РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ ЗАОЧНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ (ВЗЭК)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Для экономической части дипломного проекта

РАСЧЕТЫ СРЕДНЕГОДОВЫХ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ

для студентов-заочников специальностей:

 

	«Электрооборудование электрических станций и сетей»
	«Автоматическое управление электроэнергетическими системами»

 

(ПОДЛЕЖИТ ВОЗВРАТУ)

 

Иваново 2002

 

Технико-экономические показатели работы подстанции определяются на основании данных задания на дипломный проект или по результатам расчетов в разделах, предшествующих экономической части дипломного проекта. Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы подстанции.

 

1. Технические показатели подстанции

1.1. Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции

S = МВ*А, (1)

где - мощность i-го трансформатора (автотрансформатора) установленного на подстанции, МВ*А.

1.2. Объем подстанции в условных единицах

Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работ, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования и других факторов, измеряемых в условных единицах.

Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами.

Номенклатура позиций условных единиц ограничена наиболее существенными и трудоемкими.

Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц.

Объем подстанции в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных элементов.

Расчет следует вести в форме таблицы 1.1, пользуясь приложением 1.

Таблица 1.1. расчет объема оборудования подстанции

Наименование оборудования ПС	Уровень напряжения, кВ	Количество ед. оборудования	Норматив, у.е.	Объем у.е.
1.Подстанция
2.Силовой трансформатор
3.Воздушный выключатель
4.Масляный выключатель
и т.д.
Итого по всей ПС	=

 

2. Энергетические показатели подстанции

2.1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

= МВт, (2)

 

где - максимальная активная нагрузка i-го потребителя на соответствующем напряжении подстанции, МВт (по заданию). Здесь и далее индексом «мах» обозначены величины, относящихся к режиму максимальной нагрузки.

 

2.2. Годовой полезный отпуск электроэнергии

= МВт*ч, (3)

 

где - годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя, питающегося с шин подстанции, ч (по заданию).

 

2.3. Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов потери мощности определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах

D = nDP_XXi + DP_ki ² МВт, (4)

где n – количество параллельно включенных трансформаторов на подстанции, шт.;

P_Xxi – потери холостого хода в i-м трансформаторе (потери в стали), МВт;

DP_ki – потери короткого замыкания в i-и трансформаторе, МВт;

S_нагр – суммарная максимальная нагрузка всех трансформаторов, МВ*А;

S_ном.Тi – номинальная мощность i-го трансформаторов, МВ*А;

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)

D = nDP_XXi + МВт, (5)

где , , - потери мощности короткого замыкания (КЗ) в обмотках соответственно высшего, среднего и низкого напряжения i-го трансформатора (автотрансформатора) подстанции, МВт. Здесь и далее индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно обмоткам трансформатора (автотрансформатора) высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН);

S_нагр.В, S_нагр.С, S_нагр.Н –максимальная нагрузка соответственно на стороне ВН, СН и НН подстанции, МВ*А.

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН (DР_{к.В - С}), тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% S_ном.Т, потери отдельных обмоток равны:

DР_к.В=DР_к.С=DР_к.Н=0,5DР_{к.В – С}, МВт.

Для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ в каталогах приводятся потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери КЗ отдельных обмоток определяются так:

DР_к.В=0,5(DР_{к.В – С}+DР_{к.В – Н} - DР_{к.С – Н}) МВт; (6)

DР_к.С=0,5(DР_{к.В – С}+DР_{к.С – Н} - DР_{к.В – Н}) МВт; (7)

DР_к.Н=0,5(DР_{к.В – Н}+DР_{к.С – Н} - DР_{к.В – С}) МВт; (8)

Потери мощности в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет

S_ном.Н=k_выгS_ном.Т, (9)

определяются по формуле (5), где потери КЗ в обмотках ВН,СН,НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:

DР_к.В=0,5 МВт; (10)

DР_к.С=0,5 МВт; (11)

DР_к.Н=0,5 МВт; (12)

Если номинальная мощность обмотки НН S_ном.Н≠ S_ном.Т, то в формулы (10) – (12) вместо k_выг следует подставить значение , где Sном.Н- номинальная мощность обмотки низкого напряжения, МВ*А.

Коэффициент выгодности автотрансформатора

k_выг= , (13)

где - номинальные напряжения обмоток ВН и СН автотрансформатора, кВ.

При выполнении дипломного проекта подстанции на четыре напряжения суммарные потери мощности в трансформаторах D и суммарные потери энергии в трансформаторах определяются суммирование потерь в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах подстанции для варианта, принятого на основании технико-экономического расчета к проектированию.

 

2.4. Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов среднегодовые потери электроэнергии определяются по следующим формулам:

в двухобмоточных трансформаторах ПС

² t_i МВт*ч, (14)

где t_i – годовое время максимальных потерь (сокращенно – время потерь) в i-м трансформаторе линии, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_{max i} и коэффициент мощности заданной нагрузки cosj i, ч (см. приложения 2). Величина t_i может быть определена и по эмпирической формуле

t_i = ²*8760 ч; (15)

Тi – продолжительность работы i-го трансформатора, ч; обычно принимается Тi=8700-8760 ч;

в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах) ПС

Тi+ МВт*ч, (16)

где определяются по соответствующим Т_{мах Вi}, Т_{мах Сi}, Т_{мах Нi} и cosj_Вi, cosj_Сi, cosj_Нi аналогично описанному выше. Часто для упрощения принимают .

 

2.5. Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией

= + МВт; (17)

где - суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч,

(18)

2.6. Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией

 

= + МВт*ч, (18)

где - суммарные потери электрической энергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч.

 

2.7. Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок

cosj_ср.взв = (19)

Значение cos j принимаются по исходным данным для дипломного проекта.

 

2.8. Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок

h= *100% (20)

 

2.9. Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год

= *100% (21)

 

3. Экономические показатели подстанции

К экономическим показателям подстанции относятся:

- капитальные вложения в подстанцию;

- численность персонала, обслуживающего подстанцию;

- себестоимость трансформации и распределения электроэнергии.

 

3.1. Капитальные вложения в подстанцию

Расчет капитальных вложений ведется по укрупненным показателям стоимости, составленным на основе прейскуранстов и ценников на материалы и оборудование, а также нормативных документов и типовых проектов. Показатели учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

В приложениях к данным методическим указаниям приведены укрупненные показатели стоимости элементов подстанций в ценах 1984 года. поэтому при определении капитальных вложений на момент расчета следует ввести коэффициент переоценки k_п (его значение согласовывается с преподавателем при выполнении расчетов).

Все показатели стоимости соответствуют средним условиям строительства на территории европейской части России. Для оценки капитальных вложений в строительство подстанций в других регионах страны применяются поправочные зональные коэффициенты (таблица 3.1.)

Таблица 3.1. Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости строительства подстанций

Объединенные энергосистемы	Коэффициент
Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Закавказья	1,0
Урала	1,1
Сибири	1,2
Дальнего Востока	1,3

Для удаленных районов Севера и Севера- Востока России ориентировочная стоимость строительства подстанции может быть уточнена введением коэффициента 1,5 – 2,0 (в отдельных случаях для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства – до 3,0).

Определение капитальных вложений в подстанции по приведенным в настоящих методических указаниях укрупненным показателям производится суммированием капиталовложений по следующим составляющим: распределительные устройства всех напряжений, трансформаторы (автотрансформаторы), компенсирующие устройства, реакторы и постоянная часть затрат.

Стоимость указанных элементов приведена в приложениях 3 – 17 и зависит от уровня напряжения, мощности оборудования и других факторов.

По всем показателям стоимости приведены расчетные значения, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ.

 

Распределительные устройства

Стоимость ОРУ 35 -330 кВ по блочным и мостиковым схемам без выключателей, а также с выключателями в количестве не более трех, изображенным на рисунке 1, приведена в приложении 3 в целом по ОРУ.

Стоимости ОРУ 35 – 1150 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 4 в расчете на одну ячейку с выключателем. В этом случае для определения стоимости ОУР в целом необходимо стоимости ячеек умножить на их количество. Расчетная стоимость ячейки учитывает стоимости выключателя (отделителя, короткозамыкателя), разьединителей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Затраты на оборудование высококачественной связи учитываются при необходимости для линейных ячеек дополнительно по приложению 5.

Стоимости закрытых распределительных устройств 6 – 10 кВ даны в приложении 6.

 

Трансформаторы и автотрансформаторы

В приложениях 7 – 12 приведены стоимости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 35 – 1150 кВ, а в приложении 13 – стоимости регулировочных трансформаторов. В приложениях дана расчетная стоимость с выделением стоимости собственно трансформатора. Расчетная стоимость включает, кроме стоимости трансформатора, затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные констркуции и строительно-монтажные работы.

Компенсирующие устройства и реакторы

Стоимости синхронных компенсаторов приведены в приложении 14. Расчетная стоимость включает, кроме стоимости собственно компенсатора, затраты на систему охлаждения, газовое и масляное хозяйства, РУ 10 – 20 кВ, силовые и контрольные кабели, а также строительно-монтажные работы по сооружению зданий, фундаментов и монтажу оборудования.

Стоимости токоограничивающих, заземляющих дугогасящих ректоров даны соответственно в приложениях 15,16.

Постоянная часть затрат

Постоянная часть затрат по подстанции приведена в приложении 17 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН. Приведенные показатели учитывают полную расчетную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы, подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройства расхода на собственные нужды, аккумуляторы батареи, подъездные и внутриплощадочные дороги, компрессорную, связи и телемеханики, маслохозяйство, канализацию, водопровод, наружное освещение и прочие общеподстанционные элементы).

Стоимости подъездных дорог учтены при их длине до 500 м. при необходимости строительства более протяженных дорог следует учесть дополнительные затраты.

Закрытые подстанции

Стоимость закрытых подстанций приведена в приложении 18. В РУ 110 кВ с системами шин предусматривается применение элегазового оборудования.

Расчет капиталовложений в подстанции, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами-изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы 3.2.

Таблица 3.2. Расчет капиталовложений в подстанцию

Наименование и тип элементов подстанции (статьи затрат)	Ед.измерения	Количество единиц измерения	Стоимость тыс. руб
единицы	всего
1.Трансформатор (автотрансформатор)	шт.
2.РУ высшего напряжения	шт.или ячейки
3.РУ среднего напряжения	ячейки
4.РУ низкого напряжения	ячейки
5.Компенсирующее устройство	шт.
6.Реактор	шт.
7.Постоянная часть затрат	-
8.Увеличение стоимости ячеек за счет высококачественной связи	-
Итого подстанции
Итого по подстанциям с учетом коэффициента переоценки (х kπ)	КПС=

 

После расчета капиталовложений в подстанцию рассчитываются удельные капиталовложения:

= тыс. руб./МВ*А, (22)

где – суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции, МВ*А; определяется в п. 1.1 по формуле (1.)

 

3.2. Выбор формы обслуживания подстанции

Оперативное, техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше, подстанции напряжением 35 кВ и выше, распределительные сети 0,4 – 20 кВ) могут осуществляться по трем формам организации - функциональной, территориальной и смешанной.

При функциональной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт каждой группы электроустановок осуществляется соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.

При территориальной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт одной или нескольких групп электроустановок осуществляют районы электрических сетей. Функции планирования, контроля и технического руководства районами электрических сетей по данной группе электроустановок возлагаются на производственно-технический отдел (по распределительным сетям – на службу распределительных сетей, при отсутствии – на производственно- технический отдел,) в котором организуются соответствующие группы специалистов.

При смешенной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт группы электроустановок или их части может осуществляться как по функциональной, так и по территориальной формам. Функции планирования, контроля и технического руководства деятельностью районов электрических сетей в части линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и подстанций напряжением 35 кВ и выше возлагаются на соответствующие службы.

Выбор форм организации о оперативного, технического обслуживания и ремонта должен осуществляться в зависимости от местных условий электрических сетей.

В качестве основных применяются следующие формы организации:

для оперативного и технического обслуживания подстанций напряжением 35 кВ и выше – территориальная или смешанная;

для ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше – функциональная.

Для рассматриваемых в дипломных проектах электрических подстанций необходимо выбрать форму их оперативного обслуживания. В настоящее время в соответствии с приказом Минэнерго СССР №420 от 04.11.85 оперативное обслуживание подстанций осуществляется по трем формам, а именно:

- круглосуточное активное дежурство на щите управления;

- дежурство на дому;

- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Оперативное обслуживание подстанций 750 -500 кВ и мощных системных подстанций 330 – 220 кВ осуществляется круглосуточно двумя электромонтерами в смене. Только для подстанций 500 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения предусматривается дежурство одного электромонтера в смене. Обслуживание остальных подстанций 330 – 220 кВ и мощных системных подстанций 110 кВ осуществляется круглосуточно одним электромонтерам в смене.

Круглосуточное оперативное обслуживание подстанций одним электромонтерам в смене производится с правом отдыха в ночное время.

При расположении диспетчерского пункта района электрических сетей (РЭС) на подстанции 35 – 110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций по РЭС с оперативным обслуживанием подстанции.

Оперативное обслуживание подстанций 35 -110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 35 – 110 кВ, которые удалены от других подстанций на расстояние более 30 – 40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше по энергосистеме.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35 - 110 кВ, питающих в основном сельскохозяйственных потребителей, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие подстанции совместно с распределительными сетями 0,4 – 20 кВ (ОВБ РС и ПС). Этой формой обслуживания в энергосистеме охватывается не менее 40% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше.

Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35 – 110 кВ и ПС 220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, расположенных в промышленных районах, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие только подстанции (ОВБ ПС).

Работа ОВБ ПС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха в ночное время или в одну-две дневные смены с передачей обслуживания подстанций в остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.

Количество подстанций 35 -220 кВ, закрепляемых за ОВБ ПС, обеспечивает проезд между наиболее удаленными ПС за время, не превышающее 1 час.

Полная загрузка электромонтеров ОВБ ПС обеспечивается работами по техническому обслуживанию ПС, выполняемыми в свободное от оперативной работы время.

Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и СДТУ осуществляется подразделениями специализированных служб РЗАИ и СДТУ, территориально размещенных с целью сокращения непроизводственных затрат на проезды в нескольких пунктах территории энергосистемы.

Капитальный ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше осуществляется комплексно, т.е. одновременно с ремонтом силового электротехнического оборудования производятся работы на устройствах РЗАИ, СДТУ и строительные работы.

Работы по комплексному ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше производятся с применением предварительно составленных и утвержденных для каждой подстанции графиков работ, определяющих последовательность работ всех подразделений, участвующих в комплексном ремонте. Выполнение капитального и текущего ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше осуществляется специализированными бригадами централизованного ремонта (БЦР), территориально расположенными в нескольких пунктах территории энергосистемы.

 

3.3. Расчет нормативной численности промышленно-производственного персонала

Нормативная численность промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей должна определяться суммирование:

- нормативной численности рабочих по электросетевому хозяйству;

- нормативной численности руководителей, специалистов и служащих (РСС) по отраслевому хозяйству;

- нормативной численности персонала других подразделений, входящих в состав энергосистемы (электростанций, тепловых сетей, котельных и др.)

Определенная суммированием нормативная численность промышленно-производственного персонала по электросетевому хозяйству для учета возможных изменений продолжительности рабочей недели и отпусков и специальной подготовки оперативного персонала в рабочее время должна быть увеличена на 8%.

Для электрических сетей, расположенных в районах Крайнего Севера, нормативная численность персонала, кроме того, должна быть увеличена на 8%; для расположенных в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, - на 5%, а в остальных районах севера, где установленные районные коэффициенты и процентная надбавка к зарплате, - на 2%.

Пределы числовых показателей, в которых указано «до», следует понимать «включительно». Округлению до целого числа в сторону увеличения подлежит только нормативная численность ППП подстанции.

 

3.3.1. Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше

Нормативная численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше, должна определяться по приложению 19 в зависимости от уровня напряжения на высшей стороне ПС и от количества присоединений с выключателями напряжением 6кВ и выше.

Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции должна быть откорректирована в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент определяется по приложению 22) и объемом по группам устройств (коэффициент определяется по приложению 24), т.е.

= чел. (23)

 

3.3.2. Численность рабочих, осуществляющих ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше

Нормативные численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше приведены в приложении 20 и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т. д.). Расчет удобно вести в виде таблицы 3.3 с учет присоединений всех уровнях напряжений.

Таблица 3.3. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше

Наименование устройств ПС	Напряжение, кВ	Нормативная численность на 100 устройств, шт.	Количество устройств, шт.	Нормативная численность рабочих, чел.
1.Силовой автотрансформатор
2.Силовой трансформатор
3.Присоединения с воздушными выключателями на: ВН СН
4.Присоединения с масляными выключателями на: ВН СН НН
5.Присоединение с отделителям и короткозамыкателем
6.Синхронных компенсатор до 50 Мвар
7. Синхронных компенсатор до 50 Мвар и более
8.Компенсатор (только для ПС с воздушными выключателями)
Итого по ПС	=

К нормативной численности рабочих по ремонту подстанций должны быть применены коэффициенты (см. приложение 22), (см. приложение 24) и коэффициент, учитывающий трудозатраты на проезд (определяется по приложению 23), т.е.

= (24)

Обратите внимание, что коэффициент k₁и k₃ для рабочих по оперативному и техническому обслуживанию и для рабочих по ремонту ПС находится в одних и тех же приложениях, но в разных столбцах и, как правило, отличающихся друг от друга.

Значение элемента зависит от среднего расстояния от базы ремонтного персонала до подстанции (в км.). Это расстояние определяется для ремонтной бригады делением суммы расстояний от базы бригада всех подстанций, на которых в текущем году данной бригадой должен выполняться капитальный ремонт, на количество этих подстанций. В расчет должны включаться только те подстанции, работа на которых организуется с ежедневным возвращением на базу.

В проекте можно принять = 1 для системных подстанций, учитывая, что ремонтная база расположена на данной подстанции.

 

3.3.3. Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и проведение электроизмерений

Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики и проведение электроизмерений, рекомендуется рассчитать, используя приложение 21. показатель «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» определяется по согласованию с консультантом по разделу «Релейная защита» дипломного проекта после его выполнения путем суммирования всех устройств РЗАИ подстанции. «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» должно быть откорректировано в зависимости от количества сложных и простых защит на подстанции. К простым защитам и устройствам должны относиться МТЗ (кроме направленных) и токовые отсечки; защиты минимального и максимального напряжения без контроля перетока мощности; дифференциальные токовые отсечки и защиты от замыкания на землю. Все остальные устройства РЗАИ должны быть отнесены к разряду сложных. По полученным данным подсчитывается соотношение k_д= , где и - количество соответственно сложных и простых устройств. Если >1, где - оптимальное соотношение между простыми и сложными устройствами РЗАИ, принятое равным 0,15, то значение показателя «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» рассчитывается по формуле

N=0,55N_п+4N_c ед. (25)

С учетом корректирующего коэффициента , определенного по приложению 22, получим

= чел. (26)

3.3.4.Суммарная численность всех рабочих подстанции

= чел. (27)

К нормативной численности рабочих должна быть добавлена численность рабочих для материально-технического снабжения в размере 1,2% от указанной нормативной численности рабочих.

 

3.3.5. Численность руководитель, специалистов и служащих подстанции

Суммарная нормативная численность РСС по энергосистеме определяется суммированием нормативной численности по терм составляющим:

- управление энергосистемой (общее руководство, производственно-техническая деятельность, технико-экономическое планирование, организация труда и заработной платы, материально-техническое снабжение, подготовка кадров и т. д.);

- производственные службы (оперативно-диспетчерское управление; диспетчеры ПС; мастера и старшие мастера по обслуживанию и ремонту ПС напряжением 35 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и выше, средств релейной защиты, автоматики, электроизмерений, средств диспетчерского и технологического управления и т.д.);

-районы электрических сетей (начальник района, главный инженер, инженеры ПТГ, диспетчеры, мастера и старшие мастера по ремонту ВЛ, ТП, КТП, МТП, РП, кабельных линий).

Нормативы численности РСС энергосистемы представлены по функциям.

По ряду производственных функций нормативы установлены для руководителей и специалистов (без диспетчеров и мастеров), диспетчеров и мастеров, в том числе старших.

Численность РСС для конкретной подстанции определяется путем суммирования численности РСС по оперативному, техническому обслуживанию и ремонту подстанций , численности диспетчеров , численности мастеров и численности руководителей и специалистов по функции «Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ» . Все эти величины рассчитываются путем умножения соответствующей нормативной численности на корректирующие коэффициенты:

= + + + =

+ + чел., (28)

где - нормативная численность РСС по оператиному, техническому обслуживанию и ремонту подстанции; определяется по приложению 25 с учетом примечания;

– нормативная численность диспетчеров подстанции напряжением 330 кВ и выше; определяется по приложению 26;

- нормативная численность мастеров, включая старших мастеров, по техническому обслуживанию и ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше; определяется по приложению 27;

- нормативная численность руководителей и специалистов по функции «Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ»;

, , – коэффициенты, учитывающие природные условия (условия эксплуатации); определяются по приложению 22;

– коэффициент, учитывающий проезды до станции; определяется по примечанию к приложению 27.

 

3.3.6. Численность промышленно-производственного персонала (ППП) подстанции

Численность ППП ПС будет составлять, например, с учетом замечаний со с. 9,

=1,08 чел. (29)

 

3.4.Расчет себестоимости трансформации электрической энергии

Себестоимость – полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.

Проектные расчеты по себестоимости трансформации электрической энергии рекомендуется производить по экономическим элементам. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их следующим элементам:

1. Материальные затраты.

2. Затраты на оплату труда.

3. Страховые взносы.

4. Амортизация основных фондов.

5. Прочие затраты.

 

3.4.1. Материальные затраты

В элементе «Материальные затраты» отражаются:

- стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, масел и т.д.;

- стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями и хозяйствами и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.);

- стоимость опор, проводов, тросов, горюче-смазочных материалов, бензина, дизельного топлива;

-стоимость энергии для целей тепло- и электроснабжения подстанции, для хозяйственных целей предприятия по тарифам, установленным энергоснабжающей организацией.

Стоимость материальных ресурсов, отражаемая по элементу «Материальные затраты», формируются исходя из цен их приобретения, наценок, комиссионных вознаграждений, уплачиваемых снабженческим, вн