению распределения электрического поля внутри оборудования, неправильного функционирования компонентов коммутационного оборудования.

В этом случае наряду с чистым элегазом возможен выброс продуктов разложения элегаза.

Наличие выброса может быть обнаружено по специфическому неприятному резкому запаху (запах обнаруживается при концентрации более низких, чем опасные). Продукты разложения элегаза, попавшие в атмосферу имеют пренебрежимо малые концентрации, так как только 3% объема газа вступает в необратимую реакцию и концентрация продуктов разложения элегаза внутри оборудования низка за счет применения адсорбентов, таких как алюминий, каустическая сода и молекулярные фильтры. Они поглощают газообразные кислотные продукты очень эффективно и практически необратимо вследствие чего, продукты разложения элегаза, попавшие в атмосферу имеют концентрации меньше ПДК примерно в 1000 раз.

При соблюдении правил технической эксплуатации, а также требований безопасности к пожаровзрывобезопасности, эксплуатация устройств на подстанции 220кВ Пашная становится безопасной.

7.9 Защита от воздействия звука

Основным источником звука являются открыто установленные автотрансформаторы типа АТДЦТН-250000/220/110кВ мощностью по 250 МВА каждый. Звук от этого оборудования постоянный, механического и аэродинамического происхождения.

Так как подстанция находится на расстоянии более 1 км от жилой застройки, то акустический расчет распространения шума рассчитывается только для рабочих мест ОПУ,ЗВН находящихся на территории подстанции. Для остальных зданий и сооружений акустический расчет не производится, так как в них не находится постоянный обслуживающий персонал.

Определение уровня звукового давления осуществляется в соответствии с ГОСТ 12.2.024-87 «Шум. Трансформаторы силовые масляные».

Расчетные точки (РТ) выбираются на рабочих местах в производственных помещениях, на территории подстанции (ОРУ) на высоте 1,2-1,5м от уровня пола, рабочей площадки .

Для расчета приняты. Следующие расчетные точки:

РТ1-здание ЗВН, лаборатория-мастерская.

РТ2-здание ОПУ( помещение щита управления)

Допустимые уровни звука приведены в табл. 7.1

Таблица 7.1 Допустимые уровни звука

Помещения, рабочие места	Уровень звукового и эквивалентные уровни звука, дБА
1.ОПУ(помещение щита управления) 2.ЗВН ( Лаборатория, мастерские) 3.Площадки обслуживания силовых трансформаторов, открытые распредустройства (ОРУ)	65 65 80

Исходя из ГОСТ 12.2.024-87 уровень звука в расчетной точке на территории защищаемого от шума объекта, проходящего от открыто установленных трансформаторов, определяется по формуле:

Lа тер=Lа экв- Lа экв - ?Lа экр- ?Lа воз, дБА



где: Lа тер- уровень звука, приходящего в в расчетную точку от одного трансформатора, дБА

Lа экв- корректированный уровень звуковой мощности трансформатора в дБА,

Lа расч- снижение уровня шума и расчетной точкой определяется по рис.26 СНиП 11-12-77.

?Lа экр-снижение звука экранами на пути распространения звука в дБА.

Корректированный уровень звуковой мощности трансформатора определяется по ГОСТ 12.2-084-87 (табл.3), где указаны предельные уровни звуковой мощности. Для трансформатора мощностью 250МВА он равен 113 дБА.

В расчетных точках определяем уровень звуковой мощности от каждого трансформатора в отдельности, затем определяется суммарный уровень звуковой мощности по правилам суммирования таблицы 5(СНиП 2-12-77).

Уровень звука Lа пом в дБА в расчетной точке в помещениях защищаемого от шума объекта определяется по формуле:

Lа пом= Lа тер- ?Lок

где: ?Lок- снижение уровня звука конструкцией окна в дБА,

?Lок= 323дБА (раздельное окно, пластиковое, табл.31,СНИП 2-12-77)

Расчет уровня звука в помещениях с учетом снижения уровня звука приведен в табл. 7.2

Таблица 7.2 Расчет уровня звука в помещениях

	РТ1 (ЗВН)	РТ2 (ОПУ)
АТ-1	Расстояние до расчетной точки, м	90	127
	Снижение уровня звука расстоянием, дБА	20	22,6
	Уровень звука в расчетной точке, дБА	93	90,4
АТ-2	Расстояние до расчетной точки, м	165	60
	Снижение уровня звука расстоянием, дБА	25,8	17,0
	Уровень звука в расчетной точке, дБА	87,2	96,0
Разность двух складываемых уровней в РТ, дБА	5,8	5,6
Добавка к более высоому уровню по правилам суммирования таблицы 5 (СНиП 2-17)	1,0	1,0
Суммарный уровень звуковой мощности от двух трансформаторов	94,0	97,0
Снижение уровня звука окном (пластиковые окна), дБА	32	32
Уровень звука Lа пом, дБА	64	65
Предельно допустимые уровни звука, дБА	65	65

В результате расчета видно, что уровень шума от трансформаторов, установленных на подстанции, не превышает допустимых значений. При проведении работ возле работающего трансформатора, работающие в этой зоне снабжаются индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051-87.

7.10 Оценка и прогноз изменения окружающей среды

В связи с тем, что на подстанции устанавливается более экологически совершенное оборудование, то воздействие и влияние сооружаемых объектов на окружающую среду незначительно и обеспечивает соблюдение нормируемых величин в течение всего срока эксплуатации проектируемых объектов.

Конструкцией элегазовых выключателей предусмотрено применение в дугогасительных камерах специальных фильтров, поглощающих вредные продукты распада элегаза.

Электромагнитное поле распределительных устройств 220 кВ и входящих ВЛ, 220 кВ не оказывают вредного воздействия на здоровье населения и обслуживающий персонал ПС и не наносит ущерба окружающей флоре и фауне.



8. ОРГАНИЗАЦИЯ ЦЕНТРА УПРАВЛЕНИЯ СЕТЯМИ В ВЕРХНЕ-ДОНСКОМ ПМЭС

Центр управления сетями (ЦУС) - структурное подразделение сетевой компании, уполномоченное на осуществление в пределах закрепленной за ним зоны эксплуатационной ответственности оперативного управления и оперативного ведения подведомственными объектами электрических сетей, в том числе объектами диспетчеризации.

8.1 Назначение и цели технологического управления

Технологическое управление Едиными Национальными Электрическими Сетями (ЕНЭС) включает:

· Оперативно-диспетчерское управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием электроэнергетических объектов ЕНЭС и токоприемников потребителей в нормальных и аварийных ситуациях.

· Поддержание оборудования подстанций и ЛЭП в надлежащем состоянии за счет своевременного выполнения работ по их техобслуживанию и ремонтов.

· Развитие ЕНЭС, обеспечивающее адекватность характеристик электрических сетей (в первую очередь в части пропускной способности и надежности) потребностям рынка электроэнергии.

Технологическое управление ЕНЭС преследует следующие цели:

· Обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка при решении задач передачи, преобразования и распределения электроэнергии.

· Снижения уровня аварийности, снижения ущерба от аварий и сокращение сроков ликвидации аварий.

· Снижение уровня потерь электроэнергии в сетях ФСК ЕЭС.

· Повышение надёжности и безопасности функционирования, улучшение эксплуатационного обслуживания основного и вспомогательного технологического оборудования, а также снижение стоимости ремонтных работ.

8.2 Организационная структура ЦУС

Центры управления сетями (ЦУС) должны обеспечить выполнение операционных и неоперационных функций оперативного управления и ведения электросетевыми объектами, включая ЛЭП, относящиеся к объектам диспетчеризации и не находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров (ДЦ) субъектов оперативно-диспетчерского управления.

Типовая организационная структура ЦУС представляет собой иерархическое структурное подразделение во главе с Начальником ЦУС, которому подчиняются Диспетчерская служба, служба РЗА, Отдел балансов, потерь и учета электроэнергии.

Рис. 8.1 Типовая организационная структура ЦУС

Диспетчерская служба Центров управления сетями

Диспетчерская служба Центра управления сетями осуществляет функции:

- по планированию, контролю и управлению режимами работы сетей и оборудования;

- планированию, контролю и управлению ремонтами;

- организации мероприятий по предотвращению аварий;

- расследование аварий;

- ведение оперативной, технологической и отчетной документации;

- подготовка и управление оперативным персоналом.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.8.2. Типовая организационная структура Диспетчерской службы ЦУС



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 8.3 Типовая организационная структура службы РЗА ЦУС

Основными функциями, выполняемыми службой РЗА ЦУС являются:

· расчет и управление характеристиками устройств РЗА и ПА;

· мониторинг устройств РЗА и ПА;

· планирование, контроль и управление ремонтами в части оборудования РЗА и ПА;

· расследование аварий;

· ведение оперативной, технологической и отчетной документации.

Отдел балансов, потерь и учета электроэнергии ЦУС

Основные функции, выполняемые Отделом балансов, потерь и учета электроэнергии ЦУС:

· организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии;

· мониторинг балансов и потерь электроэнергии;

· мониторинг состояния средств учета;

· ведение оперативной, технологической и отчетной документации.

Всего отдел балансов насчитывает 11человек .

Нормативы определяют численность персонала в зависимости от количества подстанций, ВЛ 220 кВ и ниже, а также сложности распределительных устройств 220 и 110 кВ подстанций, находящихся в операционной зоне ЦУС (Операционная зона - территория, в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей электрической энергии, управление взаимосвязанными технологическими режимами работы которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр.

Нормативы численности персонала служб РЗА ЦУС Верхнего Дона

Нормативы численности учитывают загрузку персонала, связанную с оперативным управлением РЗА и ПА, расчетами токов короткого замыкания, параметров настройки устройств РЗА и ПА оборудования подстанций, ВЛ 220 кВ и ниже, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчерского персонала ЦУС.

8.3 Структура организации оперативного технологического управления

ЦУС Верхнего Дона - структурное подразделение ОАО «ФСК ЕЭС», уполномоченное на осуществление оперативного управления и оперативного ведения подведомственными объектами электрических сетей, в том числе объектами диспетчеризации, в пределах закрепленной за ним зоны эксплуатационной ответственности.

При формировании ЦУС устанавливаются следующие принципы распределения оборудования и устройств подстанций ЕНЭС по способу оперативного управления между оперативным персоналом подстанции и дежурным персоналом ЦУС:

на ПС, обслуживаемых двумя и более дежурными работниками в смене, в оперативном управлении оперативного персонала находятся следующее оборудование и устройства:

§ присоединения ЛЭП 6-750 кВ;

§ системы (секции) шин 6-750 кВ;

§ силовые трансформаторы, автотрансформаторы с высшим напряжением 6-750 кВ, в том числе вольтодобавочные трансформаторы, дугогасящие и токоограничивающие реакторы;

§ измерительные трансформаторы всех классов напряжения, имеющие коммутационные аппараты;

§ батареи статических конденсаторов;

§ выключатели 6-750 кВ секционные, шиносоединительные, обходные, мостовые;

§ шунтирующие реакторы;

§ синхронные компенсаторы;

§ устройства РЗА перечисленного оборудования;

§ устройства АЧР и ЧАПВ;

§ осциллографы, регистраторы аварийных событий;

§ устройства отыскания замыкания фазы на «землю» в сети 6-35 кВ;

§ приборы расчета, фиксации и определения места повреждения на ЛЭП;

§ устройства плавки гололеда на проводах и тросах ЛЭП;

§ главные шины 0,4 кВ собственных нужд (СН);

§ распределительная сеть 0,4 кВ, подключенная к главным шинам 0,4 кВ СН;

§ аккумуляторные батареи;

§ сеть 220 В постоянного тока;

§ компрессорное хозяйство и магистрали сжатого воздуха;

§ системы автоматического пожаротушения маслонаполненного оборудования;

Оборудование и устройства ПС, находящихся в оперативном управлении оперативного персонала ПС должны находиться в оперативном ведении дежурного персонала ЦУС, за исключением следующего оборудования и устройств:

§ распределительная сеть 0,4 кВ, подключенная к главным шинам 0,4 кВ СН;

§ аккумуляторные батареи;

§ сеть 220 В постоянного тока;

§ компрессорное хозяйство и магистрали сжатого воздуха;

§ системы автоматического пожаротушения маслонаполненного оборудовании на ПС, обслуживаемых одним дежурным работником в смене указанные ниже оборудование и устройства должны находиться в оперативном управлении дежурного персонала ЦУС и в оперативном ведении оперативного персонала ПС:

§ системы (секции) шин 110, 220, 330 кВ;

§ силовые трансформаторы, автотрансформаторы, с высшим напряжением 220, 330 кВ, в том числе вольтодобавочные трансформаторы и токоограничивающие реакторы;

§ измерительные трансформаторы напряжения 110, 220, 330 кВ, имеющие коммутационные аппараты;

§ синхронные компенсаторы;

§ батареи статических конденсаторов с высшим номинальным напряжением 110, 220 кВ;

§ выключатели 110, 220, 330 кВ секционные, шиносоединительные, обходные, мостовые;

§ устройства РЗА перечисленного оборудования.

Остальное оборудование и устройства должны находиться в оперативном управлении оперативного персонала ПС и в оперативном ведении дежурного персонала ЦУС, за исключением следующего оборудования и устройств:

§ распределительная сеть 0,4 кВ, подключенная к главным шинам 0,4 кВ СН;

§ аккумуляторные батареи;

§ сеть 220 В постоянного тока.

Выполнение оперативных переключений производится:

§ оперативным персоналом энергообъекта по командам уполномоченного персонала (ДЦ, ЦУС, энергообъекта), в управлении которого находится ЛЭП, оборудование, устройство;

§ оперативным персоналом энергообъекта с разрешения уполномоченного персонала (ДЦ, ЦУС), в ведении которого находится ЛЭП, оборудование, устройство;

§ оперативным персоналом энергообъекта, в оперативном управлении которого находится оборудование, устройство электрических сетей, самостоятельно, если данное оборудование, устройство не находится в ведении уполномоченного персонала (ДЦ, ЦУС).

При нахождении объекта диспетчеризации на территории операционной зоны другого диспетчерского центра, команды на выполнение оперативных переключений на этих объектах могут отдаваться диспетчером, в диспетчерском управлении которого находится объект диспетчеризации, через диспетчера диспетчерского центра, в операционной зоне которого находится этот объект.

Команды оперативного персонала ЦУС на выполнение оперативных переключений по объектам диспетчеризации на подстанциях, находящихся в эксплуатационной ответственности сетевой организации, должны отдаваться непосредственно оперативному персоналу подведомственной подстанции без промежуточных звеньев передачи команд.

Схема взаимодействия между объектами оперативно - диспетчерского управления приведена на рис.8.4



Рис. 8.4 Структура оперативно-диспетчерского управления объектами ЕНЭС



9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЕКТА РАЗВИТИЯ СЕТИ

9.1 Экономические затраты на технические мероприятия

В экономической части данного дипломного проекта рассмотрены следующие вопросы:

1) Установка АТ-3 на ПС-220кВ «Новая »

При установке АТ-3 необходимо учесть стоимость следующих составляющих:

- Ячейка ОРУ-220 и ОРУ-110 [18].

Стоимость ячейки ОРУ-220кВ с элегазовым выключателем 3960 тыс. руб.

Стоимость ячейки ОРУ-110кВ с элегазовым выключателем 3300 тыс. руб.

Итого: - 7260 тыс. руб.

Автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/220/110 [18].

Стоимость автотрансформатора указанного типа 4851тыс. руб.

Постоянная часть затрат [18].

- По подстанции 220/110 со схемой ВН сборные шины, постоянная часть затрат составляет 8316тыс. руб.

Дополнительная установка автотрансформатора - 20%.

Расширение ОРУ ВН на одну ячейку (при их общем количестве после реконструкции не более 5) - 10%.

Итого:. - 2495 тыс. руб.

Всего по установке АТ-3 - 22922 тыс. руб.

2) Установка АТ-3 на ПС-220кВ «Дон»

При установке АТ-3 необходимо учесть стоимость следующих составляющих:

-Ячейка ОРУ-220 и ОРУ-110 [18].

Стоимость ячейки ОРУ-220кВ с элегазовым выключателем 3960 тыс. руб.

Стоимость ячейки ОРУ-110кВ с элегазовым выключателем 3300 тыс. руб.

Итого по п. 1.1. - 7260 тыс. руб.

Автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110 [18].

Стоимость автотрансформатора указанного типа 4851 тыс. руб.

Постоянная часть затрат [18].

По подстанции 220/110 со схемой ВН со схемой сборные шины постоянная часть затрат составляет 8316 тыс. руб.

Дополнительная установка автотрансформатора - 20%.

Расширение ОРУ ВН на одну ячейку (при их общем количестве после реконструкции не более 5) - 10%.

Итого по п. 1.3. - 2495тыс. руб.

Всего по установке АТ-3 - 22922 тыс. руб.

3) Сооружение и ввод в работу ПС-220кВ «Пашная»

Стоимость сооружения и ввода в работу ПС составляет 1716589,2 тыс.руб в ценах 2010г.

Суммируя полученные результаты экономические затраты на технические мероприятия , без сооружения ПС-220кВ, будут составлять 53262 тыс. руб. в ценах 2010г.

Вывод: экономические затраты на технические мероприятия будет составлять 2268577 тыс. руб.



9.2 Расчет численности персонала Верхне-Донского ПМЭС

Характеристика ПЭС:

№ п/п	Наименование основных характеристик	Единица измерения	Числовое значение
1	Количество подстанций 35 кВ и выше	единиц	23
2	Суммарная мощность трансформаторов 35 кВ и выше	тыс. кВ•А	7226
3	Суммарная мощность трансформаторов 6 кВ и выше	тыс. кВ•А	420
4	Протяженность ВЛ - 35 кВ и выше	км	1957
5	Протяженность линий электропередач 0,4 - 20кВ	км	15
6	Суммарное количество ТП 6 - 35 /0,4 кВ	единиц	370
7	Количество РЭС	единиц	3
8	Суммарное количество комплектов РЗ и А	единиц	2500
9	Суммарное количество присоединений 6 кВ и выше с выключателями на подстанции 35 кВ и выше	единиц	336
10	Суммарное количество смонтированных номеров АТС, диспетчерских коммутаторов и станций	единиц	500
11	Количество транспортных средств, закрепленных за службой механизации и транспорта	единиц	42
12	Количество каналов связи телемеханики	единиц	270
13	Стоимость транспортных средств	тыс. руб.	58
14	Среднегодовой объём капитальных вложений	тыс. руб.	2700
15	Объем капитального ремонта за год	тыс. руб.	800
16	Стоимость подстанции с оборудованием	млн руб.	59
17	Суммарная стоимость ЛЭП	млн руб.	44
18	Суммарная мощность трансформаторов ПЭС	тыс. кВ•А	7503

Район по гололеду - II. Плотность распределительных сетей - 300 км / тыс.км2. Площадь РЭС - 2 тыс.км2.

Характеристика подстанции 35 кВ и выше:

№ п/п	Наименование подстанций (характеристика)	Количество
1	Подстанция 110 кВ с количеством присоединений от 6-20	1
2	Подстанция 220 кВ с количеством присоединений от 6-20	8
3	Подстанция 220 кВ с количеством присоединений от 20-50	9
4	Подстанция 220 кВ с количеством присоединений более 50	4

Количество оборудования на подстанции 35 кВ и выше:

№ п/п	Наименование (характеристика)	Количество
1	Силовой трансформатор 1-20кВ	93
2	Силовой трансформатор 35кВ	48
3	Силовой трансформатор 110-150 кВ	6
4	Силовой трансформатор 220 кВ	67
5	Присоединение с масляными выключателями 1-20 кВ	167
6	Присоединение с масляными выключателями 35 кВ	101
7	Присоединение с масляными выключателями 110-150 кВ	101
8	Присоединение с масляными выключателями 220 кВ	63
9	Присоединение с отделителями и короткозамыкателями 110-150 кВ	1
10	Присоединение с отделителями и короткозамыкателями 220 кВ	47
11	Присоединение с воздушными выключателями 110-150 кВ	60
12	Присоединение с воздушными выключателями 220 кВ	86
13	Присоединение с элегазовыми выключателями 110кВ	20
14	Присоединение с элегазовыми выключателями 220 кВ	2
15	Присоединение с ваккумными выключателями 1-20 кВ	4

Характеристика ВЛ - 35 кВ и выше:

№ п/п	Характеристика ВЛ	Количество цепей	Протяженность, км
1	ВЛ - 220 кВ на металлических опорах	1	85,1
2	ВЛ - 220 кВ на металлических опорах	2	409,9
3	ВЛ - 220 кВ на железобетонных опорах	1	1513,13
4	ВЛ - 220 кВ на железобетонных опорах	2	35,6
5	ВЛ - 110 кВ на металлических опорах	2	1,32
6	ВЛ - 35 кВ на металлических опорах	1	0,56
7	ВЛ - 220 кВ на железобетонных опорах	1	0,56

Характеристика районов электрических сетей (РЭС):

№ п/п	Состав оборудования РЭС	Количество устройств на 100 км
1	ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	0,16
2	ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с двумя трансформаторами	0,03
3	Присоединения с выключателем в РП 6-20 кВ	0,16
4	Кабельные линии 6-20 кВ	0,3

Среднее расстояние от базы ремонтного персонала до места производства работ 25 км.



9.2.1 Определение численности персонала ПЭС

Повышение производительности труда и совершенствование структуры управления на предприятиях электрических сетей тесно связаны с численностью персонала, формой организации и формой обслуживания электрических сетей.

Для осуществления организации оперативного обслуживания подстанций в соответствии с действующими нормативными документами:

- активное круглосуточное дежурство на щите управления;

- дежурство на дому;

- дежурство оперативно - выездных бригад (ОВБ).

Форма оперативного обслуживания подстанций увязывается с нормативной численностью рабочих по оперативному и техническому обслуживанию, которая рассчитывается по действующим нормативам

К нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше должны применяться корректирующие коэффициенты К1,К2.

Коэффициент К1 учитывает географическое положение электрических сетей.

Коэффициент К2 учитывает трудозатраты на проезды для рабочих по ремонту подстанций 35 кВ и выше и ВЛ 35 кВ и выше, а также распределительных сетей 0,4-20 кВ.

Нормативная численность рабочих по обслуживанию и ремонту кабельных линий электропередачи определяется по нормативам численности в зависимости от напряжения и протяженности линий с учетом коэффициентов К1, К2.

Кроме численности рабочих для обслуживания и ремонта проектируемой электрической сети необходимо определить численность ИТР и служащих, в том числе численность работников управления, что возможно при использовании существующих нормативов

Эти нормативы установлены по функциям управления в зависимости от численности рабочих, суммарной мощности трансформаторов, количества устройств РЗА и т.д.

9.2.1.1 Расчет численности рабочих

Определение численности рабочих для оперативного и технического обслуживания подстанций 35 кВ и выше (табл.1.1)

Таблица 1.1

№ п\п.	Наименование подстанций	Количество	Норматив на	Расчётная
		подстанций, ед.	одну подстанцию	численность, чел
1	подстанции 110 кВ с количеством присоединений 6-20	1	1,22	1,22
2	подстанции 220 кВ с количеством присоединений 6-20	4	2,6	10,04
3	подстанции 220 кВ с количеством присоединений 20-50	18	2,81	50,58
	Сумма	23		61,84

Итоговая расчетная численность: 61,84 чел.

Коэффициенты:

К1 = 1,03 (по табл.П.1.18 для Тамбовской обл);

Определение численности рабочих для ремонта подстанций 35 кВ и выше (табл. 1.2)

Таблица 1.2

№ п\п.	Наименование устройств	Количество устройств, 100ед.	Норматив на 100 ед.,	Расчётная численность,
	Подстанции		чел	чел
1	Силовой трансформатор 35 кВ	0,7	3,77	2,639
2	Силовой трансформатор	0,66	8,25	5,445
	110-150 кВ
3	Силовой трансформатор 220кВ	0,98	13,72	13,44
4	Присоединение с отделителями и короткозамыкателями	0,1	1,56	0,156
5		1,3	1,38	1,794
	Присоединение с масляными выключателями 35 кВ
6	Присоединение с масляными выключателями 110-150 кВ	1,9	3,66	6,9
	Сумма			30,7

Итоговая расчетная численность: 30,7 чел.

Коэффициенты:

К1=1,06 (по табл.1.16 для Тамбовской области);

К2=1,09(по табл.1.19 для среднего расстояния от базы ремонтного

персонала до места производства работ 25 км);

Определение численности рабочих для ремонта и технического обслуживания ВЛ 35 кВ и выше (табл.1. 3)

Таблица 1.3

№ п\п.	Тип воздушной линии 35кВ и выше	Количество цепей на опорах	Протяжённость ВЛ 35 кВ и выше,100 км	Норматив на 100 км, чел	Расчётная численность, чел
1	ВЛ-220 кВ на	2	4,45	1,67	7,43
	металлических опорах
2	ВЛ-220 кВ на	1	12,82	0,77	9,87
	железобетонных опорах
3	ВЛ-220 кВ на	1	2,3	1,28	2,94
	металлических опорах
					20,24
	Сумма

Итоговая расчетная численность: 20,24

Коэффициенты:

К1=1,11 (по табл.1.18 для Тамбовской области);

К2=1,09 (по табл.1.20 для среднего расстояния от базы ремонтного персонала до места производства работ 25 км);

Определение численности рабочих для оперативного и технического обслуживания ВЛ 0,4-20 кВ; ТП 6-35/0,4 и РП 6-20 кВ. (табл.1.4, табл.1.6)

Таблица 1.4

№ п\п.	Наименование устройств в РЭС	Количество устройств на 100км, ед.	Норматив, чел	Расчётная численность, чел
1	ВЛ 6-10 кВ на металлических или железобетонных опорах	0,1	0,81	0,08
2	ВЛ 0,4 кВ на металлических или железобетонных опорах	0,05	0,91	0,005
3	ТП,КТП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	0,5	1,69	0,89
	Сумма			0,97

Итоговая расчетная численность: 0,97чел.

Коэффициенты:

К1=1,06 (по табл.1.18 для Тамбовской области);

Определение численности рабочих для ремонта ВЛ 0,4-20 кВ; ТП 6-35/0,4 и РП 6-20 кВ и ремонта с техническим обслуживанием кабельных линий. (табл. 1.5, 1.7, 1.8)

Таблица 1.5

№ п\п.	Наименование устройств в РЭС	Количество устройств на 100км, ед.	Норматив, чел	Расчётная численность, чел
1	ВЛ 6-10 кВ на металлических или железобетонных опорах	0,1	0,47	0,047
2	ВЛ 0,4 кВ на металлических или железобетонных опорах	0,05	0,51	0025
3	ТП,КТП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	0,5	0,76	0,38
4	Присоединение с выключателем	0,04	0,84	0,0336
5	Кабельные линии 6-20 кВ	0,3	3,62	1,08
	Сумма			1,56

Итоговая расчетная численность: 1,56 чел.

Коэффициенты:

К1=1,11 (по табл.1.18 для Тамбовской области);

K2=1,09 (по табл.1.20 для среднего расстояния 25 км);

Определение численности рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств РЗА, СДТУ, средств механизации и транспорта, испытания изоляции и защиты от перенапряжения, работы в цехе по ремонту оборудования, ремонтно-строительные работы и работы по уборке производственных и служебных помещений.

Таблица 1.6

Наименование производственных функций	Номер табл. приказа № 420	Числовое значение факторов	Расчётная численность рабочих, чел.	Прим
1. Техническое обслуживание и ремонт РЗАИ	П.1.10	2500	10	К1=1,06
2. Испытание изоляции и защиты от перенапряжений	П.1.11	336	10	К1=1,06
3. Техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ)	П.1.12	500/270	8	К1=1,06
4. Техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта	П.1.14	42/31	24
5. Централизованный ремонт электросетевого оборудования (цех по ремонту оборудования)	П.1.15	7500/1957	31
6. Ремонт строительной части подстанции и производственных помещений	П.1.16	91	4
7. Работы по уборке производственных и служебных помещений	П.1.17	95	5
Сумма	100

Итоговая расчетная численность: 100 чел.



Определение нормативной численности рабочих ПЭС Таблица 1.7.

№ п\п.	Номер таблицы или подраздела	Расчётная численность	Корректирующий коэффициент. К1, К2, (К1хК2)	Нормативная численность рабочих, чел
1	Табл.1.1	61,84	1,03	63,69
2	Табл. 1.2	30,7	1.15	35,3
3	Табл. 1.3	20,24	1,2426	24,5
4	Табл. 1.4	0,97	1,06	1,02
5	Табл. 1.5	1,56	1,2426	1,94
6	Табл. 1.6	100	1,21	121
7	Табл. 1.6 Пункт 1	10	1,06	10,6
8	Табл. 1.6 Пункт 2	10	1,06	10,6
9	Табл. 1.6 Пункт 3	8	1,06	8,48
10	Табл. 1.6 Пункт 4	31	1	31
11	Табл. 1.6 Пункт 5	32	1	32
12	Табл. 1.6 Пункт 6	4	1	4
13	Табл. 1.6 Пункт 7	5	1	5
14	Сумма	349

Принимаем нормативную численность рабочих ПЭС - 349 чел.

9.2.1.2 Расчет объема ПЭС к условным единицам

Объем подстанции 35 кВ и выше Таблица 1.8

№ п/п	Наименование подстанций (характеристика)	Количество	у,е.	Всего
1	Подстанция 110 кВ с количеством присоединений от 6-20	1	105	105
2	Подстанция 220 кВ с количеством присоединений от 6-20	4	210	840
7	Подстанция 220 кВ с количеством присоединений от 20-50	18	210	3780
	Сумма			4725

Объем оборудования на подстанции 35 кВ и выше Таблица 1.9

№ п/п	Наименование (характеристика)	Количество	у,е. на 100 шт	Всего
1	Силовой трансформатор 110-150 кВ	5	780	39
2	Силовой трансформатор 220 кВ	67	1400	910
3	Присоединение с масляными выключателями 110-150 кВ	63	1400	1449
3	Присоединение с масляными выключателями 220 кВ	59	1400	1456
3	Присоединение с воздушными выключателями 110-150 кВ	56	1400	1459
4	Присоединение с воздушными выключателями 220 кВ	24	1400	1032
	сумма	219		6345

Объем ВЛ - 35 кВ и выше Таблица 1.10

№ п/п	Характеристика ВЛ	Количество цепей	Протяженность, км	у,е. на 100км	Всего
1	ВЛ - 220 кВ на металлических опорах	1	76,63	210	160,92
2	ВЛ - 220 кВ на металлических опорах	2	400	270	1082
3	ВЛ - 220 кВ на железобетонных опорах	1	1440	140	2016
4	ВЛ -220 кВ на железобетонных опорах	2	36,48	180	65,67
	Сумма				3324,59

Объем районов электрических сетей (РЭС) Таблица 1.11

№ п/п	Состав оборудования РЭС	Расстояние к 100 км, Количество в шт	у,е.	Всего
1	ВЛ - 6-10 кВ на металлических или железобетонных опорах	0.15	110	16,5
2	ВЛ - 0,4 кВ на металлических или железобетонных опорах	0,217	150	32,55
7	ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	370	2,3	851
8	ТП, КТП 6-20/0,4 кВ с двумя трансформаторами	0		0
9	МТП 6-20/0,4 кВ	8	2,3	18,4
10	Присоединения с выключателем в РП 6-20 кВ	2	3,1	6,2
11	Присоединения с выключателем нагрузки в РП 6-20 кВ	0		0
12	Кабельные линии 6-20 кВ	0,009	350	3,15
	Сумма			960,05

Суммарный объем ПЭС =15354 у.е.

9.2.1.3 Расчет численности руководителей, специалистов и служащих (РСС)

Таблица 1.12

№ п/п	Наименование функций управления	Номер таблицы	Числовое значение факторов	Нормативная численность	Примечания
1.	Общее руководство	2.1.	15354/2	2
2.	Производственно техническая деятельность	2.2.	15354/2	2
3.	Обеспечение надежности и техники безопасности	2.3.	15354/2	2	К1=1,06 К2=1,09
4.	Технико-экономическое планирование	2.4.	15354/2	1
5.	Организация труда и заработной платы	2.5.	15354/	2
6.	Бухгалтерский учет и отчетность, финансовая деятельность	2.6.	349	6
7.	Комплектование кадров, специальная и мобилизационная работа, ГО	2.7.	15354	2
8.	Материально-техническое снабжение	2.8.	15354/2	2
9.	Капитальное строительство	2.9.	27000	1
10.	Общее делопроизводство	2.10.	15353/2	2
11.	Хозяйственное обслуживание	2.11.	15354	0
Всего	22

Управление в районах электрических сетей (нормативная численность по табл. 2.12-2.17 )



Таблица 1.13

№ п/п	Наименование руководителей	Номер таблицы	Числовое значение факторов	Расчетная численность	Примечания
1.	Руководители и специалисты (без мастеров и диспетчеров)	2.13.	960	-
2.	Диспетчеры РЭС	2.14.	960/800	6
3.	Мастера, включая старших мастеров по ремонту ВЛ, ТП, КТП, МТП	2.15.	3324	6	К1=1
4.	Мастера, включая старших мастеров по ремонту РП	2.16.	960	2
5.	Мастера, включая старших мастеров по ремонту кабельных линий	2.17.	480	2	К1=1,14
Всего	16

Производственные службы (нормативная численность по табл. 2.18-2.30 в приложении 2)

Таблица 1.14

№ п/п	Наименование функций управления	Номер таблицы	Числовое значение факторов	Нормативная численность, чел	Примечания
1.	Оперативно-диспетчерское управление	2.18.	15354/23	5
2.	Оперативное, техническое обслуживание и ремонт п/ст 35 кВ и выше	2.19.	6345	3
3.	Диспетчерское управление на подстанциях	-	-	-	-
4.	Техническое обслуживание и ремонт п/ст напряжением 35 кВ и выше (мастера и старшие мастера)	2.20	960/428	5	К=1,05
5.	Техническое обслуживание и ремонт воздушных линий эл. передач 35 кВ и выше	2.21	3324	2	К=1,14
6.	Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ	2.22	2500/800	8	К=1,08
7.	Испытание изоляции и защиты от перенапряжений	2.23	1200/800	3	К=1,08
8.	Ремонт ВЛ 35 кВ и выше (мастера и ст. мастера)	2.24	1907/20,9	1
9.	Организация оперативного и технического обслуживания и ремонта распределительных электрических сетей	2.25	5000/1200	1
10.	Техническое обслуживание и ремонт СДТУ	2.26	390/380	7	5+1+1
11.	Техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта	2.27	42	1
12	Диспетчеризация средств механизации и транспорта	2.28	42	1
13	Ремонт средств механизации и транспорта (мастера и старшие мастера)	2.29	42/<500	1
14	Ремонт строительной части подстанций и производственных помещений	2.30	960/1200	1
Всего	39

В результате расчёта получаем, что общая численность персонала Тамбовских ЭС -349человек, из них рабочих -270 человек, ИТР - 79 человек.

9.3 Разработка организационной структуры ПЭС и структуры ПС

9.3.1 Разработка организационной структуры ПЭС

Организационная структура схемы управления ПЭС разрабатывается по результатам расчёта численности персонала и рекомендациям приказа № 420 Минэнерго.

Отделы (за исключением бухгалтерии) и службы распределительных сетей, надзора за эксплуатацией и техникой безопасности организуются при нормативной численности ИТР и служащих по соответствующим функциям не менее 4 человек. Общая численность персонала службы не менее 10 человек. В противном случае организуются группы специалистов, возглавляемые старшим по должности, или отдельные специалисты.

Производственные лаборатории организуются при общей численности персонала не менее 7 человек. Должность заместителя начальника отдела (службы) вводится при численности ИТР не менее 7 человек.

В районах электрических сетей производственные службы не создаются.

Обслуживание и ремонт средств РЗА, проведение испытаний изоляции осуществляются централизовано и возлагаются на соответствующие службы ПЭС.

Организационная структура схемы управления ПЭС представлена на рис. 1.



Рис 1. Организационная структура схемы управления Тамбовского РЭС

9.3.2 Разработка структурного подразделения ПС

Общая численность персонала службы составляет 11 человек, из них 6 человек- ИТР и 5человек - рабочие.

В службу входят: 1- начальник службы.6 человек специалисты и 5 человек рабочие

Рис 2. Структурная схема ОДС ПС

9.4 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети.

9.4.1 Основная заработная плата производственных рабочих

По данной статье учитывается заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе передачи и распределения энергии, всего дежурного персонала подстанций, линейного персонала сетей, производственного персонала производственных служб сетей. На эту статью не относится зарплата ремонтного персонала.

где - нормативная численность производственного персонала сети, чел.;

- средняя заработная плата одного рабочего, =14000 руб./мес;

- районный коэффициент по оплате труда, =1,15;

где - нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций с учетом коэффициентов К1;

- нормативная численность рабочих по техническому обслуживанию и ремонту линий электропередачи 35кВ и выше проектируемой сети;

0,15 - коэффициент, исключающий численность ремонтного персонала от общего числа рабочих.

чел,

млн.руб./год.

9.4.2 Дополнительная заработная плата производственных рабочих

Затраты по этой статье принимаются равными 7.5 - 10% от основной заработной платы:

млн.руб./год.

9.4.3 Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих

млн.руб./год

где 0,26 - страховой коэффициент, содержащий коэффициенты:

Федеральный пенсионный фонд - 20%;

Фонд социального страхования - 2,9%;

Фонд обязательного медицинского страхования:

- федеральный фонд - 1,1%,

- территориальный фонд - 2%;

9.4.4 Отчисления на страхование от несчастных случаев

млн.руб./год

где 0,04 - страховой коэффициент на страховку от несчастных случаев (0,4%)

9.4.5 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

где =1,0 - коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание сети;

- амортизационные отчисления по производственному оборудованию сети, включая амортизационные отчисления по подстанциям и линиям;

где На - норма амортизационных отчислений для оборудования подстанций, равна 4,2 % ;

млн.руб./год

где - капиталовложения в подстанции проектируемой электрической сети;

Коэффициенты (9,585·1,38) и (10,4·1,38) учитывают инфляцию;

млн.руб./год

где - норма амортизационных отчислений для ЛЭП . Она зависит от типа линий, от напряжения, от материала опор и других факторов. Можно принять для ВЛ 35 кВ и выше = 2,4 % ;

где - капиталовложения в ЛЭП проектируемой электрической сети;

млн.руб./год



13 млн.руб./год

млн.руб./год

9.4.6 Цеховые расходы

млн.руб./год

где - коэффициент, зависящий от уровня напряжения.

9.4.7 Общесетевые расходы

В этой статье отражаются расходы на заработную плату административно-управленческого персонала, общепроизводственные расходы (содержание, текущий ремонт и амортизация средств ПЭС, охрана труда и т.п.).

;

где: (руб.) - средняя заработная плата АУП;

(чел.) - нормативная численность АУП сети;

?=0,03 - коэффициент, зависящий от уровня напряжения;

- районный коэффициент;

ИИСК,=0 - расходы на иски;

млн.руб./год

9.4.8 Общесетевые издержки по передаче и распределению электроэнергии

Общие издержки по передаче и распределению электрической энергии проектируемой сети равны сумме затрат по всем вышеперечисленным калькуляционным статьям.

где - коэффициент, учитывающий удорожание эксплуатации в районах с холодным климатом и трудными географическими условиями,

=1.0.

млн.руб./год

В табл 4.1 представлена структура себестоимости передачи и распределения электрической энергии.

Структура затрат, включаемых в себестоимость передачи и распределения электрической энергии Таблица 4.1

№ статьи	Наименование статей калькуляции	Затраты,	Структура
		млн руб./год	себестоимости %
1	Основная зарплата производственных рабочих	6,45	10,92
2	Дополнительная зарплата производственных рабочих	0,645	1,09
3	Отчисления на социальное страхование производственных рабочих	1,85	3,13
4	Отчисления на страхование от несчастных случаев	0,28	0,46
5	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	34,09	57,72
6	Цеховые расходы	5,22	8,84
7	Общесетевые расходы	10,53	17,85
8	Сумма	59,06	100,00



S = = 0,23 кВ/ч

Вывод

В связи с тем, что ЗПср на предприятии Верхне-Донского ПМЭС превышает ЗПср по городу Тамбову, то предприятие является конкурентоспособным на рынке труда и заработной платы, что позволяет привлечь высококвалифицированных специалистов.



Заключение

В разделе 1 данного дипломного проекта отражены технические характеристики и параметры объектов электрических сетей Верхне-Донского предприятия МЭС. Также приведены данные о перспективном развитии региона и планы развития электрических сетей.

Приведенные в этом разделе данные являются исходными данными для расчетов, выполненных в последующих разделах.

В следующем разделе произведен расчет нормальных режимов работы электрических сетей на зимний максимум 2019 года. По результатам расчетов сделан вывод, что данная сеть обеспечивает всех потребителей требуемой мощностью и готова к подключению дополнительных мощностей.

В третьем разделе сделано технико-экономическое сравнение вариантов развития сети и выбор варианта подключения проектируемой подстанции к действующей сети путем разрезания двухцепной ВЛ-220кВ Металлургическая.

В четвертом разделе произведен расчет перспективных режимов на 2015 год, с введенной проектируемой подстанцией. Он показал, что загруженность элементов сети, а также уровни напряжения в сети будут находится в пределах нормы. Доля активных потерь активной мощности снизится 1,51% до 1,26%. Также расчет показывает правильность выбора мощности автотрансформаторов на проектируемой подстанции и реконструируемых к 2015 году подстанциях 220кВ Правобережная и Северная .В тоже время выявлены «узкие» места электрической сети Верхне-Донского предприятия МЭС, подлежащие устранению в процессе развития электрической сети для обеспечения режимов работы сети удовлетворяющих требованиям государственных стандартов. Предложены следующие меры по устранению выявленных в разделе недостатков:

1. Установить на ПС-220 кВ «Новая» третий автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110.

2. Установить на ПС-220 кВ «Дон» третий автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110.

3. Построить двухцепную ВЛ-220кВ «ПС Пашная - ПС Правобережная » с проводом АС-300 длиной 11 км.

На остальном оборудовании загрузка элементов сети позволяет отключать параллельно работающие элементы без перегрузки оставшихся в работе. Имеющиеся средства регулирования напряжения позволяют поддерживать требуемый уровень напряжения при отключении какого-либо элемента сети, используя лишь организационные мероприятия.

В пятом разделе для проектируемой подстанции 220кВ произведена :

- проверка по нагрузочной способности выбранных автотрансформато- ров.

- расчет токов короткого замыкания на шинах подстанции

- выбор схемы соединений подстанции

- выбор релейной защиты автотрансформаторов

- выбор аппаратов и токоведущих частей

В шестом разделе произведена разработка противопожарных мероприятий для проектируемой подстанции мероприятий с расчетом необходимого количества запаса воды для установок водяного пожаротушения.

В седьмом разделе, по охране окружающей среды произведен расчет загрязняющих веществ и расчет защиты от воздействующего звука подстанции и описано влияние напряженности электрического поля на окружающую среду

В восьмом разделе представлена организационная структура центра управления сетями и структура организации технологического управления.

В девятом разделе произведен расчет капитальных затрат на реконструкцию электрических сетей. Он составил 1890481 тыс.рублей Выполнен расчет нормативной численности персонала предприятия, она составила 349 человек.

Список литературы

1. Сравочник по проектированию электрических сетей/ Д.Л.Файбисович - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.

2. ГОСТ-14209-85 Допустимые систематические и аварийные перегрузки масляных трансформаторов мощностей до 100 МВА (до 100кВ и выше).

3. Менеджмент в организации / Брэддик У. - М.: ИНФРА-М, 2007. - 344с.

4. Методические указания по выполнению курсовой работы «Определение организационной структуры и затрат в распределительных электрических сетях»/ Под. ред. Л.Н.Ходеева. - Иваново, 2007.

5. Приложение к методическим указаниям для курсового и дипломного проектирования по мененжменту/ Под. ред. Л.Н.Ходеева.- Иваново, 2007

6. Понизительная подстанция: Методические указания к выполнению курсового проекта и дипломного проекта / сост. В.С. Козулин, А.В. Рассказчиков. - Иваново: ИГЭУ, 2007.

7. Потери мощности и энергии в электрических сетях: Методические указания для самостоятельной работы студентов электроэнергетических специальностей / сост. О.А. Бушуева. - Иваново: ИГЭУ, 1991.

8. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. -264 с.

9. Правила устройства электроустановок - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. -552 с. - (Нормативная база).

10. Производственный менеджмент / Фатхутдинов Р.А. - М.: ЮНИТИ, 2006. 447 с.

11. Производственный менеджмент: Учебник для ВУЗов /Под ред. С.Д. Ильенковой. - М.: ЮНИТИ, 2001. - 583с.

12. Расчет и анализ установившихся режимов электроэнергетических систем на персональных компьютерах: Уч. пособие / А.И. Кулешов, Б.Я. Прахин - Иван. гос. энерг. ун-т - Иваново, 2001. - 171с.

13. Расчеты и анализ режимов работы сетей. Учебное пособие для вузов / Под ред. В.А. Веникова. - М.: Энергия, 1983. - 336с.: ил.

14. Расчеты режимов дальних электропередач переменного тока / В.А. Веников, Ю.П. Рыжов. - М.: Высшая школа, 1985. - 142с.

15. Регулирование напряжения в электрических сетях / Н.А. Мельников, Л.А. Солдаткина. - М.: Энергия, 1968. - 152с.: ил.

16. Сооружение линий электропередачи / В.В. Гульденбальк, М.М. Капетинович, Д.В. Рабинович, И.И. Рапутов, М.Н. Шмелев. - М.: Государственное энергетическое издательство, 1950. - 528с.: ил.