Режимы работы ВЛ 750 кВ

Работы на воздушных линиях электропередачи разделяются на три категории: на отключенной линии вдали от других действующих линий; на отключенной линии вблизи других действующих линий; на линии, находящейся под напряжением.

Кроме того, различают работы:

- требующие подъема на высоту более трех метров от уровня земли и на высоту не менее двух метров от уровня нижнего провода;

- связанные с заменой или реконструкцией элементов опоры или окапыванием стойки опоры на глубину более 0,5 м;

- связанные с прикосновением к проводам, тросам или изоляторам рукой, штангой, каким либо приспособлением;

- выполненные с помощью машин, механизмов, подъемных устройств в охранной зоне линий (оранной называется зона вблизи линии электропередачи с шириной 10 м в обе стороны от линий напряжением до 20 кВ включительно; 15 м - 35 кВ; 20 м - 110 кВ; 25 м - 154 и 220 кВ; 30 м - 500-750 кВ);

- по вырубке деревьев, которые могут упасть на провода линии.

Для безопасности работ отключают линию со всех сторон (откуда может быть подано напряжение) выключателями и линейными разъединителями или отделителями, не имеющими автоматического привода на отключение. Приводы разъединителей и отделителей запирают, на них (и на ключах управления ими) вывешивают плакат «Не включать - работа на линии». Отключение производит оперативный персонал.

На месте работы проверяют отсутствие напряжения и линию заземляют (только вблизи места работ). Для этого накладывают переносное заземление на провода всех фаз. В отдельных случаях переносные заземления устанавливают по обе стороны от места работы с расстоянием между ними не более 2 км.

Заземление на месте работ не требуется, если исключено приближение на опасное расстояние самого работающего, приспособлений и инструментов. Опасным считается расстояние от проводов линии меньше 1 м при напряжениях до 20 кВ, 2 м - 35-220 кВ, 2,5 м - 330 кВ и 3,5 м - 500-750 кВ [28].

Если рабочее место, инструменты, тяговые канаты, ремонтируемые провода оказываются или могут оказаться на опасном расстоянии от действующей линии, находящейся под напряжением, эту линию надо отключить и заземлить в одном месте - вблизи проведения работ. Опасными считаются следующие расстояния: напряжение линии 330 кВ - опасное напряжение до 6,0 м; 500-800 кВ - до 9,0 м.

Чтобы не происходило раскачивание проводов и подхлестывания действующей линии, монтируемые провода закрепляют веревками или капроновыми канатами.

Провода и тросы ремонтируемой линии можно опускать только в случае, если они расположены ниже проводов линии, находящейся под напряжением.

Монтируемые (демонтируемые) провода и тросы заземляют с обеих сторон от пересекаемой линии.

При монтаже и ремонте воздушных линий на пересечениях с железнодорожными, шоссейными и водными путями тросы, провода, опоры могут случайно оказаться на дороге, что опасно для движущегося транспорта и прохожих. Движущийся вблизи места работы транспорт может зацепить провод, трос, оттяжку и захлестнуть ими работающего или вызвать падение опоры вместе с работающим [35].

3.4 Расчет заземляющего устройства промежуточной свободностоящей опоры

На линиях электропередач напряжением 110 кВ и выше заземление выполняется для отвода в землю импульсных токов и токов короткого замыкания, протекающих по линии при переходных процессах в электрической сети.

Заземление необходимо для защиты от обратных перекрытий изоляции линии, при прямом ударе молнии, и для обеспечения правильной работы релейной защиты от замыканий на землю и автоматики.

Принято различать стационарное сопротивление заземления R, измеряемое на постоянном токе с помощью амперметра и вольтметра или одним из стандартных измерителей сопротивления, и импульсное сопротивление заземления ZИ, которое определяется параметрами тока молнии и процессами искрообразования в грунте.

Грозозащитные заземления опор ВЛ предназначены для защиты от внешних перенапряжений и влияний. Заземление разрядников, молниеотводов и тросов на опорах способствует уменьшению вероятности перекрытия изоляции при грозовых разрядах. Специальные защитные заземления для выравнивания потенциалов вокруг опор и снижение плотности тока, стекающего с заземлителей, на линиях электропередач напряжением 110 кВ и выше, относящихся к категории сетей с эффективным заземлением нейтрали, не предусматриваются.

На линиях электропередач напряжением 110 кВ и выше должны быть заземлены все металлические, железобетонные и деревянные опоры, на которых подвешены тросы, установлены грозозащитные устройства, силовые или измерительные трансформаторы, разъединители и т.п. аппараты. Заземление также предусматривается в тех случаях, когда это мероприятие необходимо для обеспечения надежной работы релейной защиты и автоматики. Согласно ПУЭ должны быть заземлены также железобетонные и металлические опоры ВЛ напряжением 3 - 35 кВ.

Заземлители делятся на естественные и искусственные.

Естественным заземлителем является фундаментная часть опор, состоящая из железобетонных элементов. Согласно ПУЭ [13], проводимость железобетонных фундаментов следует учитывать в грунтах до 500 Ом/м.

Сопротивлением растеканию заземлителей R называется отношение напряжения на заземлителе U, измеренного в месте ввода тока, к отекающему через заземитель току I

.

Зона растекания представляет собой участок земли, в пределах которого может возникать электрический потенциал, вызываемый электрическим током.

Напряжением на заземлителе называется напряжение между заземлителем и какой-либо точкой за пределами зоны растекания при стекании тока с заземителя в землю.

Величина R прямо пропорциональна расчетному удельному сопротивлению грунта ?р, которое учитывает электропроводность различных слоев земли, и непосредственно зависит от выбранной конструкции заземляющего устройства.

Нормирование сопротивления ЗУ производится для обеспечения надежных и экономичных решений при проектировании ВЛ электропередач и позволяет определять состояние заземляющего устройства в процессе эксплуатации.

Для обеспечения грозоупорности стационарное сопротивление заземляющих устройств опор воздушных линий электропередач в летнее время (грозовой сезон), при отсоединенных тросах должно быть не более значений приведенных в таблице 3.2.

Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивление ЗУ должно быть в два раза меньше по сравнению с приведенными в таблице 3.2.

В горных районах с учетом особенности протекания грозовых процессов, сопротивление заземляющих устройств опор независимо от удельного сопротивления грунтов не должно превышать 50 Ом.

Таблица 3.2 - Сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ

Удельное эквивалентное сопротивление грунта ?, Ом·м	Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом
До 102	До 10
Более 102 до 5·102	До 15
Более 5·102 до 10·102	До 20
Более 10·102 до 5·103	До 30
Более 5·103	6·10-3?

Приведенный диапазон нормированных в различных грунтах значений сопротивлений заземляющих устройств соразмерен, с одной стороны, с наблюдающимся снижением токов молнии при возрастании удельного сопротивления грунтов, а с другой - с практической возможностью и экономической целесообразностью осуществления заземлений соответствующих параметров.

Фундаментная часть металлической свободностоящей опоры состоит из 8 подножников, расположенных на расстояниях в среднем показанных на рисунке 3.1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 - План расположения фундаментов промежуточной свободностоящей опоры ВЛ 750 кВ Д = 17 м; А = 6,4 ? 8 м в зависимости от высоты опоры

Типы фундаментов от Ф1 до Ф5 отличаются размерами и создаваемой естественной проводимостью.

Район прохождения трассы проектируемой ВЛ относится ко II РКУ (г.Харьков). В этом районе преобладают суглинки, удельное сопротивление которых в сухое время года не превышает ? ? 300 Ом·м.

По расчетам, приведенным в [36] таблицы 2.8, предельные значения удельных сопротивлений грунтов, при которых обеспечивается R~ использованием естественных заземлителей ?н ? 630 Ом·м (с подножниками Ф3).

Из этих сведений можно сделать вывод, что для данного типа опор не нужно применять искусственные заземлители.

3.5 Пожарная безопасность

Очень большой ущерб окружающей среде наносят пожары, обычно возникающие в весеннее - летний период. Поэтому при сооружении ВЛ значительное внимание следует уделять противопожарным мероприятиям. Необходимо, чтобы просеки стоящих ВЛ были расчищены от сухого валежника, хвороста, кустарника и других горючих материалов, места разведения костров - окопаны канавами, а невывезенные штабеля древесины и порубочных остатков - окаймлены минерализованной полосой шириной 1 м (с полностью удаленным до минеральных слоев почвы растительным грунтом). В жилых поселках, на территориях складов и мест стоянок машин и механизмов необходимо иметь полные комплекты средств пожаротушения (огнетушители, помпы, багры, ведра и др.).

При проведении основных работ место проведения работ должно быть обеспечено средствами тушения пожара. Все огневые работы следует заканчивать до начала устройства сгораемых полов, с укладки сгораемой теплоизоляции, отделочных работ, связанных с применением сгораемых материалов.

Прекращение горения может быть достигнуто различными путями:

- охлаждением зоны горения или горящего вещества;

- снижением скорости реакции окисления за счет разбавления реагирующих веществ

- изоляцией горящего вещества от зоны горения;

- химическим торможением реакции окисления «горения».

Реализация перечисленных способов может быть достигнута сочетанием огнетушащих и технических средств или только техническими средствами.

Выбор огнетушащего средства для прекращения горения зависит от обстановки на пожаре и определяется:

- свойствами и состоянием горящего материала;

- видом пожара (на открытом пространстве, в ограниченном объеме);

- условиями тепло- и газообмена на пожаре;

- параметрами пожара (площадью горения, температурой и т.п.);

- условиями проведения работ по прекращению горения (например, наличием или отсутствием непосредственной угрозы лицам, осуществляющим подачу средств тушения);

- наличием и количеством огнетушащих средств;

- эффективностью огнетушащего средства [17].

3.6 Меры защиты от воздействия электрического поля и требования к производству работ вблизи ВЛ

В целях защиты населения от воздействия электрического поля ВЛ устанавливаются санитарно-защитные зоны. Санитарно-защитной зоной ВЛ является территория вдоль трассы ВЛ, в которой напряженность электрического поля превышает 1 кВ/м.

Для вновь проектируемых ВЛ, а также зданий и сооружений допускается принимать границы санитарно-защитных зон вдоль трасы ВЛ с горизонтальным расположением проводов и без средств снижения напряженности электрического поля по обе сторону от неё на следующих расстояниях от проекции на землю крайних фазных проводов в направлении, перпендикулярном к ВЛ: напряжение ВЛ 330 кВ - расстояние 20 м; 500 кВ - 30м; 750 кВ - 40 м; 1150 кВ - 50 м.

При этом должны быть приняты меры к снижению радиопомех до уровней, нормируемых ГОСТ 22012-82 «Радиопомехи индустриальные от линий электропередачи и электрических подстанций. Нормы и методы измерений».

В качестве предельно допустимых уровней приняты следующие значения напряженности электрического поля:

- внутри жилых зданий 0,5 кВ/м;

- на территории жилой застройки 1 кВ/м;

- в населенной местности, вне зоны жилой застройки (земли городов в пределах городской черты в границах и перспективного развития на 10 лет, пригородные и зеленые зоны и т.п.) - 5 кВ/м;

- на участках пересечения ВЛ с автомобильными дорогами 1 - 4 категорий 10 кВ/м;

- в населенной местности (незастроенные местности, даже часто посещаемые людьми, доступные для транспорта и сельскохозяйственные угодья) 15 кВ/м;

- в труднодоступной местности (не доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин) и на участках, специально выгороженных для исключения доступа населения, 20 кВ/м.

При напряженности электрического поля выше 1 кВ/м должны быть приняты меры по исключению воздействия на человека ощутимых электрических разрядов и токов стекания.

Предельно допустимые значения напряженности нормируются для электрического поля, не искаженного присутствием человека. Напряженность электрического поля определяется на высоте 1,8 м от уровня земли, а для помещений - от уровня пола.

Контроль за соблюдением предельно допустимых уровней напряженности электрического поля следует производить:

- при приемке в эксплуатацию новых зданий, сооружений и зон организованного пребывания людей вблизи ВЛ;

- после проведения мероприятий по снижению уровней электрического поля ВЛ.

В местах возможного пребывания человека напряженность электрического поля может быть уменьшена путем:

- удаления жилой застройки от ВЛ;

- применения экранирующих устройств и других средств.

Сельскохозяйственные угодья, находящиеся в санитарно-защитных зонах ВЛ рекомендуется использовать для выращивания сельскохозяйственных культур не требующих ручной обработки.

Машины и механизмы на пневматическом ходу, находящиеся в санитарно-защитных зонах ВЛ, должны быть заземлены. В качестве заземлителя допускается использовать металлическую цепь, соединенную с рамой или кузовом и касающуюся земли.

Машины и механизмы без крытых металлических кабин, применяемые при сельскохозяйственных работах в санитарно- защитной зоне ВЛ напряжением 750 кВ и выше, должны быть оснащены экранами для снижения напряженности электрического поля на рабочих местах механизаторов.

На территории санитарно-защитных зон ВЛ напряжением 750 кВ и более запрещается выполнять сельскохозяйственные и другие работы лицам в возрасте до 18 лет.

В пределах санитарно-защитной зоны запрещается:

- размещать жилые и общественные здания и сооружения, площадки для стоянки и остановки всех видов транспорта, предприятия по обслуживанию автомобилей и склады нефти и нефтепродуктов;

- производить операции с горючим, выполнять ремонт машин и механизмов.

Трассы проектируемых и вновь сооружаемых ВЛ должны выбираться таким образом, чтобы эти объекты не оказались в пределах санитарно-защитных зон или были бы вынесены за пределы этих зон.

Допускается оставлять жилые здания и приусадебные участки в санитарно-защитных зонах действующих ВЛ напряжением 330 - 500 кВ при условии снижения напряженности электрического поля внутри жилых зданий и на открытой территории до допустимых значений. В санитарно-защитных зонах действующих ВЛ напряжением 750 кВ и выше оставлять жилые здания и приусадебные участки запрещается.

Металлические кровли зданий, оставляемых в санитарно-защитных зонах ВЛ напряжением 330 - 500 кВ, должны быть заземлены не менее чем в двух местах. Сопротивление заземления не нормируется.

Значительное шумовое воздействие на окружающую среду производят распределительные устройства. Основным источником шума в РУ являются силовые трансформаторы (постоянный шум) и воздушные выключатели (только в процессе отключения). Уровень шума, создаваемый трансформаторами, увеличивается при увеличении массы магнитопровода. В связи с этим при увеличении мощности трансформаторов создаваемый ими шум усиливается.

Одним из способов управления качеством трансформаторов является нормирование допустимого уровня шума для каждого типа трансформаторов (ГОСТ 12.1.003-83).

В связи с изложенным при проектировании РУ определяется расстояние, на котором следует его располагать для ограничения уровня шума на территории жилой застройки до допустимого. Если такое расстояние реализовано быть не может, то может быть использовано одно из следующих мероприятий:

- создание звукового экрана между РУ и территорией жилой застройки, как правило, в виде стенки необходимой высоты и толщины с использованием рельефа местности (СНиП II-12-77);

- окружение трансформатора со всех сторон звукопоглощающими преградами (естественно это крайняя мера);

- создание полос зеленых насаждений между РУ и территорией жилой застройки, при этом должно быть обеспечено плотное прилегание крон деревьев между собой и заполнение пространства под кронами до земли кустарником [32].

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В проекте электропередачи 750 кВ выполнены экономические расчеты, которые включают в себя определение капитальных затрат и ежегодных эксплуатационных расходов, а также расчет себестоимости передачи электрической энергии.

4.1 Определение сметной стоимости электропередачи 750кВ

Смета является основным экономическим документом, характеризующим совокупность трудовых, материальных и денежных затрат, необходимых для осуществления строительства проектируемого объекта.

Сметную стоимость сооружения проектируемой электропередачи 750 кВ определяем на основе укрупненных показателей стоимости отдельных её элементов [8,37].

При расчете капитальных вложений использованы: сметы на типовые проекты, ценники на оборудование и его монтаж, а также справочные материалы Государственного Украинского института «Укрэнергосетьпроект».

4.1.1 Сметная стоимость воздушной линии

Смета на строительство - неотъемлемая часть рабочего проекта, а утвержденная смета - единственный документ для финансирования строительства и расчетов за выполненные работы.

Сводный сметный расчет представлен в таблице 4.1 и включает по главам следующие объекты работ и затраты на сооружение проектируемой электропередачи 750 кВ.

Глава 1. Подготовка территории строительства.

В этой главе учитываются затраты на снос существующих строений и восстановление их в случае необходимости на вновь отведенном месте; перенос и отвод путей, дорог, линий электропередач и связи, водопровода и других устройств. Вырубка и вывоз леса и кустарника. Возмещение ущерба, причиненного занятием земель, сносов садов, виноградников и др. Расходы заказчика по отводу и закреплению территории строительства. Так как характеристика прохождения трассы проектируемой ВЛ 750 кВ не задана, то необходимые данные для расчетов по этой главе принимаем по приложениям 2.22 и 22а [37].

Глава 2. Объекты основного производственного назначения.

В этой главе учитываются затраты на сооружение воздушных линий электропередачи и подстанций, в том числе

- здания и сооружения подстанций;

- открытые и закрытые распределительные устройства;

- установка силовых трансформаторов и компенсирующих устройств;

- общеподстанционные пункты управлений;

- ячейки на ОРУ электрических станций для подключения отдельных ВЛ;

- устройства релейной защиты ВЛ и противоаварийной автоматики и телемеханики на ПС.

Проектируемую ВЛ 750 кВ с двумя промежуточными подстанциями намечаем выполнить по всей длине на металлических свободностоящих опорах с подвеской проводов 5?АС-400/51 на всех участках.

Стоимость 1 км ВЛ составляет 102 тыс. грн/км.

Общая стоимость ВЛ КВЛ = 102?750 = 76500 тыс. грн.

КВЛ имеет следующие составляющие затрат:

- строительство и монтаж - 81%, что составляет 61 965 тыс. грн.

- оборудование - 14%, что составляет 10 710 тыс. грн.

- прочие затраты - 5%, что составляет 3 825 тыс. грн.

Затраты по сооружению ВЛ приводим к ценам 2005г, умножая составляющие на следующие коэффициенты:

К1 = 5,3 - строительство и монтаж;

К2 = 5,3 - оборудование;

К3 = 5,4 - прочие затраты.

КВЛ = 61965?5,3+10710?5,3+3825?5,4 = 328415+56765+20655 = 405833 тыс. грн

Сметная стоимость воздушной линии представлена в таблице 4.1 (Глава 2).

4.1.2 Сметная стоимость подстанций

В проекте исследуемой электропередачи имеется четыре подстанции: повышающая подстанция, т.е. ОРУ источника питания, 2 промежуточные подстанции и приемная подстанция связи с системой.

Капитальные вложения на сооружение подстанций определяем по укрупненным показателям стоимости [8,37] единицы оборудования (ячейки) с учетом их общего количества в схеме электропередачи.

Капитальные вложения в повышающие трансформаторы типа ОЦ 3?417 МВА

Кт = 1980?2 = 3960 тыс. грн

Капитальные вложения в автотрансформаторы типа АОДЦТН 3?333 МВА

Кат = 5?2100 = 10500 тыс. грн

Капитальные вложения в компенсирующие устройства, т.е. синхронные компенсаторы с установкой по схеме (0+2+2) типа КСВБО - 160 Мвар

Кск = (2500+2500) = 5000 тыс. грн

Кроме того в электропередаче используется 5 групп ШР типа РОДЦ - 3?110 Мвар

Кшр = 950?5 = 4750 тыс. грн

Капитальные вложения в ячейки с выключателями

Кв = 13?700+810?5 = 13150 тыс. грн

здесь учтена стоимость включателей - отключателей к ШР.

Итого капитальные вложения по подстанциям составляют

Кпс = 3960+10500+5000+4750+13150 = 37360 тыс. грн

Кпс имеет следующие составляющие затрат:

- строительство и монтаж - 36%, что составляет 13450 тыс. грн;

- оборудование - 60%, что составляет 22416 тыс. грн;

- прочие затраты - 4%, что составляет 1494 тыс. грн.

Затраты по сооружению ПС приводим к ценам 2005г, используя те же коэффициенты:

Кпс = 13450?5,3+22416?5,3+1494?5,4 = 71285+118805+8068 = 198158 тыс. грн

Сметная стоимость представлена в таблице 4.1 (Глава 2).

Глава 3. Объекты подсобного и обслуживающего назначения.

В этой главе включены затраты на собственные нужды и компрессорную на ПС [прил. 22,37].

Глава 4. Объекты энергетического хозяйства. В сводной ведомости затраты по этой главе включены в главу 2.

Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи.

В этой главе учитываются затраты на связь, телемеханику и транспортное хозяйство для ПС и ВЛ. Затраты на телемеханику и связь подсчитываются отдельно для ПС и ВЛ по приложению 22а [37].

Глава 6. Наружные сети и сооружения водоснабжения, канализации и газификации.

Глава 7. Благоустройство территории.

Вертикальная планировка, устройство дорожек, озеленение и ограждение территории, а также освещение территории ПС. Затраты по этой главе составляют 1% от стоимости строительных работ по главе 2. Они полностью относятся к графе строительно-монтажные работы.

Глава 8. Временные здания и сооружения.

Затраты на возведение и разборку временных зданий и сооружений, аренду существующих. Затраты на устройство подъездов, площадок для сборки опор и т.п. Затраты по главе 8 составляют 4,3% для ВЛ и 3,1% для ПС, взятых от суммы затрат на строительно-монтажные работы по главам 2-7.

Глава 9.

Затраты по главе 9 составляют 0,75 - 1,5 % от суммы прочих затрат по главам 1-8 и полностью относятся к этой графе.

Глава 10. Содержание дирекции, технический надзор строящегося предприятия и авторский надзор. Определяется по приложению 23 [37].

Так как общая сметная стоимость строительства превышает 500 млн. грн., то затраты но содержание дирекции и авторский надзор составляют

7,5·5,4+0,2·10-2(776757-500000) = 958 тыс. грн.

Глава 11. Подготовка эксплуатационных кадров.

Этот вопрос решается в общегосударственном масштабе и поэтому в смете затрат по этой главе не учитывается.

Глава 12. Проектные и изыскательские работы.

Капитальному строительству предшествуют необходимые изыскания и проектные работы. Затраты на них составляют для объектов 750 кВ 10% от стоимости строительно-монтажных работ по главам 1-9 и полностью относятся к этой графе.

В конце сводного сметного расчета предусматриваются суммы на непредвиденные работы и затраты в размере 50% общей стоимости строительства (главы 1-12).

Величину возвратных сумм определяют на основании специальных смет. В дипломном проекте принимаем её в размере 80% стоимости временных зданий и сооружений (глава 8).

4.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

Затраты, связанные с эксплуатацией воздушной линии электропередачи 750 кВ рассматриваются как совокупность следующих экономических элементов:

- амортизация основных фондов;

- основная и дополнительная заработная плата с начислениями;

- вспомогательные материалы;

- прочие расходы;

- оплата услуг сторонних организаций;

- общесетевые расходы.

4.2.1 Расчет амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются исходя из среднегодовой стоимости основных фондов проектируемой электропередачи и действующих норм амортизационных отчислений. Величина амортизационных отчислений по проектируемой электропередаче в целом определяется как сумма отчислений по отдельным видам основных фондов производственного назначения - воздушная линия, ОРУ, трансформаторы и автотрансформаторы, компенсирующие устройства.

Расчет затрат на амортизацию основных фондов приведен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Расчет амортизационных отчислений

Наименование объекта	Стоимость основных фондов, тыс. грн.	Норма амортизационных отчис-лений, %	Сумма амортизационных отчислений, тыс. грн.
Строительство и монтаж ? Гл. 1?6 (ВЛ+ПС)	513175	5,0	25659
Оборудование ЭП ? Гл. 2?6 (ВЛ+ПС)	183572	15,0	27536
Итого основных фондов	696747	-	53195

4.2.2 Расчет численности персонала и фонда заработной платы

Расчет численности персонала производится на основе форм, которые учитывают особенности предприятий электрических сетей ОЭС Украины. Нормативы численности персонала установлены в зависимости от физических объемов оборудования и сооружений, которые находятся на балансе ПЭС.

Нормы численности персонала приведены в приложениях П25-28 [37].

Расчет численности персонала по обслуживанию электропередачи 750 кВ представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Расчет численности персонала

Наименование и характеристика	Количество оборудования	Норматив численности на единицу изме-рения, чел	Расчет чис-ленности персонала, чел
Воздушная линия, км	750	8/100 км	60
Оперативный персонал на одну подстанцию	4	10	40
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы	7	1,28	9,0
Присоединение к воздушным выключателям	18	1,98	36
Компенсирующие устройства	9	1,2	11
Итого численность персонала	-	-	156
в т.ч. по подстанциям	-	-	96

Для определения численности эксплуатационного персонала по категориям можно воспользоваться следующей ориентировочной структурой численности (в процентах к расчетной численности персонала):

рабочие 70%-65%

ИТР 25%-30%

служащие 3%-4%

МОП 1%

Одной из основных составляющих себестоимости передачи электрической энергии по проектируемой ВЛ 750 кВ с двумя промежуточными подстанциями является заработная плата.

Фонд заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала определяется в соответствии с принятой структурой и штатами проектируемого объекта и исходя из средней величины годовой заработной платы.

Годовая заработная плата для отдельных категорий персонала может быть принята в следующих размерах:

рабочие 3000 грн

ИТР 4000 грн

служащие 2500 грн

МОП 2000 грн

В состав заработной платы персонала ПЭС входят следующие составляющие: основная заработная плата, дополнительная ЗП, начисления на заработную плату и текущая премия.

Годовой фонд заработной платы определяется следующим выражением:

Фзп = ЗПосн + ЗПдоп + Нзп + П,

где Фзп - годовой фонд заработной платы персонал ПЭС;

ЗПосн - основная заработная плата;

ЗПдоп - дополнительная заработная плата;

Нзп - начисления на заработную плату;

П - текущая премия персонала.

Основная заработная плата по отдельным категориям персонала определяется по формуле

где ЗПосн i - средняя заработная плата одного работника, соответствующей категории персонала, грн/год;

Ri - численность персонала данной категории, чел;

n - численность категорий.

Другие компоненты фонда заработной платы определяются процентом основной ЗП с учетом соответствующих коэффициентов. Тогда

где ?доп - коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату;

?сс - коэффициент, учитывающий начисления на ЗП для социального страхования;

?пр - коэффициент, учитывающий премию.

При общем числе персонала в 156, по категориям деление такое:

Рабочие - 100

ИТР - 47

Служащие - 7

МОП - 2

Определяем основной фонд заработной платы по категориям работающих:

Рабочие - тыс. грн.

ИТР - тыс. грн

Служащие - тыс. грн

МОП - тыс. грн

тыс. грн

тыс. грн

4.2.3 Расчет затрат на вспомогательные материалы

В составе затрат на вспомогательные материалы группируются расходы:

- на смазочные, прокладочные и обтирочные материалы;

- трансформаторное масло для выключателей;

- реакторы, малоценные и быстроизнашивающиеся предметы.

При укрупненных расчетах эти затраты принимаются в процентах от суммы годовых амортизационных отчислений и определяются по формуле:

Ивсп = ?вспИА,

где ИА - годовая сумма амортизационных отчислений, тыс. грн.;

?всп - коэффициент, определяющий величину затрат на вспомогательные материалы по элементам электропередачи (строительство и монтаж - ?всп=0,08?0,1; оборудование - ?всп=0,25?0,3).

Вычисляем Ивсп

Ивсп = 0,1?25659+0,25?27536 = 2566+6884 = 9450 тыс. грн.

4.2.4 Прочие расходы

В составе прочих расходов включаются затраты:

- стоимость услуг вспомогательных производств;

- расходы по связи с подстанциями;

- расходы на воздушный транспорт, необходимый для ревизии линии,

- затраты на отопление и освещение производственных зданий и сооружений.

Величина прочих затрат может быть определена по формуле:

Ипр = ?пр(ИА+Фзп),

где ?пр - коэффициент, определяющий величину прочих затрат к сумме амортизационных отчислений и заработной платы, ?пр = 0,12?0,15;

ИА, Фзп - объем амортизационных отчислений и заработной платы.

Вычисляем

Ипр = 0,12(53195+876) = 6488 тыс. грн.

4.2.5 Оплата услуг сторонних организаций

В этой статье расходов учитываются все работы, которые выполняются по заявкам ПЭС. В проектах расчет затрат по этой статье можно определить по выражению

Ипо = ?по·Кпер,

где Ипо - размер оплаты услуг сторонних организаций;

?по - коэффициент, определяющий затраты на услуги посторонних организаций по отношению к первоначальной стоимости объекта Кпер.

Ипо = 0,01?857492 = 8575 тыс. грн.

4.2.6 Общесетевые расходы

Общесетевые расходы учитывают затраты на содержание зданий и сооружений общего назначения, аппарата управления и вспомогательных служб. При расчетах по укрупненным показателям можно воспользоваться формулой

Иобщ = ?общ(ИА+Фзп+Ипр),

где ?общ - коэффициент, определяющий общесетевые расходы по отношению к сумме затрат на амортизацию, заработную плату и прочие затраты, ?общ = 0,13?0,17.

Иобщ = 0,15(53195+876+6488) = 9084 тыс. грн.

4.2.7 Расчет себестоимости передачи электрической энергии

Величина суммарных годовых эксплуатационных затрат по проектируемой электропередаче определяется сметой, в которую включаются все годовые затраты по передаче электрической энергии.

Себестоимость передачи одного кВт·ч электроэнергии определяется деление годовых эксплуатационных расходов на годовой полезный отпуск электроэнергии потребителям

коп/кВт·ч

где И? - суммарные годовые эксплуатационные расходы системы электропередачи, тыс. грн.,

- составляющие эксплуатационных расходов по элементам,

Эотп - годовой полезный отпуск электрической энергии потребителям.

кВт·ч

коп/кВт·ч

Расчет сметы затрат по эксплуатации проектируемой системы электропередачи и калькуляционный расчет себестоимости передачи электроэнергии представлен в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Смета затрат и калькуляция стоимости передачи электроэнергии

Наименование затрат	Сумма годовых затрат, тыс. грн	Себестоимость передачи и распределения энергии
		коп/кВ·ч	%
Амортизационные отчисления	53195	0,3902	60,68
Основная и дополнительная з/п	876	0,0064	1,00
Вспомогательные материалы	9450	0,0693	10,78
Прочие расходы	6488	0,0476	7,40
Услуги посторонних организаций	8575	0,0629	9,78
Общесетевые расходы	9084	0,0666	10,36
ИТОГО	87668	0,6430	100,00

4.3 Расчет технико-экономических показателей электропередачи 750 кВ

Экономичность сооружения и эксплуатации проектируемой линии электропередачи 750 кВ характеризуется системой технико-экономических показателей. Наиболее обобщающими показателями для проектируемых объектов энергетического строительства являются удельные капитальные вложения в подстанции

Кпс уд = Кпс/Рпс,

где Кпс - капитальные вложения в подстанции;

Рпс - установленная мощность подстанции, МВА.

грн/кВА

Удельные капиталовложения в воздушную линию

где lвл - длина линии в км.

тыс. грн/ км.

Годовые потери электрической энергии имеют место в повышающих трансформаторах, автотрансформаторах приемной и понижающей подстанции, в воздушной линии на нагрев проводов и корону, в компенсирующих устройствах. Величина этих потерь подсчитана ранее при составлении баланса мощности (таблица 1.18).

Величина годовых потерь электрической энергии ?Э в проектируемой электропередаче равна

?Э = (Р1-Р2)?,

а коэффициент потерь электрической энергии соответственно

Производим вычисления:

так как ?=f(Tmax), то ?=4300 ч. при Тмах = 6200 [00].

кВт·ч

Таблица 4.5 - Технико-экономические показатели электропередачи 750 кВ

Наименование показателя	Единица измерения	Величина по проекту
1. Протяженность ВЛ	км	750
2. Мощность трансформаторов	МВА	7500
3. Максимальная электрическая нагрузка	МВт	2273,2
4. Годовое число часов использования максимума нагрузки	ч	6200
5. Годовой объем передачи электрической энергии	кВт·ч	13955·106
6. Годовые потери электроэнергии	кВт·ч	315·106
7. Коэффициент потерь	%	2,26
8. Удельные капитальные вложения в подстанции	грн./кВА	48,24
9. Удельные капитальные вложения в линию электропередач	тыс. грн/км	661
10. Численность персонала по обслуживанию ВЛ	чел	60
11. Численность персонала по обслуживанию ПС	чел	96
12. Себестоимость передачи электрической энергии	коп/кВт·ч	0,643

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе анализа результатов исследования параметров режимов в проекте воздушной линии электропередачи 750 кВ с двумя промежуточными подстанциями можно сделать следующие выводы:

- принятое сечение фазных проводов 5?АС-400/51 следует признать целесообразным, т.к. в этом случае по сравнению с вариантом 5?АС-300/66 существенно снижаются потери активной мощности на нагрев проводов и корону, что превышает расходы, связанные с затратами на сооружение линии;

- расход компенсирующих устройств, в частности, синхронных компенсаторов уменьшается (на одну единицу) и сокращается число мест установки;

- при этом обеспечивается высокий КПД = 96,7% до 97,56% в области режимов с загрузкой от 1,0 до 0,5 передаваемой активной мощности в долях от натуральной;

- выбранное число синхронных компенсаторов в количестве 4 единиц с расстановкой по схеме (0+2+2) обеспечивает по всей длине ВЛ практически средний эксплутационный уровень напряжения и минимальные потери активной мощности;

- шесть групп ШР 3?110 Мвар, выбранные по условиям режима холостого хода, обеспечивают надежное ограничение напряжения в этом режиме, а искровое подключение ШР обеспечивает быстродействие ввода их в работу при повышении напряжения на линии;

- обобщение опыта эксплуатации линейных изоляторов из композиционных материалов позволяет составить представление и уверенность в перспективности их применения на ВЛ от 110 до 750 кВ включительно;

- выбранные конструкции элементов воздушной линии (опоры и изоляция) гарантируют экономию земельных ресурсов и минимальное влияние на окружающую среду;

- по своим технико-экономическим показателям исследуемая электропередача сопоставима с реально выполненными в ОЭС Украины.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ ИНФОРМАЦИИ

1. Паливно-энергетичний комплекс України на порозі третього тисячоліття. Під загальною ред.. А.К. Шидловського, М.П. Ковалка.-К.: Укр. Енциклопед. Знання, 2001

2. Енергетична стратегія України на період до 2030 року та дальшу перспективу (основні положення).-К.: Міністерство палива та енергетики України, Нац. Академія наук України, 2002

3. Бабушкин В.М., Нейман В.А., Чевычелов В.А. Электрические сети: развитии, новые решения. -К.: Энергетика и электрификация, 2002

4. Методические указания к выполнению курсового проекта «Система дальней электропередачи СВН». Волков В.П., Харьков, ХПИ, 1983

5. Александров Г.Н. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды. - Л.: Энергоатомиздат, 1989

6. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ. Провода линий электропередачи 35 - 750 кВ. Минэнерго Украины. К., 1994

7. Джоунс Б. Электропередачи сверхвысокого напряжения. - М.: Изд. «Мир», 1975

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. М., Энергоатомиздат, 1986

9. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические сети и системы. Мн., «Высшая школа», 1988

10. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения. Под ред. Г.Н. Александрова, Л., Энергоатомиздат, 1983

11. Веников В.А., Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. М., Энергоатомиздат, 1985

12. Методические указания по курсовому и дипломному проектированию «Выбор сечения и конструкции фазного провода электропередачи сверхвысокого напряжения», Волков В.П., Харьков, ХПИ, 1982

13. Правила устройств электроустановок (ПУЭ-76). М., Энергоатомиздат, 1986

14. Руководящие указания по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов ВЛ электропередачи переменного тока 330 - 750 кВ и постоянного тока 800 - 1500 кВ. М., 1975. - 82 с.

15. Блацлавский С.Х., Гершенгорн А.И., Лосев С.Б. Специальные расчеты электропередач СВН. М., Энергоатомиздат, 1985

16. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6 - 750 кВ. Минэнерго Украины. К., 1994

17. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ. Под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. М., Энергоатомиздат, 1982

18. Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. Минэнерго Украины, К., 1994

19. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях. Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева. - М., «Высшая школа», 1998

20. Зеличенко А.С., Смирнов Б.И. Проектирование механической части воздушных линий СВН. М., Энергоатомиздат, 1981

21. Дальние электропередачи 750 кВ. Ч. 1. Воздушные линии. Сб. ст. М., Энергия, 1974

22. Инструкция по выбору изоляции электроустановок (РД 34.51.101-90) - М.: СПО «Союзтехэнерго», 1990

23. Справочник по проектированию линий электропередачи. Под ред. М.А. Реута и С.С. Рокотяна. М., Энергия, 1980

24. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Главы 1.1, 1.2., 1.7., 1.9 - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003

25. Андриевский В.Н. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. М., Энергия, 1976

26. Гордон С.В. Сооружение линий электропередачи. М., Энергоатомиздат, 1984

27. Барг И.Г., Эдельман В.И. Воздушные линии электропередачи. М., Энергоатомиздат, 1985

28. Изолятори полімерні для ліній електропередавання. Каталог. К., Мінестрество палива та енергетики України, 2003

29. Чевычелов В.А., Житников В.И., Яровой В.Н. Возможности, которые следует реализовать в конструкциях электрических линий. Электрические сети и системы №1, 2003 с. 36-39.

30. Злаказов А.Б. и др. Опыт эксплуатации полимерных изоляторов разработки НИИ ВН. Энергетика и электрификация №4, 2003 с. 45-51.

31. Гутман И.Ю. и др. Исследования и опыт эксплуатации подвесных полимерных изоляторов. Электрические станции. - 1995. - №12

32. Методические указания «Охрана труда и защита окружающей среды». Сост. В.П. Волков. - Харьков: НТУ «ХПИ», 2001

33. Кульматицкий О.И. Безопасность линий электропередачи. К., Техника, 1991

34. Техника безопасности в электроэнергетических установках. Справочное пособие. Под ред. П.А. Долина М., Энергоатомиздат, 1988

35. Правила безопасной эксплуатации электроустановок. - К.: Госнадзорохрантруда Украины, 2000

36. Волков В.П., Бондаренко В.И. Расчет и проектирование заземляющих устройств электроустановок высокого напряжения. К., УМК ВО Украины, 1990

37. Методические указания по экономической части дипломных проектов. Качев А.С., Харьков НТУ «ХПИ», 2000

Размещено на Allbest.ru