Система электроснабжения сельскохозяйственного района

, (А).

Тогда ток небаланса определяется по формуле

 (7.21)

(А).

Расчет уставки:

, (А)

Таким образом, уставка дифференциальной отсечки оказывается равной: .

Чувствительность дифференциальной отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности, который должен быть не менее 2:

(7.22)

где I_К.MIN - минимальный ток КЗ при повреждениях в зоне действия дифференциальной отсечки;

I_С.З. - ток срабатывания дифференциальной отсечки.

< 2.

Таким образом, дифференциальная отсечка не применяется в качестве защиты трансформатора.

2. Дифференциальная защита (функция ДЗТ-2):

ДЗТ-2 - чувствительная ступень с торможением. Данная ступень предназначена для защиты трансформатора как от повреждений, сопровождающихся большими значениями токов, так и от межвитковых замыканий.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов. Эта характеристика изображена на рис. 7.2.

Ломаная А, В, С (рис. 7.2) делит координатную плоскость на две части - область срабатывания и несрабатывания. Все, что лежит выше ломанной, является областью срабатывания. Если расчетное соотношение токов I_ДИФ / I_ТОРМ лежит выше границы разделения областей, то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям, например, по второй гармонике), и устройство выдает сигнал на отключение.

Рис.7.2 - Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

Тормозная характеристика определяется уставками:

I_D1/ I_НОМ - базовая уставка ступени;

k_ТОРМ,% - коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

I_М2/ I_НОМ - вторая точка излома характеристики.

Также необходимо задать:

I_D2 / I_D1 - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставка I_D1/I_НОМ определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [9] следует стремиться иметь уставку в пределах (0,30,5) для обеспечения чувствительности к полным витковым замыканиям в переплетенных обмотках и к межкатушечным замыканиям в любых обмотках.

Коэффициент торможения k_ТОРМ должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики.

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определятся выражением :

, (7.23)

где к_пер - коэффициент учитывающий переходный режим, к_пер =2;

к_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, к_одн =1;

е - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, е = 0,1.

ДU_рпн - полный диапазон регулирования РПН, ДU_рпн = 16%;

Дf_добав - погрешность, Дf_добав = 0,04.

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки к_отс = 1,3.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток, он может вызвать дифференциальный ток:

(7.24)

В терминале “Сириус Т3” дифференциальный ток равен геометрической сумме трех токов, подходящих с трех сторон трансформатора:

(7.25)

Значок “” подчеркивает, что все токи взяты на входе дифференциальной цепи, т.е. с учетом масштабирования в измерительных и цифровых трансформаторах тока и выравнивания вторичных токов. В сущности это соответствует приведению всех первичных токов к одной ступени напряжения.

Для формирования тормозного тока вначале из токов трех сторон выбирается наибольший по модулю:

(7.26)

Затем рассчитывается второй ток:

(7.27)

Рассчитывается угол ц:

(7.28)

После этого определяется тормозной ток по следующим выражениям:

(7.29)

Если при внешнем КЗ со сквозным током I_{к ВН MAX} дифференциальный ток образовался из-за погрешности в трансформации наибольшего из токов I_T1, то тормозной ток равен:

(7.30)

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

(7.31)

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению [9]:

(7.32)

Уставка I_М2/ I_НОМ рекомендуется равной (1,52).

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:

(7.33)

Уставка блокировки от второй гармоники I_D2 / I_D1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне (1215)%.

Расчет уставок ДЗТ-2:

Принимается: I_D1/ I_НОМ = 0,3; f_ДОБ = 0,04.

Принимается I_М2/ I_НОМ = 1,5.

Принимается I_D2 / I_D1 = 0,15.

7.2.2 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Ток срабатывания защиты равен:

(7.34)

где k_ПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

I_{НОМ Т} - номинальный ток трансформатора.

(А).

Кроме того, защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию.

>, А, (7.35)

где I_С.З.MAX - наибольший из токов срабатывания максимальных защит отходящих элементов (МТЗ линии W1: 165,79 А);

I_РАБ.MAX - ток нагрузки элементов за исключением того, с которым производится согласование.

> (А)

Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений (табл.7.1):

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

(А)

Так как защита может работать с пуском по напряжению, выбирается напряжение срабатывания защиты:

(7.36)

где U_НОМ - номинальное напряжение сети.

7.2.3 Защита от перегрузки

Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора достаточно следить за токами в одной из его обмоток. Для удобства пользования можно вводить контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформатора, так и в обмотке стороны НН. Уставки задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения, то есть приведение не используется.

Уставка сигнала перегрузки принимается равной:

, (7.37)

где коэффициент отстройки, ;

номинальный вторичный ток в плечах защиты, рекомендуется определять с учетом возможности его увеличения на 5% регулирования напряжения.

коэффициент возврата, .

Тогда

- сторона ВН

(А),

- сторона НН

(А).

Выдержка времени равна 2 секунд.

7.2.4 Газовая защита

Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГЧЗ-66 с чашеобразными элементами. Реле срабатывает тогда, когда скорость движения масла и газов достигает значения 0,6-1,2 м/с. При этом, время срабатывания 0,05-0,5 с. Газовая защита должна действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

7.3 Устройства автоматики подстанции

7.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройства АВР применяются на секциях шин 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями “Сириус - С”, устанавливаемой на секционный выключатель и двух “Сириус - В”, устанавливаемых на вводные выключатели.

“Сириус - В” выполняет следующие функции:

контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для “Сириус - В” соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.

“Сириус - С” выполняет команды “Включение”, поступающие от “Сириус - В”, без выдержки времени.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на “Сириус - С” длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(7.38)

(кВ).

7.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

Устройство “Сириус 21Л” имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой.

АПВ пускается по факту срабатывания МТЗ или при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Время срабатывания первого цикла АПВ определяется по следующим условиям, из которых выбирается большее значение:

(7.39)

где t_Г.П. - время готовности привода: (0,10,2)с;

(7.40)

где t_Г.В. - время готовности выключателя (t_Г.В. = 1 c);

t_В.В. - время включения выключателя (t_В.В. = 0,05 с).

(7.41)

где t_Д - время деионизации среды в месте КЗ: (0,10,3) с.

(с).

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать t_АПВ = (23) с.

Выбирается t_АПВ.1 = 2 (с).

8. Собственные нужды подстанции

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0.4кВ, которые называются трансформаторами собственных нужд.

Потребителями собственных нужд являются обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, аварийное освещение подстанции.

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. В соответствии с [нормы технологического проектирования] на подстанциях 110 кВ и выше должна применяться система постоянного оперативного тока напряжением 220В. Наиболее ответственными потребителями оперативного тока являются цепи защиты, автоматики и электромагнитов силовых выключателей в распределительных устройствах станций и подстанций, крупных распределительных устройствах предприятий. Исторически сложилось так, что указанные цепи в основном работают на постоянном оперативном токе. Обеспечение бесперебойного питания оперативного цепей в любой момент времени с необходимым уровнем напряжения и мощности независимо от состояния основной сети, возможно только в случае использования стационарных аккумуляторных батарей, являющихся одним из самых надежных источников оперативного тока.

Для обеспечения системы оперативного тока предполагается установка шкафов оперативного тока 5-1980А (ШОТ), производства фирмы Электронмаш. ШОТ предназначен для бесперебойного электроснабжения важнейших потребителей при отключении сети, путем автоматического включения резервного источника питания - аккумуляторных батарей. После восстановления соединения с основным источником питания ШОТ обеспечивает автоматический заряд батарей с одновременным питанием потребителей. Общий вид ШОТ :

Рис.1 Шкаф оперативного тока

Отличительные особенности и преимущества ШОТ перед открытыми кислотно-свинцовыми аккумуляторными батареями:

Компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульного типа и необслуживаемых аккумуляторных батарей с фронтальным присоединением; применение необслуживаемых герметизированных аккумуляторных батарей, со сроком службы более 10 лет. Электрические присоединения - с фронта; широкий диапазон входного и выходного напряжения; благодаря модульности зарядных устройств возможна «горячая замена» силовых модулей; охлаждение зарядных устройств происходит естественным путем без использования вентилятора, для управления работой силовых модулей зарядного устройства применен высокопроизводительный контроллер, который обеспечивает управление и сбор всей необходимо информации; автоматический контроль сопротивления изоляции на шинах; работа всех систем шкафа, как от внешней сети, так и от АБ; для исключения конденсата предусмотрена система обогрева.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [9,c.475]:

S_расч = К_с,(8.1)

где S_расч - расчётная мощность потребителей собственных нужд;

Р_уст, Q_уст - установленные активная и реактивная мощности подстанции.

К_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициент загрузки и одновременности. В расчете принимаем К_с = 0,8.

Мощность трансформаторов собственных нужд при числе трансформаторов равном двум выбирается по условию:

S_T ? , (8.2)

где К_П - коэффициент допустимой аварийной нагрузки. В расчётах принимаем К_П =1,4.

Определяем основные нагрузки собственных нужд подстанции и сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Нагрузки собственных нужд подстанции.

Вид потребителя	Руст ед., кВт	Cosц	Qуст ед., кВар	Кол-во	Руст, кВт	Qуст, кВар
Подогрев выключателей 110 кВ и их приводов	0,21	1	0	2	0,42	0
Приводы выключателей	1	1	0	2	2	0
Подогрев, освещение, вентиляция шкафов КРУН- 10кВ	1,5	1	0	10	15	0
Подогрев разъединителей и их приводов	0,025	1	0	6	0,15	0
Приводы разединителей+заз.ножей 110 кВ	0,47	1	0	6	2,82
Привод выключателей 10кВ	0,18	1	0	10	1,8	0
Освещение ОРУ-110кВ	0,4	1	0	4	1,6	0
Оперативные цепи блокировки разъединителей	0,4	1	0	1	0,4	0
Зарядно-подзарядный агрегат ШОТ	7	1	0	2	14	0
Освещение, отопление ОПУ	5	1	0	-	5	0
АСКУЭ, ВЧ-связь	1,5	1	0	-	1,5	0
ИТОГО					44,3	0

Расчётная мощность потребителей собственных нужд:

S_расч = =81 [кВА].

Мощность трансформаторов собственных нужд :

S_T = = =57 [кВА].

Выбираем 2 трансформатора типа ТМГ - 63/10, S_ном=63кВА.

Трансформаторы устанавливаются в ячейки КРУН.

9. Расчет заземляющего устройства (зу) подстанции. выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющийся к напряжению прикосновения. подключение приемников к ЗУ

9.1 Расчет ЗУ подстанции

Исходные данные:

1.Подстанция является понижающей, имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно - заземленной нейтралью на стороне 110 кВ;

2. Площадь застройки подстанции 32 х 50 = 1600 м;

3. Искусственный заземлитель предполагается выполнить электродами из стального стержня диаметром dст = 16 мм, длиной lст = 5 м, соединённой стальной проволокой диаметром 12 мм и заглублённой на глубину 0,7 м;

4. Основываясь на [1], длина контура lк = 2•(32 - 4 + 50 - 4) = 148 м;

5. Грунт в месте сооружения подстанции имеет удельное сопротивление Климатическая зона 3.

Согласно [1] заземляющее устройство защитного заземлителя подстанций 110 кВ в сети с заземлённой нейтралью в любое время года должно иметь сопротивление Естественные заземлители не используются. Принимаем

Определяется расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

Ом•м, (9.1)

Ом•м, (9.2)

где коэффициенты сезонности для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимаемый по [14].

(Ом•м),

(Ом•м).

Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле:

Ом, (9.3)

где t ? расстояние от поверхности до центра стержня, м;

(Ом).

Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом [14] коэффициенте использования вертикальных заземлителей:

шт, (9.4)

(шт).

Определяем расчётное сопротивление растеканию горизонтальных полос по формуле:

Ом, (9.5)

(Ом).

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов:

Ом, (9.6)

(Ом).

Уточняется число вертикальных электродов:

шт, (9.7)

(шт).

Окончательно принимаем к установке 126 вертикальных заземлителей.

9.2 Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющих к напряжению прикосновения

ЗУ, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно иметь заземлитель в виде сетки.

Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубине, если необходимость, этого подтверждается расчетом, а само выполнение не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителей. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1 - 0,2 м [18].

10. Внедрение системы АСКУЭ

10.1 Учет электроэнергии

В последнее время для ведения контроля за принимаемыми и расходуемыми ресурсами электроэнергии на всех предприятиях и в быту широко используются системы автоматизированного учета и контроля энергии и мощности (АСКУЭ и М). Данные системы позволяют с высокой точностью определить количество энергии потреблённой или транспортируемой за расчетный период.

Современная автоматизированная система учета электрической энергии должна обеспечивать:

-коммерческий учет электроэнергии (активной и реактивной) в каждой точке учета энергорынка на границе балансовой принадлежности электрических сетей его субъектов;

-определение фактической выработки электроэнергии (активной и реактивной) производителями в интервале времени, принятом для расчетов в оптовом рынке;

-определение фактических объемов электроэнергии (активной и реактивной), поступающей в сети субъектов рынка;

-повышение точности, достоверности и оперативности получения данных о выработке, передаче и потреблении электроэнергии;

-обеспечение синхронности измерений во всех точках учета;

-автоматизацию процесса сбора, передачи и обработки данных приборов учета;

-повышение оперативности управления режимами выработки, передачи и потребления электроэнергии;

-определение и прогнозирование всех составных баланса электроэнергии;

-усовершенствование расчетов за отпущенную электроэнергию; -формирование оптимального рыночных отношений между производителями, поставщиками и потребителями электрической энергии (мощности) на принципах государственного регулирования и конкуренции.

АСКУЭ должна представлять собой распределенную многоуровневую систему измерений, обработки, сохранения и передачи данных коммерческого учета и строиться на принципах открытости архитектуры и распределенного функционирования. Документы, которые описывают протоколы информационного взаимодействия со счетчиками электроэнергии, оборудованием сбора данных, должны находиться в распоряжении Операторов Систем коммерческого учета электрической энергии, а также Главного Оператора.

Система учета электроэнергии должна обеспечивать измерение следующих основных параметров энергопотребления:

- активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) должна быть предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Все основные технические компоненты должны являться средствами измерений и должны быть зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии и УСПД).

Современные технические средства (контроллеры), более мощная и гибкая среда программирования контроллеров предоставляют возможность применения новых принципов функционирования системы, отвечающих современным требованиям, предъявляемым к автоматизированным системам контроля и учета электроэнергии.

10.2 АСКУЭ промышленного предприятия

Основной задачей любого промышленного предприятия является бесперебойное обеспечение электроэнергией своих производственных цехов, а также контроль за потреблением и распределением полученной электроэнергии.

Предприятия - потребители электрической энергии в зависимости от мощности могут иметь в собственности главные понизительные подстанции (ГПП), распределительные устройства (РУ) и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на которых производиться учет электроэнергии. Задачей, как правило, возложенной на электрослужбу предприятия, является определение количества электроэнергии полученной в свои сети и распределенной по ним.

Рассмотрим систему учета установленную на 110/10 кВ Нифантово, ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна является крупнейшим потребителем электроэнергии. Основное питание ГПП осуществляется по ВЛ-110 кВ «Шексна-1,2».

Для того, чтобы учесть весь транспорт электрической энергии через ПС необходимо на всех отходящих присоединениях устанавливать счетчики. На присоединениях, по которым возможен переток в прямом и обратном направлении устанавливаются двунаправленные приборы учета, в остальных случаях одно направленные. Каждый счетчик должен быть подключен к контроллеру АСКУЭ (устройству сбора и передачи данных). И уже оператор ПВМ производит опрос УСПД и дальнейшую обработку данных.

На данный момент существует много производителей сумматоров и приборов учета. Данные со счетчиков могут передаваться на сумматоры так же разными способами: сбор импульсов, передача по интерфейсу RS-485, Ethernet передача. Последние два способа наиболее точны, так как в сумматор передается профиль мощности со счетчика.

На ПС установлена система на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) производства СКБ «Амрита» «Ток-С». Сбор данных по линиям 110 кВ осуществляется со счетчиков полной энергии типа СЭТ-4ТМ 03.01 по интерфейсам RS-485 и импульсным каналам (в этом случае импульсные каналы являются дублирующими). По вводам 10 кВ и по всем отходящим линиям 10 кВ установлены однонаправленные счетчики активной и реактивной энергии. Сбор данных с приборов учета по стороне 10 кВ осуществляется по импульсным каналам. Приведем структурную схему АСКУЭ ПС.

Рис. 1 - Структурная схема организации АСКУЭ ПС

Для сбора информации объекта необходимо правильно настроить УСПД и если требуется приборы учета (счетчики требуют настройки если подключаются по интерфейсам RS-485 и Ethernet). Так в сумматоре «Ток-С» существуют режим для настройки даты и времени, параметров импульсных каналов, параметров цифровых каналов (RS-485), скорости передачи данных, задание паролей доступа к УСПД. При подключении приборов учета по импульсным каналам необходимо прокладывать кабель от каждого счетчика до УСПД или промежуточного концентратора. При подключении приборов по цифровым каналам (интерфейс RS-485) прокладывается один магистральный провод и от него через разветвители подключаются счетчики.

10.3 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по импульсным каналам

При подключении счетчика по импульсным каналам необходимо в контроллер ввести информацию о передаточном коэффициенте счетчика (измеряется в имп/кВт*ч или имп/кВар*ч) и параметры расчетного коэффициента - для приведения к измеряемым величинам по первичной сети (измеряется как произведение К_ТТ*К_ТН). На сам сумматор поступают импульсы со счетчика, поскольку в контроллер введено передаточное число прибора учета, полученные импульсы пересчитываются в электроэнергию. Но, энергия учтенная счетчиком, это энергия во вторичных цепях. Чтобы привести электроэнергию к первичной сети используется расчетный коэффициент. Таким образом, благодаря внесенным данным в УСПД хранится информация об электроэнергии переданной, полученной или потребленной по первичной цепи.

10.4 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по цифровым каналам

Если рассмотреть настройку каналов RS-485 то можно получить два варианта, но оба они будут сходиться в настройке обращения к счетчику, а именно: настройка сетевого адреса, пароль доступа к прибору, выбора одного из направлений и вида энергии учитываемого микропроцессорным счетчиком. Принципиальной разницей в настройке цифровых каналов этом случае будет являться только прошивка расчетного коэффициента, где он будет учтен либо в счетчике, либо в УСПД.

11. Экономическая часть ВКР

11.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

Сметой называется экономический документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружение данного объекта.

В смете находят своё отражение затраты на приобретение оборудования и материалов, их монтаж, транспорт и прочие расходы.

Основными документами для составления сметы являются ТЕРм-2001 в редакции 2014 года и прайс-листы оборудования. Стоимость оборудования в смете - по ценам организаций поставщиков 2016 года.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 "О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на III квартал 2015 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

- стоимость материалов= 5,81;

- заработная плата= 21,68;

- эксплуатация машин= 7,64.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Пересчет сметы в цены текущего года проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров, работ и услуг.

Для того чтобы определить сметную стоимость строящегося объекта в ценах текущего периода, необходимо исчислить полную сметную стоимость строящегося объекта, т.е. учесть накладные расходы, которые определялись на период, когда действовали прейскурантные цены.

Полная стоимость объекта:

, тыс.руб., (11.1)

где С_СМР - стоимость строительно-монтажных работ по возведению зданий и сооружений, монтажа технологического оборудования;

С_ОБ - затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования;

С_ПР - прочие лимитированные затраты.

Сметно-финансовый расчет в базисных ценах представлен в приложении 3.

Итоговая стоимость монтажных работ, приведенная в цены 2016 года приведена в приложении 4 таблице 4.1

11.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 42686970 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль на подстанции получаем от продажи электроэнергии по двухставочному тарифу. Тарифы привязаны к Вологодской области.

Тарифы определяем согласно приказа РЭК Вологодской области от 25.12.2014 № 991 «Об установлении цен (тарифов) на электрическую энергию по Вологодской области на 2015 год» и «Предельных минимальных уровнях на передачу электроэнергии Северо-западного федерального округа на 2015 год.»

С 1 июля 2015 года установлены круглосуточные тарифы на электроэнергию для населения, проживающего в домах с электроплитами - 3,06 руб.\кВт.ч., с газовыми плитами - 3,83 руб.\кВт.ч., в сельских населенных пунктах - 2,68 руб.\кВт.ч.

Для расчета прибыли необходимо знать количество энергии проданной за период.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

W_э.год - реализованная электроэнергия за одни год, определяется как:

W_э.год=0,7 Р_max •t, кВт, (11.2)

W_э.год = 0,7•7000•8760=42924000 (кВт•ч).

Для одноставочного тарифа (сельские потребители):

Ц_э.э.год=б1• W_э.год •8760, тыс. руб., (11.3)

где б1 - стоимость электроэнергии в сельской местности, б1 = 2,68 руб/кВт;

Ц_э.э.год=2,68•42924000•8760 = 49655,7 (тыс.руб).

Прибыль:

П_р=0,1•Ц_э.э.год=0,1•49655,7 = 4965,57 (тыс. руб.)

А- амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 34767 100 ·0,06 = 2086 (тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

А. Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 4965,57+2 086 = 7051,57 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД=6078+5240+5417+3894+3357+2894+2495+2150+1854+1598+1377+1187+1024+882+761=39315 (тыс. руб.)

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=2453+2114+1823+1571+1354+1168+1006+868+748+645+556+479+413+356+107=15866 (тыс. руб.)

Г. Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС=ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход значительно превышает объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР=ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

12. Мероприятия по экономии энергоресурсов

12.1 Эффективность установки ККУ - 10

Определим потери напряжения в сети без применения компенсирующих конденсаторных установок и с установкой ККУ - 10 кВ.

Потери напряжения, в максимальном режиме, определим по формуле:

кВ, (12.1)

кВ, (12.2)

где r_У - суммарное активное сопротивление ВЛ - 110 кВ и силового трансформатора, ом;

х_У - суммарное реактивное сопротивление ВЛ - 110 кВ и трансформатора, ом;

Рмах - максимальная активная мощность, кВт;

Qмах - максимальная реактивная мощность, квар;

Qк - мощность конденсаторной установки, квар.

r_У, х_У - взяты из раздела 5, Рмах, Qмах, Qк - найдены в разделе 1.

(кВ),

(кВ).

Тогда напряжение на шинах НН ПС будет равно:

, кВ, (12.3)

 (кВ),

(кВ).

По формулам (3.9) и (3.10) определим потери напряжения в конце линий:

(кВ),

(кВ),

(%),

(%).

Как видно из расчетов без установки ККУ в максимальном режиме не выдерживается минимально допустимые потери напряжения, а при применении компенсирующего устройства напряжения находится в пределах допустимого.

Заключение

В ВКР рассматривалось проектирование электроснабжение сельскохозяйственного района, питание осуществляется от ПС 110/10, и рассчитаны две ВЛ - 10 кВ.

Оценены существующие потребители и найдены их расчётные мощности. При выборе трансформаторов подстанции и схемы электроснабжения основное внимание уделялось надёжному и бесперебойному электроснабжению потребителей. Учитывая напряжение системы, а также удалённость и мощность потребителей, и все перечисленные факторы, на подстанции принимаем к установке два трансформатора марки ТМН-6300/110/10.

Произведен выбор компенсирующих устройств 10 кВ и показан эффект от установки ККУ.

Рассчитаны и выбраны КТП - 10/0,4, ВЛ - 10 кВ выполнены проводом СИП 3, на опорах СВ 110.

Рассчитаны токи трёхфазного короткого замыкания на шинах 110, 10 кВ и ВЛ - 10 кВ.

Был проведён выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры. Разработана система релейной защиты и автоматика для силового трансформатора и отходящих ВЛ - 10 кВ на терминалах «Сириус».

Изложен материал по учету электроэнергии и разработаны мероприятия по энергосбережению. Произведён расчёт защитного заземления подстанции.

Определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения- 42686970 руб.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003.

2. Блок, В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для электроэнергет. спец. вузов / В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1986. - 430 с.: ил.

3. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова [и др.]; под ред. А.А. Васильева - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.: ил.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. Образования / Л.Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

5. СП-31-110-2003. Свод правил по проектированию и строительству /Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. Взамен ВСН 59-88. Госстрой Росси, 2004-01-01.-38с.

6. Ополева, Г.Н. Схемы подстанции электроснабжения: Справочник: учеб. Пособие/ Г.Н. Ополева - М.: ИД «ФОРУМ»: ИНФРА-М, 2008. - 480 с. - (Высшее образование)

7. Типовой проект ТП Л56-97. Опоры одноцепные железобетонные ВЛ - 10 кВ на стойках СВ110, С112, СВ105 с защищенными проводами.

8. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев, И.П.Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

9. Рекомендации по выбору уставок устройств защиты трансформаторов «Сириус Т3» - ЗАО «Радиус-автоматика», 2003. - 11с.

10. Чернобровов, Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е, перераб. и доп./ Н.В. Чернобровов - М.: Энергия, 1974. - 680 с.: ил.

11. Булычев, А.В. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Примеры и задачи с решениями: учебное пособие/А.В. Булычев, Н.Д. Поздеев, А.А. Наволочный - Вологда, ВоГТУ, 2006. - 132 с.

12. Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. ТЕРм - 2001. Сборник №8. Электрические установки. - Издание официальное, Вологодская обл., 2001.

13. Строительные нормы и правила. Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сб. № 8. Электротехнические установки / Госстрой СССР. - М.:Стройиздат, 1985. - 191 с.

14. Федоров, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/ А.А. Федоров, Г.В. Сербиновский: Кн. 1. Проектно-расчетные сведения. - М.: Энергоатомиздат, 1973. - 520 с.

Приложение 1

Выбор трансформаторов для КТП

Таблица 1.1 - Результаты расчета и выбора трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 Добрец

Наименование КТП	Потребители	Nпотр, шт.	Pрасч, кВт	Qрасч, квар	SрасчУ, кВА	Sном.тр, кВА
Деревня	Жил. дома	80	49,3	19,7	61,4	100
	Светильники	10	2,5	2,9
	Водокачка	1	4	3
Кичино	Жил. дома	90	53,5	21,4	67,9	100
	Светильники	12	3	3,5
	Водокачка	1	5	3,8
Едома	Жил. дома	84	51,7	20,7	59,1	100
	Светильники	10	2,5	2,9
Маурино	Жил. дома	75	46,2	18,5	60	100
	Светильники	12	3	3,5
	Водокачка	1	5	3,8
Добрец	Жил. дома	90	53,5	21,4	96,5	160
	Светильники	12	3	3,5
	Телятник 300 голов	1	13	9
	Магазин	1	10	5
	Водокачка	1	6,5	4,9

Таблица 1.2 - Результаты расчета и выбора трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 Тырканово

Наименование КТП	Потребители	Nпотр, шт.	Pрасч, кВт	Qрасч, квар	SрасчУ, кВ•А	Sном.тр, кВ•А
Гаражи	Гараж с профилакторием на 60 машин	1	45	40	60,2	100
Нифантово 1	Жил. дома	120	63,4	25,3	119	160
	Светильники	20	5	5,9
	Административное здание	1	15	10
	Столовая на 25 мест	1	5	3
	Магазин	2	20	5
Нифантово 2	Жил. дома	150	72,6	34,8	178,5	250
	Светильники	25	6,3	7,4
	Гаражи с профилакторием на 10 машин	1	20	18
	Детский сад на 50 мест с эл. плитой	1	18	5
	Школа на 190 учащихся с эл. плитой	1	40	20
Деревня	Жил. дома	90	53,5	21,4	67,2	100
	Светильники	10	2,5	2,9
	Водокачка	1	5	3,8
Комплекс	Комплекс на 800 голов	1	165	145	331	2 х 400
	Склад с ДКУ-2	1	25	23
	Телятник 300 голов	1	13	9
	Мельница вальцовая	1	35	25
	Водокачка	3	15	11,3

Приложение 2

Выбор сечения проводов

Таблица 2.1 - Выбор сечения проводов ВЛ - 10 кВ

Наименование ВЛ - 10 кВ	Iмах, А	Fрасч, мм2	Fст, мм2	Iдоп, А	Lвл, км	rо, Ом/км ------------- rвл,Ом	хо, Ом/км ------------- хвл,Ом	U2, кВ ДU, %
Добрец	32,4	23,1	50	245	7	0,63 4,41	0,35 2,45	10,33 1,6
Тырканово	76,3	54,5	70	310	8	0,45 3,6	0,2 1,6	10,21 2,7
ПТФ 1	72,8	52	70	310	2	0,45 0,9	0,2 0,4	10,46 0,4
ПТФ 2	64,7	46,2	50	245	2,5	0,63 1,58	0,35 0,88	10,38 1,1
ПТФ 3	119,6	85,4	95	430	2	0,33 0,66	0,15 0,3	10,43 0,7
ПТФ 4	72,8	52	70	310	2	0,45 0,9	0,2 0,4	10,46 0,4
ПТФ 5	18,5	13,2	50	245	2,5	0,63 1,58	0,35 0,88	10,48 0,2
ПТФ 6	96	68,6	70	310	2	0,45 0,9	0,2 0,4	10,43 0,7
Парк 1	115,6	82,6	95	430	10	0,33 3,3	0,15 1,5	10,00 4,8
Парк 2	115,6	82,6	95	430	10	0,33 3,3	0,15 1,5	10,00 4,8

Приложение 3

Локальная смета электромонтажных работ

Операция	Шифр и номер позиции норматива	Наименование работ и затрат	Кол-во ед. изм.	Стоимость на единицу, руб.	Общая стоимость, руб	Затраты труда рабочих, не занятых обсл. машин, чел-ч.
				Всего основной зарплаты	Экспл. маш. в т.ч. зарплаты	Материалы	Всего	Основной зарплаты	Экспл. маш. в т.ч. зарплаты	Материалы	На един.	Всего
№1 Монтажные работы
1	ТЕРм 08-01-001-11	Трансформатор трехфазный 110 кВ, мощность 6,3 МВА	2 шт	14301,02 4166,60	8207,91 784,51	1926,51	28602,04	8333,20	16415,82 1569,02	3853,02	415,00	830,00
2	ТЕРм 08-01-065-01	Слив масла с тр-ра	29,4 т	430,70 35,24	395,46 22,80	-	12662,58	1036,06	11626,23 670,32	-	5,31	156,11
3	ТЕРм 08-01-005-02	Сушка тр-ра методом термодиффузии до 80МВА	2 шт	7435,40 4005,96	1591,26 7,79	1838,18	14870,80	8011,92	3182,52 15,58	3676,36	399,00	798,00
4	ТЕРм08-01-064-01	Сушка трансформаторного масла	29,4 т	427,49 167,67	166,35 8,53	93,47	12568,21	4929,50	4890,69 250,78	2748,02	16,70	490,98
5	ТЕРм 08-01-065-01	Заливка масла в тр-р	29,4 т	430,70 35,24	395,46 22,80	-	12662,58	1036,06	11626,23 670,32	-	5,31	156,11
6	СНиП, Прил.№1 №10	Ревизия тр-ра	2 шт	758,2 462,8	295,4 74,62	-	1516,4	925,6	590,8 149,24	-	249,5	499
7	ТЕРм 08-01-009-04	Выключатель элегазовый 110 кВ	2 шт	10683,76 3952,99	6258,42 500,67	427,35	21367,52	7905,98	12516,84 1001,34	854,70	316,00	632,00
8	ТЕРм 08-01-011-06	Разъединитель 110 кВ, с 1 или 2 ЗН	8 компл	2035,22 490,96	1093,29 160,70	450,97	16281,76	3927,68	8746,32 1285,60	3607,76	48,90	391,2
9	ТЕРм08-01-013-01	Заземлитель однополюсный 110кВ	2шт	569,23 129,52	342,50 82,88	97,21	1138,46	259,04	685,00 165,76	194,42	12,90	25,80
10	ТЕРм 08-01-015-02	Ограничитель перенапряжений 110кВ	2компл	1806,18 307,22	826,74 83,45	672,22	3612,36	614,44	1653,48 166,90	1344,44	30,60	61,20
11	ТЕРм 08-01-015-02	Ограничитель перенапряжений 110 кВ	2/3компл	1806,18 307,22	826,74 83,45	672,22	1210,8	204,81	551,16 55,63	448,15	30,60	20,4
12	ТЕРм 08-01-007-02	Трансформатор напряжения 110 кВ	2компл	1642,01 247,99	824,64 88,89	569,38	3284,02	495,98	1649,28 177,78	1138,76	24,70	49,4
13	ТЕРм08-01-023-1	Спуск, петля или перемычка, сечение провода до 300 мм2, количество проводов в фазе 1	18шт	116,42 47,99	67,03 22,07	1,4	2095,56	863,82	1206,54 397,26	25,2	4,78	86,04
14	ТЕРм08-01-022-01	Ошиновка из алюминиевых труб для ОРУ 110	3пролет	1272,18 588,34	282,24 16,54	401,60	3816,54	1765,02	846,72 49,62	1204,80	58,60	175,80
15	ТЕРм08-01-026-01	КРУН 10 кВ серии К-59 (ячейка секц. Разъединителя)	1шт	668,94 389,55	243,16 17,32	36,23	668,94	389,55	243,16 17,32	36,23	38,8	38,8
16	ТЕРм08-01-026-01	КРУН 10 кВ серии К-59 (с выключателем)	17шт	668,94 389,55	243,16 17,32	36,23	11371,98	6622,35	4133,72 294,44	617,10	38,8	659,6
17	ТЕРм08-01-026-02	КРУН 10 кВ серии К-59 (с измерительными трансформаторами)	2шт	429,68 177,71	215,74 15,73	36,23	859,36	355,42	431,48 31,46	72,46	17,7	35,4
18	ТЕРм08-01-026-01	КРУН 10 кВ серии К-59 (ячейка с ТСН)	2 шт	668,94 389,55	243,16 17,32	36,23	1337,88	779,1	486,32 34,64	72,46	38,8	77,6
19	ТЕРм08-01-026-01	КРУН 10 кВ серии К-59 (ячейка с П-10)	2 шт	668,94 389,55	243,16 17,32	36,23	1337,88	779,1	486,32 34,64	72,46	38,8	77,6
20	ТЕРм 08-01-053-01	Трансформаторы тока 10 кВ	43шт	52,60 24,40	12,91 0,86	15,29	2051,4	951,6	503,49 33,54	596,31	2,43	104,44
21	ТЕРм 08-01-067-10	Комлектная конденсаторная установка, до 1700 кг	2шк	787,51 90,26	670,46 38,82	26,79	1575,02	180,52	1340,92 77,64	53,58	8,99	17,98
22	ТЕРм 08-02-148-01	Кабель до 35кВ проложенный в трубах до 1 кг/м	10 100 м	714,02 124,50	501,04 42,65	88,48	7140,20	1245,00	5010,40 426,50	884,80	12,40	124,00
23	ТЕРм 08-02-141-04	Кабель до 35кВ проложенный в траншее до 6 кг/м	3 100 м	1395,16 218,87	1078,92 85,02	97,37	4185,48	656,61	3236,76 255,06	292,11	21,80	65,40
24	ТЕРм 33-04-003-04	Установка ж/б опор одностоечных	158шт	184,35 64	96,35 17,05	-	29127,3	10112	15223,3 2693,9	-	4,77	753,66
25	ТЕРм 33-04-003-05	Установка ж/б опор одностоечных с подкосом	20шт	349 114,87	210,13 36,71	-	6980	2297,4	4202,6 734	-	10,16	203,2
26	ТЕРм 33-04-009-06	Подвеска проводов ВЛ-10 кВ сечением выше 35 мм2	15км	2758,36 707,94	1800,29 387,69	-	41375,4	10619,1	27004,35 5815,35	-	72,21	1083,15
27	ТЕРм 08-02-159-06	Концевая заделка в резиновой перчатке 3х жильного кабеля 10 кВ до 70 мм2	8шт	33,54 24,30	2,49 0,14	6,75	268,32	194,40	19,92 1,12	54,00	3,36	26,9
28	ТЕРм 08-01-025-01	Подстанция комплектная трансформаторная 10кВ до 400кВА	11шт	1816,89 310,24	1173,96 103,03	332,69	19985,79	3412,64	12913,56 1133,33	3659,59	30,90	339,9
		Итого						78903,9	151423,9 18208,1	25506,7		7979,67
Материалы в текущих ценах 2016 г.
1	Прайс Промкабель	Кабель АВВГнг-10-3х50	0,3км	131000,00	-	-	39300,00	-	-	-	-	-
2	Прайс Промкабель	Кабель КУГВВЭнн 14х0,5	1км	33500,00	-	-	33500,00	-	-	-	-	-
3	Прайс Техэлектро	Муфты ЗКВТп-10-50/70	8шт	1100,00	-	-	8800,00	-	-	-	-	-
4	Прайс Элекс	Провод АС - 150/24	0,8км	93000,00	-	-	74400,00	-	-	-	-	-
5	Прайс Элекс	Жесткая ошиновка А 80х5	1компл	250000,00	-	-	250000,0	-	-	-	-	-
6	Прайс ЖБИ Комплект	Опоры СВ-110 одностоечные 10 кВ	158шт	5500,00	-	-	869000,0	-	-	-	-	-
7	Прайс ЖБИ Комплект	Опоры СВ-110 одностоечные с приставкой 10 кВ	20шт	8500,00	-	-	170000,0	-	-	-	-	-
8	Прайс Эрго	Провод СИП 3 1х50	21км	30000,00	-	-	630000,0	-	-	-	-	-
9	Прайс Эрго	Провод СИП 3 1х70	24км	39000,00	-	-	936000,0	-	-	-	-	-
		Итого					3011000
Оборудование в текущих ценах 2016 г
1	Прайс ООО Аксис	ТМН-6300/110/10	2шт	5000000,00	-	-	10000000	-	-	-	-	-
2	Прайс ООО Аксис	ВЭБ-110/31,5/630У1	2шт	2000000,00	-	-	4000000	-	-	-	-	-
3	Прайс ТК Эсполин	РДЗ-1(2)-110/1000	8компл	52600,00	-	-	420800	-	-	-	-	-
4	Прайс ТК Эсполин	ОПН - П - 110/78	2компл	27000,00	-	-	54000,00	-	-	-	-	-
5	Прайс ТК Эсполин	ОПН - П - 50/78	2шт	19000,00	-	-	38000,00	-	-	-	-	-
6	Прайс Камтекэнерго	Р - 110М	2/3компл	34380,00	-	-	22920,00	-	-	-	-	-
7	Прайс ТД Автоматика	НКФ-110-57У1	2компл	175000,00	-	-	350000	-	-	-	-	-
8	Прайс СТ Систем	Яч. К-59 с вакуумным выкл.(линейная.)	12шт	600000,00	-	-	7200000	-	-	-	-	-
9	Прайс СТ Систем	Яч. К-59 с вакуумным выкл.(вводная, секционная)	3шт	700000,00	-	-	2100000	-	-	-	-	-
10	Прайс СТ Систем	Яч. К-59 с СР	1шт	200000,00	-	-	200000,0	-	-	-	-	-
11	Прайс СТ Систем	Яч. К-59 с П-10	2шт	200000,00	-	-	400000,0	-	-	-	-	-
12	Прайс СТ Систем	Яч. К-59 сТН-10 (ТСН-10)	4шт	300000,00	-	-	1200000	-	-	-	-	-
13	Прайс ТД Автоматика	ТОЛ-10-50-600/5	29шт	8500,00	-	-	246500,0	-	-	-	-	-
14	Прайс ТД Автоматика	ТНШП - 10	10шт	6900,00	-	-	69000,00	-	-	-	-	-
15	Прайс Энергомаш	КТП 10/0,4; 100 кВА	6 шт	89000,00	-	-	534000,0	-	-	-	-	-
16	Прайс Энергомаш	КТП 10/0,4; 160 кВА	1шт	100000,00	-	-	100000,0	-	-	-	-	-
17	Прайс Энергомаш	КТП 10/0,4; 250 кВА	2шт	110000,00	-	-	220000,0	-	-	-	-	-
18	Прайс Энергомаш	КТП 10/0,4; 2х400 кВА	1шт	300000,00	-	-	300000,0	-	-	-	-	-
19	Прайс Энергомаш	УКЛ(П)-57 - 10,5 - 900	2шт	210000,00	-	-	420000,0	-	-	-	-	-
		Итого					27875220

Приложение 4

Стоимость электромонтажных работ

Таблица 4.1 - Итоговая стоимость электромонтажных работ в текущих ценах 2016 года

	Наименование показателя	Коэффициент, отн.ед.	Значение, тыс.руб.
1.	Монтажные работы в базисных ценах в том числе:
	основная заработная плата	1	78,903
	заработная плата машинистов	1	18,208
	затраты по эксплуатации машин	1	151,423
	строительные материалы	1	25,506
2.	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены:
	Удорожание затрат на заработную плату	21,68	1710,617
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	7,64	1156,87
	Удорожание строительных материалов	5,81	148,19
	Всего прямых затрат в текущих ценах		3015,68
	Накладные расходы	0,95	1625,08
	Сметная прибыль организации	0,65	1111,9
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		5752,66
3.	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		27875,2
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	557,5
	расходы на тару и упаковку	0,015	418,1
	транспортные расходы	0,03	836,2
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	1393,8
	заготовительно-складские расходы	0,012	334,5
	расходы на комплектацию	0,005	139,4
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		3679,5
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		31554,7
4.	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		3011
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,04	120,4
	расходы на тару и упаковку	0,015	45,2
	заготовительно-складские расходы	0,012	36,1
	Всего дополнительные расходы на материалы:		201,7
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		3212,7
5.	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	Затраты на временные здания и сооружения	0,039	123,15
	Затраты на работу в зимнее время		-
	Затраты на подвижной характер работы	0,15	136,05
	Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	0,95
	Затраты на добровольное страхование	0,03	95
	Затраты на НИОКР	0,015	510,7
	Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	78,94
	Затраты на охрану объектов строительства	0,013	41,05
	Затраты на содержание дирекции строящихся объектов	0,011	34,74
	Сумма лимитированных и прочих затрат		1020,61
	Авторский надзор	0,002	77,9
	Непредвиденные расходы и затраты	0,03	1168,4
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		2166,91
6.	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		42686,97

Размещено на Allbest.ru