Содержание
Введение
1. Определение капиталовложений и ежегодных издержек припроектировании ЛЭП
1.1 Определение капитальных вложений в ЛЭП 110 кВ
1.1.1 Расчет радиально — магистрального варианта ЛЭП
1.1.2 Расчет смешанного варианта ЛЭП
1.2 Определение капитальных вложений в электрическиеподстанции
1.2.1 Расчет радиально — магистрального варианта сети
1.3 Определение капитальных вложений с учетом факторавремени
1.4 Расчет текущих эксплуатационных затрат
1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии
1.4.2 Амортизационные отчисления на реновацию основныхпроизводственных фондов
1.4.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
1.4.4 Отчисления на социальные нужды
1.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастныхслучаев на производстве
1.4.6 Материальные затраты на ремонт и техническоеобслуживание электросетей и оборудование
1.4.7 Затраты на ремонт строительной части
1.4.8 Отчисления на обязательное страхование имущества
1.4.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом
1.4.10 Общесетевые расходы
1.4.11 Прочие расходы
1.5 Суммарные годовыеэксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии
1.6 Математическое ожидание ущерба от перерывов вэлектроснабжении
1.7 Годовые приведенные затраты по вариантам РЭС
1.8 Расчет доходов и показателей экономическойэффективности оптимального инвестиционного проекта создания (реконструкции)районной электрической сети
Вывод
Список используемых источников
Введение
В условиях рынка в отечественнойнауке и практике наряду с традиционными методами экономических оценок на основегодовых приведенных затрат находят все большее применение новые, современныеметоды, основанные на методологии развитых стран. Исходным пунктом такойкорректировки является, во-первых, идея о том, что финансовые ресурсы,материальную основу которых составляют деньги, имеют временную ценность, т.е. подверженыинфляции.
Во-вторых, в расчетахэкономической эффективности должна учитываться степень риска возможной безвозвратнойпотери капитала.
В-третьих, деньги как можнобыстрее должны делать новые деньги («время — деньги!»), т.е. врыночных условиях обостряется проблема ускорения оборачиваемости денежныхсредств как капитала.
В рыночной экономике критерииэффективности инвестиций интегрируют в себе затраты и доходы, относящиеся кданным инвестициям, независимо от их природы, за весь жизненный цикл объекта.
Информационной базой для расчетаэффективности инвестиций является поток платежей (поток наличности), которыйпредставляет собой совокупность статей приходной и расходной (затратной) частибаланса предприятия, очищенный с помощью метода дисконтирования от инфляции ирисков.
Все эти моменты отражены вотечественных Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционныхпроектов /4/.
Данная курсовая работа по выборуи оценке эффективности инвестиционного проекта схемы районной электрическойсети выполнена с использованием традиционных и новых рыночных методовобоснования в целях получения экономически грамотного ответа на вопрос: стоитили не стоит создавать (реконструировать) данную схему электроснабжения?
Такой ответ дан в заключительнойчасти данной курсовой работы.
Схемы вариантов районнойэлектрической сети (РЭС)
вариант I
/>
Магистральная сеть
вариант II
/>
Смешанная сеть
Исходные данные:
Сеть расположена на территорииВоронежской области.
Район строительства:
2 район по гололедообразованию;
2 район по ветровым нагрузкам;
2 район по «пляске» проводов.
Для проектируемой сети принимаемвоздушную сеть на железобетонных опорах.
Для двухцепных линийэлектропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры типа «бочка»с подвеской двух цепей.
Для одноцепных линийэлектропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры с подвеской однойцепи.
Для проектируемой сети принимаемпровода сталеалюминевые марки АС.
Таблица 1 — Данные ЛЭП (попервому варианту)Вариант Участок Марка провода n Длина участка, км
RЛ,
Ом
ХЛ,
Ом
ВЛ,
мкСм маг 0-1 АС — 120 2 50,4 6,27 10,65 271,15 маг 1-2 АС — 120 2 48,6 6,05 10,27 261,46 маг 0-3 АС — 180 2 104,4 8,14 21,35 588,8 маг 3-4 АС — 150 2 36 3,51 7,48 197,28 маг 4-5 АС — 120 2 41,4 5,15 8,75 222,7 Итого Одноцеп. Двухцеп. 280,8
Таблица 2 — Данные ЛЭП (повторому варианту)Вариант Участок Марка провода n
Длина участка,
км
RЛ,
Ом
ХЛ,
Ом
ВЛ,
мкСм слож 0-1 АС — 150 1 50,4 9,83 20,96 138,8 слож 1-2 АС — 125 1 48,6 12,1 20,55 130,73 слож 2-3 АС — 120 1 90 22,41 38,07 242,1 слож 3-0 АС — 120 1 104,4 25,54 43,4 275,99 слож 0-4 АС — 120 2 93,6 11,65 19,8 503,56 слож 4-5 АС — 120 2 36 4,48 7,61 193,68 Итого Одноцеп. 293,4 Двухцеп. 129,6
Таблица 3 — Данныетрансформаторов№ п/ст
Sн1, МВА Тип транс.
Sнт, МВА
Число
транс.
Uнвн, кВ
Uн нн, кВ
Δ Рхх, кВт
Δ Ркз, кВт
Uкз,%
Iхх,%
Uн=110 кВ 1 13,22 ТДН-16000/110-70У1 16 2 115 6,6; 11 18 85 11 0,7 2 23,13 ТДН-25000/110-70У1 25 2 115 6,6; 11 25 120 11 0,7 3 19,82 ТДН-16000/110-70У1 16 2 115 6,6; 11 18 85 11 0,7 4 26,44 ТДН-32000/110-70У1 32 2 115 6,3-6,3; 10,5-10,5; 11-11 35 145 10,5 0,8 5 31,95 ТДН-25000/110-70У1 25 2 115 6,6; 11 25 120 11 0,7
1.Определение капиталовложений и ежегодных издержек при проектировании ЛЭП
1.1Определение капитальных вложений в ЛЭП 110 кВ
Прямые капитальные затраты вовновь сооружаемые ЛЭП могут определятся следующим образом:
/>,(1)
где />-затраты на закупку провода, руб;
/>-затраты на закупку промежуточных опор, руб;
/>-затраты на закупку анкерно — угловых опор, руб;
/>-затраты на закупку изоляторов, руб;
/>-затратына закупку комплекта линейно подвесной арматуры, руб;
/>-затраты на закупку грозозащитного троса, руб.;
/>,/> — поправочные коэффициентына строительство ЛЭП;
/>-дополнительные затраты на создание высокочастотной связи, руб.
/>-стоимость ремонтных баз, линейных пунктов с учетом необходимого оборудования иаварийного запаса материалов и запчастей, тыс. руб.
1.1.1Расчет радиально — магистрального варианта ЛЭП
Схема данного варианта сетипредставлена в задании.
Для участка двухцепной ЛЭП 0-1протяженностью 50,4 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальныхвложений.
Исходя из того что промежуточныеопоры устанавливаются на расстоянии 100 метров между собой, а анкерно-угловые 7километров находим количество опор на i-ом участке:
/>,(2)
где />-протяженность i-того участка ЛЭП, км;
/>-расстояние между соседними опорами, км.
Количество промежуточных опор:
/> шт.
Из них количество анкерно-угловыхопор:
/>шт.
Затраты на закупку проводанаходятся по следующей формуле:
/>,(3)
где C — стоимость одного километра провода, руб;
m — число фаз (для одноцепных=3, для двухцепных=6).
/>тыс.руб.
Затраты на закупку промежуточныхопор определяются по формуле:
/>,(4)
где C — стоимость одной опоры, руб.
/> тыс.руб,
/> тыс.руб.
Затраты на закупку изоляторовопределяются по формуле:
/>,(5)
где x — количество изоляторов в гирлянде, шт;
С — стоимость одного изолятора,руб.
/> тыс.руб.
/> тыс.руб.
Затраты на закупку комплекталинейно подвесной арматуры, а поскольку один комплект устанавливается на каждуюфазу формула примет следующий вид:
/> (6),/> тыс. руб.
Затраты на закупкугрозозащитного троса:
/> (7),/> тыс. руб.
Так же учтем стоимостьстроительных и монтажных работ, которые принимаются равными 100% от стоимостиматериала.
/>
Расчет для остальных участковпроводится аналогично.
Для участка двухцепной ЛЭП 1-2протяженностью 48,6 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальныхвложений.
/>
Для участка двухцепной ЛЭП 0-3протяженностью 104,4 км, с проводом марки АС-180.
/>
Для участка двухцепной ЛЭП 3-4протяженностью 36 км, с проводом марки АС-150.
/>
Для участка двухцепной ЛЭП 4-5протяженностью 41,4 км, с проводом марки АС-120.
/>
Стоимость ремонтных баз,линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийногозапаса материалов и запчастей рассчитывается по формуле:
/>,(8)
где />-действительныйпоправочный коэффициент ЛЭП (для одноцепных=1 у. е, а для двухцепной=1,3 у. е);
/>-количество условных единиц ремонтной базы на единицу оборудования (длятрансформаторов 110кВ равен 22 у. е);
/>-число трансформаторов.
/>
Капитальные затраты настроительство канала высокочастотной связи, комплект устанавливается на каждыйфидер, и стоимость установки комплекта увеличивается в 2 раза из-за сложностимонтажа.
/>,(9)
где n -количество комплектов, шт;
С — стоимость одного комплекта,тыс. руб.
/> тыс.руб.
Прямые капитальные затраты в ЛЭПрадиально-магистрального варианта составят:
/>1.1.2Расчет смешанного варианта ЛЭП
Схема данного варианта сетипредставлена в задании. Для одноцепного участка ЛЭП 0-3 длинной 50,4 км ипроводом марки АС 150.
/>
Для одноцепного участка ЛЭП 1-2длинной 48,6км и проводом марки
АС 125.
/>
Для одноцепного участка ЛЭП 2-3длинной 90 км и проводом марки АС 120.
/>
Для одноцепного участка ЛЭП 3-0длинной 104,4 км и проводом марки АС 120.
/>
Для двухцепного участка ЛЭП 0-4длинной 93,6 км и проводом марки АС 120.
/>
Для двухцепного участка ЛЭП 4-5длинной 36 км и проводом марки АС 120.
/>
Стоимость ремонтных баз,линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийногозапаса материалов и запчастей
/>
Капитальные затраты настроительство канала высокочастотной связи
/> тыс.руб.
Прямые капитальные затраты в ЛЭПсмешанного варианта составят:
/>
1.2Определение капитальных вложений в электрические подстанции
/> (10)
где Ктр, Кв, Кр, Копн — соответственно, расчетная стоимостьтрансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, руб.;
nтр, nв, nр, nопн — соответственно, числотрансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, шт.;
Кпост — постоянная часть затрат, руб.;
Поскольку в данном курсовом проекте мы будем рассматриватьтолько сторону высокого напряжения 110 кВ, а компенсация реактивной мощности
осуществляется на стороне 10 кВ, следовательно стоимостькомпенсирующих устройств, а так же измерительных трансформаторов, аппаратоврелейной защиты и автоматики, распределительных устройств и коммутационныеустройства по низкой стороне не учитывается.1.2.1Расчет радиально — магистрального варианта сети
Выполним расчет для однотрансформаторной тупиковойподстанции №1 с трансформатором ТДН-16000/110
Стоимость трансформатора
Ктр1=6000∙2=12000 тыс. руб.
Квык=1250∙5=6250 тыс. руб.
Краз=230∙10=2300 тыс. руб.
Копн=300∙12=3600 тыс. руб.
Капитальные вложения в строительство подстанции
Кп/ст1=12000+6250+2300+3600+2415,45+4,5=26569,95тыс. руб.
Аналогичный расчет проводим для остальных подстанций, ирезультаты расчетов сводим в таблицу 1.
Таблица 1 — Капитальные вложения в строительство подстанции радиально — магистральноговарианта сети№ п. ст
Ктр
тыс. р.
nтр
шт
Краз
тыс. р.
nраз
шт
Кпост
тыс. р.
Копн
тыс. р. nопн шт
Квыкл
тыс. р.
nвыкл
шт
Итого
тыс. р. 1 6000 2 230 10 2415,45 300 12 1250 5 26569,95 2 11000 2 230 8 3244,45 300 12 1250 4 35688,95 3 6000 2 230 10 2415,45 300 12 1250 5 26569,95 4 16000 2 230 10 4415,45 300 12 1250 5 48569,95 5 11000 2 230 8 3244 300 12 1250 4 35688,95
Кп/ст. рад-магI=(26569,95+35688,95+26569,95+48569,95+35688,95) ∙2=346175,5 тыс. руб.
Расчет смешанного варианта сети.
Расчет выполняется аналогично радиально-магистральномуварианту сети и результаты расчета сведем в таблицу 2.
Таблица 2 № п. ст
Ктр
тыс. р.
nтр
шт
Краз
тыс. р.
nраз
шт
Кпост
тыс. р.
Копн
тыс. р. nопн шт
Квыкл
тыс. р.
nвыкл
шт
Итого
тыс. р. 1 6000 2 230 12 2461,45 300 12 1250 5 27078,95 2 11000 2 230 12 3461,45 300 12 1250 5 38075,95 3 6000 2 230 12 2461,45 300 12 1250 5 27078,95 4 16000 2 230 10 4415,45 300 12 1250 5 48569,95 5 11000 2 230 8 3244,45 300 12 1250 4 35688,95
Кп/ст. рад-магII=(27078,95+38075,95+27078,95+48569,95+35688,95) ∙2=352985,5 тыс. руб.
Находим суммарные капитальные вложения на строительство РЭСдвух вариантов.
∑К=КЛЭПI+Кп/ст1=736785,85+346175,5=1082961,35тыс. руб.
∑К=КЛЭПII+Кп/ст2=723558,27+352985,5=1076543,77тыс. руб.1.3Определение капитальных вложений с учетом фактора времени
На практике выход на режим нормальной эксплуатациизатягивается на несколько лет, в результате это приносит вред народномухозяйству в связи с «замораживанием» капитальных вложений. Предполагаемыйсрок строительства — 4 года.
/>, (11)
где t — порядковый год от начала строительства,
Кt — капиталовложение t — ого года,
Т — срок строительства в годах,
Ен — норматив приведения разновременных затрат (0,15).
Таблица 3 — Капитальные вложения с учетом фактора времениГод строительства
Вариант I
Вариант II
%
КI, тыс. руб %
КII, тыс. руб 1 40 433184,54 40 430617,51 2 30 324888,41 30 322963,131 3 15 162444, 203 15 161481,57 4 15 162444, 203 15 161481,57 Итого 100 1082961,35 100 1076543,77
Капитальные вложения с учётом временного фактора:
/>
/>1.4Расчет текущих эксплуатационных затрат
Ежегодные издержки при передаче и распределенииэлектроэнергии (С) определяются по формуле /3/:
С = Сэ+ Со. т + Ссн + Снс + Срэ + Срс+ Са + Сос + Скр + Спр + Соб;
где Сэ — стоимость годовых потерьэлектроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);
Со. т — годовой фонд оплаты трудаобслуживающего персонала, руб.;
Ссн — отчисления на социальные нужды отзатрат на оплату труда обслуживающего персонала, руб.;
Снс — отчисления на социальное страхованиеот несчастных случаев на производстве, руб.;
Срэ — годовые материальные затраты наремонт элементов электроснабжения, руб.,
Срс — годовые затраты на ремонтстроительной части, руб.,
Са — амортизационные отчисления на полноевосстановление от основных фондов, руб.,
Сос — платежи по обязательному страхованиюимущества предприятий, руб.,
Скр — затраты на оплату процентов пократкосрочным ссудам банков, руб.,
Спр — прочие расходы, руб.;
Соб — общесетевые расходы, руб.,1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии
Стоимость потерь электрической энергии определяется исходяиз действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:
Сэ = Zэ·ΔWГ;
где Zэ — действующиетарифы, тыс. руб.,
ΔWГ — годовые потериэлектроэнергии в кВт. ·ч., определяемые по соответствующим формулам взависимости от вида электрических установок.
В целях более полного использования потребителем заявленноймощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф состоит изгодовой платы за 1 кВт. ·ч. заявленной потребителем максимальной мощности,участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (α, руб/кВт) и платы за 1кВт. ·ч. отпущенной потребителю электрической энергии (β, коп/кВт. ·ч):
/>
где Тμ — время использованиямаксимальной нагрузки энергосистемы, ч.
ΔWГ = ΔWЛЭП + ΔWтр;
где ΔWЛЭП — годовыепотери активной энергии в ЛЭП, кВт. ·ч.;
ΔWтр — годовыепотери активной энергии в трансформаторах, кВт. ·ч. .
Потери в ЛЭП
ΔWЛЭП = ΔРЛЭП∑·τμ;
где ΔРЛЭП ∑ — наибольшие потериактивной мощности, МВт;
τμ — годовое время максимальных потерь,ч.
/>
/>
где Sn — полная мощность подстанции МВА;
Uc — номинальное напряжение сети кВ;
R — сопротивление линии (с учетом протяженности линий) Ом.
I вариант сети:
/>
/>
/>
/>
/>
Таблица 7 Параметры ЛЭП (вариант I) № участка
R,
Ом
Sn,
МВА
Uc,
кВ
ΔРЛЭП Потери мощности в ЛЭП, МВт 0-1 6,27 29,76 110
ΔРЛЭП0-1 0,4589 1-2 6,05 46,5 110
ΔРЛЭП1-2 1,081 0-3 8,14 22,367 110
ΔРЛЭП0-3 0,337 3-4 3,51 59,52 110
ΔРЛЭП3-4 1,028 4-5 5,15 53,01 110
ΔРЛЭП4-5 1, 196
/> />
ΔWЛЭПI =4,101·3186 = 13065,786 МВт·ч
II вариант сети:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Таблица 8 Параметры ЛЭП (вариант II)№ участка
R,
Ом
Sn,
МВА
Uc,
кВ
ΔРЛЭП Потери мощности в ЛЭП, МВт 0-1 9,83 22,4 110
ΔРЛЭП0-1 0,408 1-2 12,1 28,7 110
ΔРЛЭП1-2 0,8237 2-3 22,41 22,4 110
ΔРЛЭП2-3 0,929 3-0 25,54 22,361 110
ΔРЛЭП3-0 1,055 0-4 11,65 46,72 110
ΔРЛЭП0-4 2,102 4-5 4,48 46,5 110
ΔРЛЭП4-5 0,801
/>
∑Sn=189,381 МВА
ΔWЛЭПII =6,1187·3186 = 19494,178 МВт·ч
Потери в трансформаторах
ΔWтр = ΔРтр∑·τμ;
где ΔРтр ∑ — наибольшие потериактивной мощности в трансформаторе, кВт;
/>
Таблица 9 Параметры трансформаторов
№
п/ст
n Марка трансформатора
Рхх,
МВА
Ркз,
МВА
Sнагр,
МВА
ΔРтр,
МВА 1 2 ТРДН 16000/110 18 85 13,22 0,065 2 2 ТРДН 25000/110 25 120 23,13 0,10136 3 2 ТРДН 16000/110 18 85 19,82 0,1012 4 2 ТРДН 32000/110 35 145 26,44 0,1195 5 2 ТРДН 25000/110 25 120 31,95 0,1479
/> />
/>
/>
/>
/>
/>
ΔWтр =0,535·4791 =2563,185 МВт·ч
Годовые потери электроэнергии. Iвариант сети
ΔWГI = 13065,786 + 2563,185 = 15628,971 МВт·ч
II вариант сети
ΔWГII = 19494,178+ 2563,185 = 22057,363 МВт·ч
Стоимость потерь электрической энергии
I вариант сети
СЭI= 0,74 ×15628,971 = 11565,44 тыс. руб.
II вариант сети
СЭII= 0,74 × 22057,363 = 16322,45 тыс. руб.1.4.2Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
Годовая величина амортизационных отчислений на полноевосстановление основных фондов (Са) определяется:
/>
где Соб, Сэ. с- амортизационныеотчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей руб. /год;
Коб, Кэ. с — капиталовложения вэлектрооборудование и электрические сети руб.;
Роб, Рэ. с- нормыамортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (5,0%для ЛЭП и 7,5% для подстанций).
/>
/>1.4.3Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала (Сфот.раб) определяется как сумма основной (прямой Фо) идополнительной (Д) заработной платы (включая стоимость продукции,выдаваемой работникам в порядке натуральной оплаты):
Сфот. раб = Фор + Дч + Дд+ Дм
Фор = ∑Ri·Fg·Zm
где Zm — часовая тарифная ставка для оплаты работысоответствующего разряда;
Rо. чRi, Rс — соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочихи служащих, чел;
Fg — действительный фонд времени одного рабочего в год, час (1830ч).
Ri = Rо. ч — Rc(Таблица 10)
Дополнительная заработная плата складывается из доплат: дочасового (Дч), до дневного (Дд), домесячного фонда:
доплаты до часового фонда заработной платы, включающиепремии рабочим, доплаты не освобожденным бригадирам за руководство бригадой, заработу в ночное время, за обучение учеников, принимаются в размере 85% основнойзаработной платы.
доплаты до дневного фонда, включающие доплаты подросткам засокращенный рабочий день и кормящим матерям за перерывы внутри рабочего дня,учитываются в размере 4% от часового фонда.
доплаты до месячного фонда, включающие оплату очередного идополнительного отпусков, выполнение государственных обязанностей, выходныхпособий мобилизованным в армию и поступившим в военные училища, учитываются вразмере 6% дневного фонда.
I вариант сети
Таблица 10 Сводная таблица нормативной численности персоналаПЭС
Группа
оборудования
Приложение
/3/ Расчетная численность персонала
поправочный
коэффициент Нормативная численность персонала В том числе специалисты и руководящие работники % Чел. ВЛ 110 кВ С 280,8·0,008=2,2464 1,331 2,98996 20 0,59799 Подстанции 110 кВ (ремонтный персонал) Х 10·0,0868+23·0,0826=2,768 1,331 3,684 20 0,737 Подстанции 110 кВ (оперативный персонал) Ц 5·1,35=6,75 1,331 8,984 20 1,797 Итого 15,658 3,132
С — нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВи выше;
Ц — нормативы численности оперативного персонала подстанции35 кВ и выше;
X — нормативы численности персонала поремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 — 300 кВ.
Кч — интегральный поправочный коэффициент,зависящий от плотности электрических сетей, района по гололеду, объема группоборудования.
Таблица 11 Распределение рабочих по разрядамIII разряд IV разряд V разряд 5 человек 5,526 человек 2 человек
Таблица 12 Распределение рабочих по специальностямРазряд Специальность
Количество
человек
Часовая
тарифная
ставка, руб. III Электромонтер связи 1 17,169 Слесарь по ремонту электрооборудования 1 12,705 Электромонтер по обслуживанию подстанций 2 17,415 Электромонтер по ремонту обмоток 1 18,177 IV Электромонтер по обслуживанию подстанций 3,526 18,528 Электромонтер по ремонту обмоток 1 19,587 Электромонтер по пожароохранной сигнализации 1 18,795 V Электромонтер по обслуживанию подстанций 2 21,759 Итого 12,526 -
ФорI = [1830·(1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 3,526·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+2·21,759)] = 421,104 тыс. руб.
Дч = 0,85·Фор = 0,85·421,104 = 357,94тыс. руб.
Дд = 0,04· (Дч+Фор) = 0,04·(357,94+421,104) = 31,16 тыс. руб.
Дм = 0,06· (Дч + Дд + Фор)
Дм = 0,06· (421,104 + 357,94 + 31,16) = 48,612тыс. руб.
Сфот. раб. I =421,104 + 357,94 + 31,16 + 48,612 = 858,816 тыс. руб.
II вариант сети
Таблица 13 Сводная таблица нормативной численности персоналаПЭС
Группа
оборудования
Приложение
/3/ Расчетная численность персонала
поправочный
коэффициент Нормативная численность персонала В том числе специалисты и руководящие работники % Чел. ВЛ 110 кВ С 293,4·0,0067+129,6·0,008=3,0025 1,331 3,996 20 0,7993 Подстанции 110 кВ (ремонтный персонал) Х 10·0,0868+24·0,0826=2,8504 1,331 3,7934 20 0,759 Подстанции 110 кВ (оперативный персонал) Ц 5·1,35=6,75 1,331 8,984 20 1,797 Итого 16,78 3,3553
С — нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВи выше;
Ц — нормативы численности оперативного персонала подстанции35 кВ и выше;
X — нормативы численности персонала поремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 — 300 кВ.
Таблица 14 Распределение рабочих по разрядамIII разряд IV разряд V разряд 5 человек 6,4247 человек 2 человек
Таблица 15 Распределение рабочих по специальностямРазряд Специальность
Количество
человек
Часовая
тарифная
ставка, руб. III Электромонтер связи 1 17,169 Слесарь по ремонту электрооборудования 1 12,705 Электромонтер по обслуживанию подстанций 2 17,415 Электромонтер по ремонту обмоток 1 18,177 IV Электромонтер по обслуживанию подстанций 5,4247 18,528 Электромонтер по ремонту обмоток 1 19,587 Электромонтер по пожароохранной сигнализации 1 18,795 V Электромонтер по обслуживанию подстанций 2 21,759 Итого 11,574 -
ФорII = [1830·(1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 5,4247·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+2·21,759)] = 485,48 тыс. руб.
Дч = 0,775·Фор =0,85·485,48 = 412,66 тыс. руб.
Дд = 0,04· (Дч+Фор)= 0,04· (485,48 + 412,66) = 35,93 тыс. руб.
Дм = 0,06· (Дч +Дд+ Фор)
Дм = 0,06· (485,48 + 412,66+ 35,93) =56,04 тыс. руб.
Сфот. раб. II= 485,48 + 412,66+ 35,93+56,04 = 990,11 тыс. руб.
Расчет фонда оплаты труда руководящего персонала испециалистов
Фос = 12·ΣRi·Mi;
где Mi — месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;
Ri — количество работников, чел.
I вариант сети
специалистов — 3,132 человек, из них:
Таблица 16 Распределение служащих по специальностямСпециальность
Количество
человек
Месячный оклад,
руб. Начальник РЭС 0,5 21000 Главный энергетик 0,5 18000 Главный инженер 0,5 15000 Старший мастер 0,5 13500 Оператор диспетчерской службы 0,632 11000 Мастер 0,5 10000
ФорI =
(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,632+10000·0,5))·1,85=1014,584 тыс. руб.
II вариант сети
специалистов — 3,0473 человек, из них:
Таблица 17 Распределение служащих по специальностямСпециальность
Количество
человек
Месячный оклад,
руб. Начальник РЭС 0,5 21000 Главный энергетик 0,5 18000 Главный инженер 0,5 15000 Старший мастер 0,5 13500 Оператор диспетчерской службы 0,5473 11000 Мастер 0,5 10000
ФорII=
(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,5473+10000·0,5))
×1,85=993,901 тыс. руб.
Расчет фонда оплаты труда
СфотI = Сфотр + Сфот с = 858,816 + 1014,584 = 1873,4 тыс. руб.
СфотII = Сфотр + Сфот с = 990,11 + 993,901 = 1984,011 тыс. руб.1.4.4Отчисления на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды принимаются равными 26% отфонда оплаты труда, в том числе:
в пенсионный фонд — 20%;
на социальное страхование — 3%;
на медицинское страхование — 3%.
Ссн = 0,26·Сфот;
СснI = 1873,4·0,26 = 487,084 тыс. руб.
СснII =1984,011 ·0,26 = 515,84 тыс. руб. 1.4.5 Отчисления на социальноестрахование от несчастных случаев на производстве
Ссп = 0,08·Со. т;
СспI =0,08·1873,4 = 149,87 тыс. руб.
СспII =0,08·1984,011 = 158,72 тыс. руб.1.4.6Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей иоборудование
О — осмотр,провода проверяются на наличие обрывов и оплавление отдельных фаз, наличиеостерегающих знаков, состояние изоляторов заземлителей; К — капитальный ремонт, основной объем работпри капитальном ремонте устанавливается при последнем текущем ремонте илиосмотре. Структура и продолжительность циклов технического обслуживания иремонта.
Таблица 18Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта (подстанции)/2/, табл.9.1Оборудование Продолжительность Число текущих ремонтов в ремонтном цикле Ремонтного цикла, лет Межремонтного периода, мес. Межосмотрового периода, мес. Трансформаторы 3-фазные 12 36 2 3
Таблица 19 Нормытрудоемкости ремонта (подстанции), чел·час. /2/, табл.9.2Марка трансформатора Вид ремонта Капитальный Текущий Осмотр ТРДН25000/110 1150 315 78,75 ТРДН16000/110 938 188 47 ТРДН32000/110 1440 420 105
Для обоих вариантов сети:
Таблица 20Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2009 год длятрансформаторов
№
п/ст Марка трансформатора Вид и срок проведения последнего ремонта Вид ремонта (в числителе трудоемкость ремонта, в знаменателе чел. час) Суммарная трудоемкость за год (чел. час) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 5 ТДН 25000/110 О/12-08
О
78,75
О
78,75
О
78,75
О
78,75 315 5 ТДН 25000/110 О/11-08
О
78,75
О
78,75
О
78,75
О
78,75 315 3 ТДН 16000/110 О/10-08
О
47
К
938
О
47
О
47 1079 3 ТДН 16000/110 О/12-08
Т
188
О
47
О
47
О
47 329 2 ТДН 25000/110 О/11-08
О
78,75
О
78,75
О
78,75
О
78,75 315 2 ТДН 25000/110 О/10-08
О
78,75
О
78,75
О
78,75
Т
315 551,25 4 ТДН 32000/110 О/12-08
О
105
О
105
О
105
О
105 420 4 ТДН 32000/110 О/11-08
О
105
О
105
Т
420
О
105 735 1 ТДН 16000/110 О/10-08
О
47
О
47
О
47
О
47 188 1 ТДН 16000/110 О/12-08
О
47
О
47
О
47
О
47 188 Итого: 4435,25
Вариант I
Т = 33 (чел. час)
О = 0,25·33 = 8,25 (чел. час)
К = 111 (чел. час) Участок 3-4 ставим на капитальный ремонт(152 км)
Таблица 21 Годовойплан-график ППР энергетического оборудования на 2008 год для ЛЭП 110 кВ
№
участка
Марка
провода Протяженность ЛЭП Вид ремонта (в числителе трудоемкость ремонта, в знаменателе чел. час)
Суммарная
трудоемкость
за год
(чел. час) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 0-1 АС-120 100,8
О
8,25
Т
33 4158 0-2 АС-120 97,2
О
8,25
О
8,25 1603,8 0-3 АС-180 208,8
О
11,25
О
11,25 4698 3-4 АС-150 72
О
11,25
К
152 11754 4-5 АС-120 82,8
О
8,25
О
8,25 1366,2 Итого: 23580
Вариант II
Т = 45 (чел. час)
О = 0,25·45 = 11,25 (чел. час)
К = 152 (чел. час) Участок 1-2 ставим на капитальный ремонт(48,6 км)