Общие положения. Экономика и организация производства

Экономика и организация производства

В данной части проекта рассматривается экономическое обоснование технических решений и организационных вопросов. Решения должны носить комплексный характер, отражающий связь организационно-технических вопросов с результатами, полученными на основании технико-экономических расчетов. Надежная работа систем электроснабжения невозможна без организации грамотной, рациональной эксплуатации, и четко поставленного, своевременного обслуживания оборудования.

К вопросам организации и управления процессом эксплуатации проектируемого объекта относятся следующие разделы: грамотная организация технического обслуживания и ремонта электрических сетей; организация к планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции; организация технического обслуживания и ремонта электрических аппаратов напряжением до 1000 В; контроль за качеством ремонта и технического обслуживания электрического оборудования и систем электроснабжения; организация и планирование работы электрослужбы предприятия. Большую важность для будущего имеет правильная организация контроля за состоянием электрического оборудования - накопление статистических данных. На каждую единицу оборудования должно быть заведена карта в которой фиксируются время, продолжительность простоя и причина отказа, записываются результаты испытаний, проводимых по графику и после ремонтов.

3.2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции

Рассмотрим организацию и планирование технического обслуживания аппаратуры высокого напряжения подстанции. Этот вопрос включает в себя несколько разделов.

3.2.1. Расчет затрат труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта. Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами – мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных. В Липецких электрических сетях, к которым относится подстанция "Южная" в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта, в которой указаны состав бригады, основные затраты на ремонт, меры безопасности, последовательность операций, контрольные параметры. Для примера в табл1,2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ-10, которые установлены в ЗРУ подстанции, по затратам труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий приведены в табл.3.1,3.2.

Таблица 3.1

Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ-10

Состав бригады	Трудозатраты
Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) – 1 чел Эл. слесарь 3 р. (член бригады) – 1 чел	На один выключатель с приводом 24 чел×час.

Таблица 3.2

Затраты основных материалов, запасных частей и

комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя

Материалы и запасные части	Кол-во
Смазка литол	0,1 кг
Машинное масло	0,2 кг
Трансформаторное масло	15 л
Шлифшкурка	0,25 см^2
Ветошь	1 кг
Салфетки	2 шт
Краска красная, желтая, зеленая, серая	1 кг
Кисть	2 шт
Растворитель	0,25 л
Наконечник контактного стержня	3 шт
Розеточный контакт в сборе	1 шт
Ламель контактного контакта	1 шт
Дугогасительная камера	1 шт
Подвижной стержень	1 шт
Стекло маслоуказателя	1 шт
Нижнее кольцо дугогасительной камеры	3 шт
Прокладка маслоказателя	3 шт
Пружина розеточного контакта	5 шт

3.2.2. График проведения технических обслуживаний и ремонтов. Оборудование подстанций работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала. Подстанции не имеющие постоянного дежурного персонала подвергаются осмотру не реже чем раз в месяц. На подстанции "Южная" постоянно находится дежурный персонал, который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графика. Внеочередные осмотры оборудования подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит. Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ. Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции "Южная" приведены

табл. 3.3.

Таблица 3.3

График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования

Наименование оборудования	Сроки текущих ремонтов	Сроки капитальных ремонтов	Примечание
Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН	Ежегодно		Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями
Системы охлаждения Д, ДЦ и Ц трансформаторов.	Ежегодно	При ремонтах трансформаторов
Масляные выключатели:	· У-ВМПП-10, ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э, - 1 р 3-4 г.;	1 раз в 6-8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период. Число отключений К.З.любой из фаз выключателями 10-35-110-220 кВ, после которых они выводятся в ремонт: Масляные выключатели ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э - 15раз
Отделители и короткозамыкатели	2 раза в год	1 раз в 2-3 года	Текущие ремонты ежегодно весной и осенью
Разъединители и заземляющие ножи	ЛР 1 раз в 3-4 года	1 раз в 6 лет	Шинные разъединители по мере необходимости
Остальные аппараты РУ		По мере необходимости, по результатам проф. испытаний

3.2.3. Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте. При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ, составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации. Рассмотрим порядок производства работ при проведении капитального ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ-10, ВМП-10, установленных на подстанция табл.3.4.

Таблица 3.4

Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП-10.

№ п/п	Операция
	Оформление распоряжения на работу. Допуск бригады на выключатель
	Подготовка инструмента, материалов, запасных частей к работе.
	Осмотр выключателя и выявление дефектов
	Слив масла из полюсов с одновременной проверкой работы маслоуказателей
	Разборка полюсов, ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер, розеточных контактов, подвижных стержней, механизмов полюсов, ламелей розеточных контактов, наконечников контактных стержней, нижних колец дугогасительных камер.
	Сборка полюсов выключателя.
	Регулировка полюсов выключателя. Снятие механических параметров.
	Замер переходного сопротивления выключателя.
	Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки.
	Залив трансформаторного масла.
	Осмотр и при необходимости ремонт выключателя.
	Регулировка привода и замер его механических параметров.
	Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки, и вкатывающего механизма тележки.
	Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки тележки.
	Зачистка и смазка втычных контактов выкатной тележки.
	Регулировка выключателя с приводом, снятие скоростных характеристик.
	Проведение высоковольтных испытаний выключателя.
	Проверка работы выключателя от устройств РЗА.
	Покраска ошиновки выключателя.
	Уборка рабочего места.
	Оформление окончания работы.

Подстанция "Южная" входит в состав и обслуживается предприятием Липецкие электрические сети. Липецкие электрические сети входят в состав акционерного общества энергетики и электрификации «Липецкэнерго». В зоне обслуживания пять административных районов Липецкой области: Липецкий, Грязинский, Добровский, Добринский, Усманьский, а также города Липецк и Грязи. На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций - служба подстанций. В настоящее время в службе подстанций 76 подстанций напряжение 35-110-220 кВ. Численность работников службы подстанций к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 180 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию. В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы – повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии а также надбавку за разъездной характер работы.

Таблица 3.5

Штатное расписание службы подстанций

Должность	Кол-во	Система оплаты труда	Оклад	Премия	Итого
Начальник службы		Повременая-премиальная	2933 р	75 %
Зам. нач. службы		Повременая-премиальная	2327 р	75 %
Начальник группы подстанций		Повременая-премиальная	2428 р	75 %
Инженер службы		Повременая-премиальная	1786 р	75 %
Мастер службы		Повременая-премиальная	1889 р	75 %
Эл.монтер подстанции		Повременая-премиальная	1580 р	40 %
Эл.слесарь по ремонту РУ 5 разряда		Повременая-премиальная	1615 р	85 %
Эл.слесарь по ремонту РУ 4 разряда		Повременая-премиальная	1403 р	85 %
Эл.слесарь по ремонту РУ 3 разряда		Повременая-премиальная	1258 р	85 %
Водитель службы		Повременая-премиальная	1353 р	72 %
Уборщица служебных помещений		Повременая-премиальная	697 р	45 %

3.2.4. Сетевое планирование. В управлении и организации ремонтных работ большое значение имеет правильное их планирование. В этом существенно может помочь сетевое планирование, которое является простым и наглядным инструментом позволяющим учитывать все резервы и оптимизировать работы.

В данном разделе приведен экономический расчет ремонта трансформатора с использованием метода сетевого планирования и управления. Важнейшим этапом при использовании метода сетевого планирования и управления является построение сетевого графика, когда необходимо учесть последовательность событий а так же все логические связи между ними. В данном случае построен сетевой график рис. 3.1. ремонта трансформатор без учета ограничений на трудовые ресурсы. Использована сетевая модель в терминах работ и событий. Здесь использованы данные по силовому трансформатору типа ТМ-100/10, который используется на подстанции «Южная» как трансформатор собственных нужд. Ремонт таких не больших трансформаторов в Липецкие электрические сети проводят своими силами на базе ремонтного цеха.

Исходными данными являются типовые нормы времени [10] на ремонт силового трансформатора мощностью 100 кВ×А, данные приведены в табл.3.6.

Каждому номеру операции соответствует своя работа. Обозначение операций и соответствующих работ приведено в табл.3.6.

Использование сетевых графиков при планировании ремонта электрооборудования подстанции уменьшить затраты времени и трудовых ресурсов.

1,12

10,8

0,43

1,56

21,5

0,32

2,23

6,67

5,51

Рис.3.1. Сетевой график ремонта силового трансформатора

- действительная работа;

- n-е событие;

- ожидание.

Таблица 3.6

Типовые нормы времени на ремонт силового трансформатора типа ТМ-100/10

Номер Операции	Наименование операции	Профессия	Разряд работы	Норма времени, чел-ч
	Слив масла из трансформатора (самотёком)	Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов		2,23
	Разборка трансформатора	Электромонтёр по ремонту электрооборудования		6,67
	Промывка и очистка деталей трансформатора	Мойщик		5,51
	Ремонт указателя уровня масла	Электромонтёр по ремонту электрооборудования		0,24
	Ремонт переключателя напряжения		0,6
	Ремонт изоляторов		1,12
	Намотка катушки	Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов		10,8
	Пропитка катушки лаком и сушка до и после пропитки		0,32
	Сборка трансформатора	Электромонтёр по ремонту электрооборудования		21,5
	Заполнение трансформатора маслом		1,56
	Окраска трансформатора	Маляр		0,43

Каждому номеру операции соответствует своя работа.

Таблица 3.7

Обозначение работ

№ операции	Обозначение работы	№ операции	Обозначение работы
	1-2		8-9
	2-3		9-10
	3-4		10-11
	4-5		11-12
	4-6		5-9
	4-7		6-9
	4-8		7-9

Формулы расчёта временных параметров сетевых моделей представлены ниже.

Ранний срок начала работы – суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих к данной работе от исходного события:

.

Ранний срок окончания работы – сумма раннего срока начала и продолжительности работы

,

где t_i-j -продолжительность работы – оценка времени выполнения работы, полученная расчётным путём.

Поздний срок начала работы – разность позднего срока окончания и продолжительности работы

.

Поздний срок окончания работы – разность между продолжительностью критического пути и суммарной продолжительностью работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих от данного события (конца работы) к завершающему событию

.

Полный резерв времени работы – величина резерва времени максимального из путей, проходящих через данную работу

.

Свободный резерв времени работы – максимальное время, на которое можно увеличить продолжительность работы, не изменяя при этом ранних сроков начала последующих работ при условии, что непосредственно предшествующее событие поступило в свой ранний срок

.

Таблица 3.8

Расчёт продолжительности путей сетевого графика

№	Номера событий, через которые проходит путь	Продолжительность, ч
	1+2+3+7+8+9+10+11	t(L1)=2,23+6,67+5,51+10,8+0,32++21,5+1,56+ +0,43=49,02
	1+2+3+4+12+9+10+11	t(L2)= 2,23+6,67+5,51+0,24+21,5+1,56+ +0,43=38,14
	1+2+3+5+13+9+10+11	t(L3)= 2,23+6,67+5,51+0,6+21,5+1,56+0,43=38,5
	1+2+3+6+14+9+10+11	t(L4)= 2,23+6,67+5,51+1,12+21,5+1,56+ +0,43=39,02

Продолжительность критического пути t_кр – суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном пути между исходным и завершающим событием, равном 49,02 ч.

Таблица 3.9.

Результаты расчета параметров сетевого графика

Операция	Работа
	1-2	2,23		2,23		2,23
	2-3	6,67	2,23	8,9	2,23	8,9
	3-4	5,51	8,9	14,41	8,9	14,41
	4-5	0,24	14,41	14,65	14,41	14,65
	4-6	0,6	14,41	15,01	14,41	15,01
	4-7	1,12	14,41	15,53	14,41	15,53
	4-8	10,8	14,41	25,21	14,41	25,21
	8-9	0,32	25,21	25,53	25,21	25,53
	9-10	21,5	25,53	47,03	25,53	47,03
	10-11	1,56	47,03	48,59	47,03	48,59
	11-12	0,43	48,59	49,02	48,59	49,02
	5-9		14,65	14,65	25,53	25,53	10,88	10,88
	6-9		15,01	15,01	25,53	25,53	10,52	10,52
	7-9		15,53	15,53	25,53	25,53	10,00	10,00

3.3. Экономическая эффективность электрической системы

Произведем расчет экономической эффективности проектируемой электрической системы на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, с учётом, что все новые электросетевые объекты сооружаются единовременно в течение одного года. Следовательно, не учитывается распределение затрат во времени.

Определяем следующие технико-экономические показатели:

- капитальные вложения;

- издержки эксплуатации.

На их базе осуществляется технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых электрических систем и выбор из них наилучшего.

При определении капитальных вложений и издержек эксплуатация используются укрупненный показатели стоимости элементов системы. В данной работе проведено технико-экономическое сравнение силовых трансформаторов подстанции выключателей на 6-10 кВ, рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для этих вариантов.

3.3.1. Экономическое обоснование выбора трансформатора Для правильного выбора трансформаторов необходимо кроме сравнения технических параметров, представленного в пункте 1.3., провести экономический расчет. Расчет проведем в ценах 1991 года. Так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе трансформаторов. Паспортные данные приведены в табл. 1.3, 1.4.

Приведенные потери мощности для первого варианта

Для второго варианта

Годовые потери электроэнергии для первого варианта

DW_год1 = 8760ЧDP’ = 8760Ч297,4 = 2605224 кВт×ч;

DW_год1 = 8760ЧDP’’ = 8760Ч234,6 = 2055096 кВт×ч.

Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов

С_п1 = DW_год1 Ч С_а = 2605224Ч0,02 = 52104,4 р,

где С_а – стоимость одного кВт×ч электрической энергии, р.

Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе четырех трансформаторов

С_п2 = DW_год2 Ч С_а = 2055096Ч0,02 = 41101,9 р.

Капитальные затраты при работе двух трансформаторов

К₁ = n×К₀ = 2Ч117000 = 234000 р,

где К₀– капитальные затраты одного трансформатора, р.

Капитальные затраты при работе четырех трансформаторов

К₂ = n×К₀ = 4Ч91000 = 361000 р.

Амортизационные отчисления при работе двух трансформаторов

С_А1 = К_А Ч К = 0,064Ч234000 = 14976 р,

где К_А Ч - коэффициент амортизационных отчислений на трансформаторы.

В случае работы четырех трансформаторов

С_А2 = К_А×К = 0,064×361000 = 23104 р.

Суммарные годовые потери при работе двух трансформаторов

С₁ = С_А1 + С_П1 = 14976 + 52104,4 = 67080,4 р.

В случае работы четырех трансформаторов

С₂ = С_а2 + С_п2 = 23104 + 41101,9 = 64205,9 р.

Суммарные приведенные затраты для первого варианта

З₁ = a×К₁ + С₁ = 0,25×234000 + 67080,4 = 125580,4 р.

При втором варианте

З₂ =a×К₂ + С₂= 0,25×361000+64205,9=154455,9 р.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, что более выгодно использовать два трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН–25000/110. Этот тип трансформаторов и установлен на подстанции «Южная» в настоящее время.

3.3.2. Экономический эффект при модернизации распределительных устройств. Для повышения надежности работы оборудования и облегчения обслуживания предлагается заменить установленные на подстанции "Южная" в ЗРУ с КРУ 6-10 кВ маломасляные выключатели типа ВМП-10, ВМПЭ-10, на вакуумные типа ВВЭ-10. Как известно вакуумные выключатели имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными масляными и маломасляными выключателями. Они имеют больше ресурс, проще в обслуживании, практически не нуждаются в ремонте.

Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года, так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе.

Приведенные затраты находим по формуле

З=a×К+И, (3.1)

где a = 0,25 – нормативный коэффициент;

К – капиталовложения;

И – издержки.

Для масляного выключателя капиталовложения определяем по формуле

К₁ = Ц₁ + 0,12×Ц₁ + 0,03×Ц₁ =19248+2310+577=22135 р.

При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим 32 установленных на подстанции выключателей, и стоимость материалов.

И₁=×(З₁+З₂)×12+И_М =(1400+1180)×12+792=31752,

где З₁ =1400 – заработная плата одного рабочего;

З₂×=1180 - заработная плата второго рабочего;

И_М = С_М ×m_М ×n = 8×5,5×18=792 р,

где С_М =8 р/кг – стоимость масла, основная составляющая стоимости материалов, необходимых для ремонта;

m_М =5,5 кг – масса масла в выключателе;

n =18 – количество ремонтов

Тогда приведенные затраты находим по формуле (3.1)

З₁=a×К₁+И₁=0,25×22135+31752=37286 р.

Аналогично рассчитаем капитальные затраты для второго варианта установки вакуумного выключателя.

З₂=a×К₂+И₂=0,25×47849+16800=28763 р.

где a = 0,25 – нормативный коэффициент;

К₂ – капиталовложения;

И – издержки.

Для вакуумного выключателя капиталовложения, включая демонтаж и монтаж, определяем по формуле

К₂=Ц₂ + 0,12×Ц ₂+ 0,03×Ц₂+ С_Д =40270+4832+1208+1539=47849 р,

где С_Д = 0,08Ц₁ – стоимость демонтажа.

Так как вакуумные выключатели не нуждаются в ремонте в течении всего срока службы, и необходимо проводить только осмотры [11], то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.

И₂=З₁×12+И_М =1400×12=16800,

где З₁ =1400 – заработная плата рабочего 3 разряда;

При эксплуатации вакуумных выключателей отсутствуют расходы на масло.

Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод, что приведенные затраты на установку и эксплуатацию вакуумных выключателей меньше чем для маломасляных, и хотя стоимость вакуумных выключателей превосходит стоимость маломасляных выключателей их замена будет иметь явный технический эффект и потому являются целесообразной.

Дата добавления: 2015-04-30