Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






II. Анализ результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятия



2.1 Модернизационная политика предприятия

Каждый объект энергетики, как любое технологическое предприятие, нуждается в непрерывном профилактическом обслуживании. Эти работы возлагаются на дирекцию данного объекта или его технического владельца. Техническое обслуживание заключается в различных видах работ, без выполнения которых не может быть обеспечено нормальное функционирование энергообъекта. Вероятны повреждения и аварии с оборудованием, неизбежны отказы в работе отдельных устройств и установок, травмы персонала и тяжелые несчастные случаи.

Для организации нормальной работы энергоустановок необходима постоянное обновление оборудования, чтобы избежать необратимых последствий. За последние годы заметно снижаются показатели по капиталовложениям. Снижение капиталовложений в предприятия энергетики обуславливает тенденцию руководства производить реконструкции существующих электроустановок с целью увеличить надежность, качество электроэнергии, повысить пропускную способность и соответственно снизить затраты на обслуживание, наладку и затрат связанных с собственными нуждами электроустановок, в замен строительства новых.

В 2009 году ООО БашРЭС ПО УГЭС начал серьезные работы по реконструкции подстанции «Глумилино» 110/35/6 кВ. Эта подстанция (ПС) является главным энергетическим узлом центральной части Уфы.

Эксплуатация подстанции началась более 50 лет назад. Будучи одним из самых мощных и системообразующих, этот энергообъект пережил не один этап реконструкции. Однако основную часть электротехнического оборудования до сих пор составляют коммутационные аппараты и устройства релейной защиты и автоматики, установленные к моменту пуска подстанции. Периодически возникают вопросы и с пропускной способностью ПС, она связана с допустимыми токами шинных разъединителей 110 кВ и с допустимыми токами шести устаревших масляных выключателей типа МКП-110 со встроенными трансформаторами тока.

С учетом морального и физического износа масляных выключателей МКП-110 было решено в 2009 году заменить их на современные элегазовые типа ВЭБ-110 производства екатеринбургского ОАО «Уралэлектротяжмаш».

 

2.2 Краткая характеристика предприятия

Общество с ограниченой ответственностью "Башкирские распределительные электрические сети" (ООО "Башкирэнерго") - дочернее общество ОАО "БЭСК" – было создано 6 октября 2005 г. в результате реформирования электроэнергетики Республики Башкортостан в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике".



Организационная структура Общества включает 11 производственных отделений: ПО «Уфимские городские ЭС», ПО «Центральные ЭС», ПО «Северо-Восточные ЭС», ПО «Ишимбайские ЭС», ПО «Кумертауские ЭС», ПО «Белебеевские ЭС», ПО «Белорецкие ЭС», ПО «Нефтекамские ЭС», ПО «Сибайские ЭС», ПО «Октябьские ЭС», ПО «Информационные технологии и связь».

ООО "Башкирэнерго" оказывает услуги по передаче электрической энергии с использованием магистральных линий электропередачи напряжением 110 кВ и ниже. Выполняет работы по присоединению к электрическим сетям, по сбору и обработке технологической информации, включая данные измерений и учета.

Основная задача ООО "Башкирэнерго" – транспортировка и распределение электрической энергии до потребителей. Общая протяженность воздушных линий электропередачи 0,4 - 110кВ составляет 76 906 км; кабельных линий 0,4 - 110кВ - 5895 км. В настоящее время организация обслуживает более 600 подстанций 35-110 кВ и более 21 тысячи трансформаторных пунктов. Число присоединенных потребителей приближается к 900 тыс. абонентов.

100% долей в уставном капитале ООО "Башкирэнерго" принадлежит ОАО «БЭСК».

Целью предприятия является:

- поставка электрической энергии по установленным тарифам в соответствии с диспетчерскими графиками электрических нагрузок;

- передача электрической и тепловой энергии;

- диспетчерское управление и соблюдение режимов энергосбережения и энергопотребления;

- обеспечение эксплуатации энергетического оборудования в соответствии с действующими нормативными требованиями, проведение своевременного и качественного его ремонта, технического перевооружения и реконструкции энергетических объектов, а также развитие энергосистемы;



- эксплуатацию энергетических объектов;

- создание и освоение новой техники и технологий, обеспечивающих эффективность, безопасность и экологичность работы промышленных объектов, создание условий для развития энергетического комплекса в целом, реализации отраслевых научно-технических и инновационных программ;

- оказание услуг по реализации энергии энергоснабжающим организациям;

- деятельность по эксплуатации электрических сетей;

- эксплуатацию взрывоопасных производственных объектов;

 

В данном разделе, для определения экономической эффективности работы предприятия по внедрению нового оборудования рассмотрим существующую подстанцию г.Уфы «Глумилино». Для продления срока эксплуатации действующей электроустановки рассмотрим модернизацию существующего оборудования с заменой только основных узлов оборудования электростанции. На подстанции предусматриваем замену 6 масляных выключателей на элегазовые, отвечающим всем требования надежности и безопасности. Рассмотрим основные показатели подстанции, которые представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Основные показатели подстанции

Характеристика Показатели
Количество и номинальная мощность трансформаторов 2х40 МВА
Количество отходящих линий 110 кВ, шт
Число выключателей 110кВ, шт
Количество отходящих линий 6 кВ (потребителей)
Номинальная отходящая мощность к потребителям, МВт/час
Стоимость э/э вырабатываемой в день, тыс.руб

 

2.3 Технико-экономическое обоснование применения элегазовых выключателей

Расчет экономической эффективности применения элегазового выклю­чателя сводится к определению затрат на его приобретение, монтаж, эксплуатацию и ремонт с последующим сравнением этих затрат с анало­гичными затратами для масляного выключателя. Данные о стоимости выключателя возьмем из таблицы 2.2

Таблица 2.2

Полная стоимость выключателей и стоимость монтажа

Тип выключателя Полная стоимость, тыс. руб Стоимость монтажа, тыс. руб Сумма, тыс. руб Количество выключателей, шт Итоговая сумма, тыс.руб.
Новый
Базовый 317,3 1987,3 11923,8

 

Выключатели:

Новый: ВЭБ-110У1

Базовый: МКП-110(У1)

 

Стоимость монтажа рассчитаем по формуле:

СМ = СВ · k, (2.1)

где – полная стоимость выключателя, тыс.руб; k – коэффициент стоимости

монтажа, % (для нового – 14% от полной стоимости, для базового – 19%).

Для нового выключателя получим:

 

СМ = 3250 · 0,14 = 455 тыс.руб.

 

Итоговая сумма вычисляется как:

СΣ = (СВ + СМ) · nВ, (2.2)

где nВ – количество выключателей.

 

Для нового выключателя получим:

 

СΣ = (3250 + 455) · 6 =22230 тыс.руб.

 

Аналогичный расчет для базового выключателя:

СМ = 1670 · 0,19 = 317,3 тыс.руб.

СΣ = (1670+ 317,3) · 6 = 11923,8 тыс.руб.

Затраты на эксплуатацию и ремонт выключателей складываются из затрат на оплату труда рабочим, начислений на зарплату, стоимости материалов, связан­ных с осуществлением ремонтных работ, амортизации оборудования, привлекае­мого к ремонту и амортизации площадей для ремонта.

В таблице 2.3 приведено количество ремонтов в течение всего срока службы и нормы времени на ремонт одного выключателя согласно технических паспортов и инструкций силовых выключателей.

 

Таблица 2.3

Количество ремонтов в течение всего срока службы и нормы времени

на ремонт одного выключателя

Тип выключателя Количество ремонтов в течение всего срока службы, Nр Норма вре­мени на ре­монт одного выключателя, часов Количе­ство вы­ключа­телей, nв Полные за­траты вре­мени на ре­монт, Тп, ча­сов
Новый вариант
Базовый вариант

 

Прямая заработная плата ремонтного персонала при часовой тарифной ставке рабочего пятого разряда ЧТС = 50 руб/час равна:

 

Зтар = ЧТС · Тп, руб , (2.3)

 

Доплаты по районному коэффициенту принимаются в размере 15 % от прямой заработной платы

 

Др.к = 0,15 · ЗПтар, (2.4)

Премии

П = 0,75 · ЗПтар, (2.5)

Основной фонд оплаты труда рабочих:

Зосн = Зтар + Др.к + П, (2.6)

Для нового варианта получим:

Зтар = 50 · 60 = 3000 руб;

Др.к = 0,15 · 3000 = 450 руб;

П = 0,75 · 3000 = 2250 руб;

Зосн= 3000+450+2250 = 5700 руб.

Дополнительная зарплата – это выплаты, предусмотренные законодательством о труде – оплата очередных и дополнительных отпусков, компенсация за неиспользованный отпуск, оплата льготных часов подростков, оплата перерывов в работе кормящих матерей и т.д. Величина дополнительной зарплаты берется 10-12 % основной зарплаты.

Здоп = Зосн · 0,12 = 5700 · 0,12 = 684 руб.

Отчисления на социальное страхование производится с основного фонда зарплаты в размере 26%:

ЕСН = Здопосн · 0,26 = (5700+684) · 0,26 = 1659,84 руб.

 

Полный фонд зарплаты:

 

ФЗП = Здопосн + ЕСН= 5700+684+1659,84 = 8043,84 руб.

Для базового варианта получим:

 

Зтар = 50 · 2880 = 144000 руб;

Др.к = 0,15 · 144000 = 21600 руб;

П = 0,75 · 144000 = 108000 руб;

Зосн= 144000+21600+108000 = 273600 руб.

Здоп = Зосн · 0,12 = 273600 · 0,12 = 32832 руб.

 

Отчисления на социальное страхование производится с основного фонда зарплаты в размере 26%:

 

ЕСН = Здопосн · 0,26 = (273600+32832) · 0,26 = 79672,32 руб.

 

Полный фонд зарплаты:

 

ФЗП = Здопосн + ЕСН= 273600+32832+79672,32 = 386104,32 руб.

 

Итого средние затраты на приобретение и обслуживание новых выключателей, прихо­дящиеся на один год:

 

З = (С · nВ + ФЗП)/Т, руб, (2.7)

где С – стоимость выключателя с учетом монтажа; Т – время эксплуатации выключателей до списания, Т1 = 40 лет, Т2 = 30 лет;

 

З1вар = (СΣ + ФЗП)/Т = (22572000+8043,84)/40 =

=564501,096 руб/год;

 

З2вар = (СΣ + ФЗП)/Т = (18564000 +386104,32)/30 = 631670,144 руб/год;

 

2.4 Анализ надежности применения нового выключателя

 

Надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования (ГОСТ 27.002-83).

Надежность является одной из важнейших характеристик качества объекта совокупности свойств, определяющих пригодность его использования по назна­чению.

Надежность - это сложное свойство, включающее в себя более простые свой­ства объекта, которые называются сторонами надежности.

Сторонами надежности являются:

1. Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособ­ность в течение некоторого времени или некоторой наработки. Наработка - время работы объекта до первого отказа.

2. Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в приспособ­ленности его к предупреждению и обнаружению отказов и восстановлению рабо­тоспособности объекта либо путем проведения ремонта, либо путем замены отка­завших элементов.

3. Долговечность - свойство объекта сохранять работоспособность до насту­пления предельного состояния при установленном режиме технического обслу­живания и ремонта.

4. Сохраняемость - свойство объекта сохранять работоспособность в течение и после его хранения и (или) транспортирования.

5. Работоспособность - такое состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции, удовлетворяя требованиям нормативно-технической документации. Работоспособность - это характеристика состояния объекта в некоторый момент времени.

 

Таблица 2.4

Факторы, влияющие на надёжность источников электроснабжения

Факторы, влияющие на надёжность источников электроснабжения
Аппаратурные (технические) Неаппаратурные
Конструктивные (технические) Производственные Программное обеспечение Влияние человека-оператора Влияние условий работы
         

 

Для определения показателей надёжности электроустановок аналитическим методом составляем расчётную схему соединения элементов ЭЭС. Расчётная схема отражает логику связей элементов с точки зрения надёжности работы всей установки или с точки зрения отказа всей установки. Расчётная схема ЭЭС часто не совпадает с электрической схемой. Иногда последовательно соединённые в электрической схеме элементы на логической схеме должны быть изображены параллельным соединением и наоборот. Расчёт проводится путём замены параллельных и последовательных цепей эквивалентными элементами, для чего используются формулы, определяющие общее число аварийных отключений, длительность аварийных простоев для эквивалентного элемента.

Длительность планового ремонта для каждого случая приняты исходя из существующих закономерностей ремонтных работ.

При сделанных допущениях для показателей надёжности элементов электроустановок справедливы следующие формулы теории надёжности. Для коэффициентов простоя:

. (2.8)

Для среднего числа отказов за время .

где:

и – коэффициенты аварийного и планового простоя;

– интенсивность случайного события (отказа);

– время восстановления системы;

– удельная длительность планового ремонта (за 1 год);

 

 

 

Рис. 2.3 Схема питания подстанции «Глумилино» 110 кВ

На рисунке 2.3 приведена упрощенная схема подстанций 110 кВ. В данной курсовой работе ведем расчет для выключателей, поэтому остальными параметрами пренебрегаем. Данные для расчетов принимаем из таблицы 2.5.

 

 

Таблица 2.5

Расчётные значения показателей надёжности элементов схемы

Элемент , ч , 1/год , час/год
Трансформатор   Короткозамыка-тель с отделителем   Участок ВЛ   Масляный выключатель (базисный вариант)   Вакуумный Выключатель (новый вариант) 0,02   0,0004     0,001     0,003     0,003 0,02   0,04     0,5     0,03     0,03 0,007   0,001     0,005     0,006     0,0001    

 

Показателями надёжности для схем питания потребителей являются частоты аварийных отключений выключателей и коэффициенты аварийного простоя. Найдем коэффициент аварийного простоя для каждого выключателя базисного варианта:

 

q3=q4=q5=q6= 0,03*0,003+0,006=0,00609;

 

В соответствии с расчетной схемой найдем вероятность отключения выключателей для базового варианта:

 

баз=q1+q2+q3+q4+q5+q6=0,036 откл/год;

 

Найдем коэффициент аварийного простоя (время восстановления схемы Т примем 8 часов), тогда получим:

 

qавп\стбаз= ав/8760=0,036*8/8760=0,000033;

 

Определим ущерб для предприятия при аварийном отключении:

 

[МВт·ч] (2.9)

 

где – количество энергии, получаемой в течении года потребителями, присоединенными к данной линии.

 

На данной подстанции установлены трансформаторы номинальной мощностью 2х40 МВт, поэтому Wгод принимаем 700800 МВт, тогда получим:

 

Wндбаз=700800*0,000033=23,2 МВт

 

Определение ущерба получаемый при аварийном отключении линии определяется из формулы (4.3):

 

, (2.10)

 

где – удельная стоимость 1МВт·ч недоотпущенной энергии физ.лицам принимаем равным 1620 тогда получим для базового варианта:

 

У=23,2*1620=37584 руб/год

 

Для всего срока эксплуатации базового варианта получим:

 

У=37584х30=1127520 руб

 

Для нового варианта расчет аналогичен. Получившиеся данные сведем в таблицу 2.6

 

Таблица 2.6

Показатели надежности

Показатели надежности Базовый вариант Новый вариант
Коэффициент аварийного простоя 0,000033 0,00000027
Время восстановления системы
Недоотпуск мощности, МВт 23,2 0,18
Ущерб в год, руб 306,5
Ущерб за весь срок эксплуатации, руб

 

 

2.5 Затраты на амортизацию нового оборудования

Затраты на амортизацию рассчитываем по линейному способу:

З=Си*HА (2.11)

где СИ – стоимость инвестиций, тыс.руб.;

НА – норма амортизации (на оборудование технологическое, энергетическое равна 18 %).

З=22230*0,18=4001,4 тыс.руб./год

 

Амортизационный период:

, (2.12)

 

 


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2019 год. Все права принадлежат их авторам!