8.7. Экологичность проекта

В соответствии с требованиями ПУЭ о запрещении загрязнения окружающей среды, вредного или мешающего шума, вибрации и электрических полей подстанция «Павино» 110/35/10 удалена от густонаселённого района села на безопасное расстояние.

Трансформаторное масло является основным источником загрязнения, поэтому к нему предъявляются самые жёсткие требования.

На открытых распределительных устройствах под трансформаторами устроены маслоприёмники, заглублённые ниже уровня земли, закрытые сверху металлической решёткой с насыпанным вокруг неё крупным гравием. Маслоприёмник предусмотрен для аварийных режимов, связанных с выбросом масла.

Маслонаполненное оборудование находится в герметичных емкостях исключающих в нормальном режиме возможность попадания масла в окружающую среду.

Экологически чистое производство и экологически чистые технологии являются важным показателем работы энергетики на современном этапе. Исключение или уменьшение вредного влияния энергетических предприятий на окружающую среду становится весьма важной целью управления. Экономическими рычагами уменьшения вредного воздействия на окружающую среду являются налоги, санкции за вредные для экологии выбросы, а также их квотирование и ограничение вплоть до полного прекращения путём применения новых экологически чистых производств.

В Павинском РЭС в соответствии с вышеприведенными фактами безопасности проекта можно сделать вывод, что при обслуживании реконструируемой линии электропередачи и выполнении работ в электроустановках организационные и технические мероприятия обеспечивают безупречную организацию работ для исключения несчастных случаев с людьми при эксплуатации сетей. Для бесперебойного снабжения потребителей, а также для уменьшения числа травм при работе на линиях необходимо соблюдать правила техники безопасности, а также правила пожарной безопасности.

При реконструкции и эксплуатации электрических сетей 10 кВ соблюдаются все нормы экологии.

8.8. Мероприятия по улучшению безопасности

1. Для рабочего персонала сооружать специальные места отдыха, душевые.

2. Для рабочего персонала сооружать отдельные места для курения.

3. Использование современной аппаратуры измерения и электрозащиты.

7. Экономическое обоснование проекта

7.1. Экономическое обоснование реконструкции линии 10 кВ

В данной части раздела рассматривается вопрос экономической выгоды от внедрения новой линии электропередач и увеличения надёжности электроснабжения.

Оценка экономической эффективности производится по следующим показателям: размер капитальных вложений, годовая экономия, годовой экономический эффект, срок окупаемости капитальных вложений.

Расчёт капитальных вложений

Капитальные вложения (КВ) включают: стоимость оборудования, затраты на монтаж, накладные расходы.

Стоимость оборудования определяется на основе действующего в настоящее время прейскуранта цен на 2014 год.

Капитальные вложения определяются по формуле:

КВ=Ц+М+Н_р (7.1)

где Ц – цены на материалы, руб.;

М – затраты на монтаж, (принимаем 45% от цены), [4];

Н_р – накладные расходы, принимаемые 20% от цены [4].

Так как при реконструкции линии 10 кВ Ф10-06 ПС 110/35/10 кВ «Павино», то ниже приводится таблица для сравнения некоторых технико-экономических показателей использования изолированного и голого провода.

Суммарная длина реконструируемых линий:

L_{А_50} = 13,75+52,63+54,27+35,30+18,92+5,88+14,84

L_{А_50} = 195,59 км;

L_{СИП_70} = 13,75+52,63+54,27+35,30+18,92+4,38+13,08

L_{СИП_70} = 192,33 км;

L_{СИП_95} = 1,5+1,76

L_{СИП_95} = 3,26 км.

где L_{А_50} – суммарная длина линии с проводами марки А-50;

L_{СИП_70} – длина линии с защищёнными проводами СИП-3 (1х70);

L_{СИП_95} – длина линии с защищёнными проводами СИП-3 (1х95).

Стоимость провода для линий, выполненными проводами марки А-50:

Ц_{А_50} = 3 ∙ L_{А_50} ∙ Ц_{1км_ А_50} , (7.2)

где 3 – число параллельных проводов линии равное количеству фаз;

L_{А_50} – длина линии с проводами марки А-50;

Ц_{1км_ А_50} – цена одного километра провода марки А-50,

Ц_{1км_ А_50} = 14652 руб/км.

Ц_{А_50} = 3 ∙ 195.59 ∙ 14 652,13

Ц_{А_50} = 8 597 000 руб.

Стоимость провода для линий, выполненными СИП-3 (1х70):

Ц_{СИП_70} = 3 ∙ L_{СИП_70} ∙ Ц_{1км_ СИП_70} , (7.3)

где L_{СИП_70} – длина линии с защищёнными СИП-3 (1х70);

Ц_{1км_70} – цена одного километра провода марки СИП-3 (1х70);

Ц_{1км_70} = 47373 руб/км.

Ц_{СИП_70} = 3 ∙ 192.33 ∙ 47373

Ц_{СИП_70} = 27 333 700 руб.

Стоимость провода для линий, выполненными СИП-3 (1х95):

Ц_{СИП_95} = 3 ∙ L_{СИП_95} ∙ Ц_{1км_ СИП_95} , (7.4)

где L_{СИП_95} – длина линии с защищёнными проводами СИП-3 (1х95),

Ц_{1км_95} – цена одного километра провода марки СИП-3 (1х95),

Ц_{1км_70} = 64167 руб/км.

Ц_{СИП_95} = 3 ∙ 3.26 ∙ 64167

Ц_{СИП_95} = 627 553 руб.

Итого, стоимость провода для линий, выполненными СИП-3:

Ц_СИП = 27 333 700 + 627 553

Ц_СИП = 27 961 253 руб.

Капитальные вложения для линий, выполненными проводами А-50:

КВ_А-50 = 9 611 356,42+4 325 110,39+1 922 271,28

КВ_А-50 = 15 858 738,09 руб.

Капитальные вложения для линий, выполненными СИП-3:

КВ_СИП = 28573041,59+12857868,72+5714608,32

КВ_СИП = 47145518,63 руб.

Таблица 7.1. – Сметно-финансовый расчёт капитальных вложений

ВЛ-10 кВ на ж/б опорах проводом СИП-3

Наименование оборудования	Кол-во, шт.	Цена за единицу, руб.	Всего, руб.
Стойка СВ 100-3,5	23	3114,35	71630,05
Траверса ТМ-10	114	1738,00	85500,00
Изолятор ОСК-4-10-80	114	617,01	198132,00
Колпачок ПХВ КП22	114	14,00	1596,00
Зажим ПС-2-1	120	39,50	4740,00
Зажим ПА-2-2	160	124,03	19844,44
Скоба СК-7-1А	234	49,30	11536,20
Серьга СРС-7-16	234	48,00	11232,00
Зажим НБ-2-6А	283	148,00	41884,00
Ушко У1-7-16	226	64,80	17644,80
Звено ПРТ-7-1	148	34,00	3842,00
Накладка ОГ	296	114,75	25933,50
Болт Б5	120	63,00	7560,00
Хомут	300	105,00	23940,00
Кронштейн Y4	114	417,90	47640,60
УЗ (подукосник)	14	118,00	1652,00
Провод СИП-3 (1х70), км	192,33	47373,00	27333700,00
Провод СИП-3 (1х95), км	3,26	64167,00	627553,00
Разъединитель РЛНД-10/200 У1	10	1784,30	17843,00
Разъединитель РЛНД-10/400 У1	2	3094,50	6189,00
Разъединитель РВЗ-10/400 П	2	3048,00	6096,00
Уголок 70х70х5 ГОСТ 8509-86	14	17,00	1938,00
Уголок 95х95х5 ГОСТ 8509-86	14	14,50	1653,00
Круг 22 ГОСТ 2590-71	14	9,00	1026,00
Штырь Ш-20-2-К-30 ГОСТ 34-13-931-86	14	24,00	2736,00

Таблица 8.1(продолжение)

Итого:	-	-	28573041,59
Затраты на монтаж:	45%	-	12857868,72
Накладные расходы:	20%	-	5714608,32
Всего КВ	-	-	47145518,63

Таблица 7.2. – Сметно-финансовый расчёт капитальных вложений

ВЛ-10 кВ на ж/б опорах проводом А-50

Наименование оборудования	Кол-во, шт.	Цена за единицу,руб.	Всего, руб.
Стойка СВ 100-3,5	118	3114,35	367493,30
Траверса ТМ-2	115	1738,00	199870,00
Изолятор ШФ20-Г	342	617,01	211017,42
Колпачок КП22	342	14,00	4788,00
Зажим ПС-2-1	120	39,50	4740,00
Зажим ПА-2-2	120	124,03	14883,60
Скоба СК-7-1А	234	49,30	11536,20
Серьга СРС-7-16	234	48,00	11232,00
Зажим НБ-2-6А	226	148,00	33448,00
Ушко У1-7-16	226	64,80	14644,80
Звено ПРТ-7-1	113	34,00	3842,00
Накладка ОГ	226	114,75	25933,50
Болт Б5	120	63,00	7560,00
Хомут	228	105,00	23940,00
Кронштейн Y4	114	417,90	47647,60
УЗ (подукосник)	14	118,00	1652,00
Провод А-50, км	195,6	14652,00	8597000,00
Разъединитель РЛНД-10/200 У1	10	1784,30	17843,00
Разъединитель РЛНД-10/400 У1	2	3094,50	6189,00
Разъединитель РВЗ-10/400 П	2	3048,00	6096,00
Итого:	-	-	9611356,42
Затраты на монтаж:	45%	-	4325110,39
Накладные расходы:	20%	-	1922271,28
Всего КВ	-	-	15858738,09

Сравнение технико-экономических показателей изолированного и голого провода нужно для выбора более выгодного варианта реконструкции.

Сравнение технико-экономических показателей изолированного и голого провода приведено в таблице 7.3.

Таблица 7.3. – Сравнение технико-экономических показателей изолированного и голого провода

Показатель	Строительство BJI 10 кВ на на железобетон- ных опорах проводом А-50	Строительство BJI-10 кВ на железобетон- ных опорах с СИП-З	Экономический результат
Капитальные вложения на 1 км ВЛ (в ценах 2014г), в тыс.руб. с учетом материалов и оборудования	15 858,74	47 145,52	Стоимость линий с использованием СИП большего сечения увеличивается в 3 раза
Возникновение механических повреждений: - в случае обрыва проводов - в случае схлестывания проводов - в случае обрыва вязки проводов	24,4% 17% 9,8%	0% 0% 0%	Практически устраняются
Реактивное сопротивление проводника	0,325 Ом/км	0,291 Ом/км	Энергосбережение составляет 6,5%
Отключение абонентов: - из-за аварий на линиях - при проведении ремонтных работ	40-90% 100%	0% 0%	Устраняется
Срок службы линий при частом воздействии выбросов вредных производств	4 года	25-30 лет	Увеличивается срок службы в 6-8 раз
Необходимость подрезки зеленых насаждений при прохождении вблизи них линий	1 раз в год	1 раз в 5 лет	Сокращаются затраты на содержание трасс линий
Возможность совместной подвески линий связи, электроснабжения, электроосвещения	Нет	Есть	Сокращается количество опор линий (каждая опора - 0.17 мЗ железобетона и 13 кг металлоконструкций)

Расчёт годовых эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты (ЭЗ) проводом, учитывают расходы, связанные с эксплуатацией вводимого оборудования и определяется по формуле:

ЭЗ = А+ ТР + ЗП + ПР + И_ПЭ (7.5)

где А – амортизационные отчисления, руб.,

ТР – расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание, руб.;

ЗП – заработная плата рабочему персоналу, руб.;

ПР – прочие расходы, руб.

И_ПЭ – издержки на потери электроэнергии, руб.

Существующий вариант эксплуатационных затрат.

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

А = КВ ∙ Н_ам (7.6)

где Н_ам – годовая норма амортизационных отчислений, %; Н_ам =3%.

А_А-50 = 15 858 738 ∙ 0,03

А_А-50 = 475 762 руб.

Расходы на текущий ремонт определяются по формуле:

ТР = КВ ∙ Н_тр (7.7)

где Н_тр – годовая норма отчислений на текущий ремонт и техническое обслуживание, %; Н_{тр.ВЛ-10кВ} = 8,4%, [4].

ТР_А-50 = 15 858 738 ∙ 0,084

ТР_А-50 =1 332 134 руб.

Заработная плата рабочему персоналу определяется по формуле:

ЗП=ЗТ ∙ ЧТ_СТ ∙ К_ДОП ∙ К_ОТЧ (7.8)

где ЗТ – затраты труда на обслуживание, чел.ч.;

ЧТ_СТ – часовая тарифная ставка, определена исходя, из заработной платы электрика в Павинском РЭС, ЧТ_СТ =31.

К_ДОП – коэффициент, учитывающий дополнительную оплату,

К_ДОП =1,67, [4].

К_ОТЧ – коэффициент отчислений в единый социальный налог,

К_ОТЧ =1,302, [4].

ЗТ = К_У.Е. ∙ 18,6 (7.9)

где К_У.Е. – количество электрооборудования в условных единицах,

К_У.Е.=3 [4].

18,6_ЧЕЛ.Ч. – трудоёмкость обслуживания 1 у.е.;

ЗТ_А-50 =3 ∙ 18,6=55,8 чел.ч;

ЗП_А-50=55,8 ∙ 31 ∙ 1,67 ∙ 1,302 = 3 761 173 руб.

Прочие расходы составляют 5% от суммы: А_А-50+ТР_А-50+ЗП_А-50, то есть:

ПР=0,05 ∙ (А+ТР+ЗП) (7.10)

ПР_А-50 = 0,05 ∙ (475 762 + 1 332 134 + 3 761 173)

ПР_А-50 = 283 942 руб.

Издержки производства определяются по формуле:

И_{ПЭ А-50} = ΔА_ГОД ∙ З_П (7.11)

где ΔА_ГОД – потеря электроэнергии за год по всем фидерам

из таблицы 6.5, кВт: ΔА_ГОД = 6 842 231 кВт;

З_П - удельные затраты на потери электроэнергии равны тарифу

за 1 кВт∙ч, З_П = 5,05 руб/(кВт ∙ ч);

И_{ПЭ А-50} = 6 842 231 ∙ 5,05

И_{ПЭ А-50} = 35 553 667 руб.;

Годовые эксплуатационные затраты существующей ВЛ проводом А-50 определяем по формуле (7.5):

ЭЗ_СУЩ. = 475 762 + 1 332 134 + 3 870 946 + 283 942 + 35 553 667

ЭЗ_СУЩ. = 41 516 450 руб.

Проектный вариант эксплуатационных затрат.

Амортизационные отчисления определяются по формуле (7.5):

А_СИП = 47 145 519 ∙ 0,03

А_СИП = 1 414 366 руб.,

где Н_ам – годовая норма амортизационных отчислений, %; Н_ам =3%.

Расходы на текущий ремонт определяются по формуле (7.6):

ТР_СИП = 47 145 519 ∙ 0,018

ТР_СИП =848 619 руб.,

где Н_тр – годовая норма отчислений на текущий ремонт и техническое обслуживание, %; Н_тр. = 1,8%, [4].

Прочие расходы определяются по формуле (7.10):

ПР_СИП = 0,05 ∙ (1 414 366 + 848 619 + 0)

ПР_А-50 = 113 149 руб.

ЗП принимаем 0 руб., так как линия выполненная СИП – является практически не обслуживаемой, руб. [4].

Издержки производства определяются по формуле(7.11):

И_{ПЭ А-50} = 5 747 148 ∙ 5,05

И_{ПЭ А-50} = 29 023 097 руб.,

где ΔА_ГОД – потеря электроэнергии за год по всем фидерам таблицы

6.5, кВт: ΔА_ГОД = 5 747 148 кВт;

Эксплуатационные затраты проектной ВЛ выполненной проводом СИП-3 определяем по формуле (7.5):

ЭЗ_ПРОЕКТ = 475 762 + 1 332 134 + 3 870 946 + 283 942 + 20 000 075

ЭЗ_ПРОЕКТ = 31 399 231 руб.

Годовая экономия определяется разностью величины годовых эксплуатационных затрат существующей ВЛ-10 кВ и годовых эксплуатационных затрат проектируемой ВЛ-10 кВ по формуле:

Г_Э = ЭЗ_{СУЩ .}- ЭЗ_ПРОЕКТ (7.12)

Г_Э = 41 516 450 - 31 399 231

Г_Э = 10 117 219 руб.

Годовой экономический эффект определяется разностью величин приведённых затрат:

Г_ЭФ=ПЗ_СУЩ-ПЗ_ПРОЕКТ (7.13)

где ПЗ_СУЩ – приведённые затраты существующей ВЛ, руб.;

ПЗ_ПРОЕКТ – приведённые затраты проектируемой ВЛ, руб.;

Приведённые затраты ВЛ определяются по формуле:

ПЗ=КВ ∙ К_ЭФ+ЭЗ (7.14)

где КВ – капитальные вложения, руб.;

К_ЭФ – коэффициент эффективности капитальных вложений,

К_ЭФ =0,15;

ЭЗ – эксплуатационные затраты, руб.

Приведённые затраты существующей ВЛ по формуле (7.14):

ПЗ_СУЩ.А-50 =15 858 738 ∙ 0,15 + 41 516 450 = 43 895 261 руб.

Приведённые затраты проектируемой ВЛ по формуле (7.14):

ПЗ_ПРОЕКТ = 47 145 519 ∙ 0,15 + 31 399 231 = 37 171 058 руб.

Годовой экономический эффект определяем по формуле (7.13):

Г_ЭФ = 43 895 261 - 37 171 058 = 6 724 201 руб.

Срок окупаемости капитальных вложений:

Т = КВ/ Г_ЭФ (7.15)

где Т – срок окупаемости, лет;

Т = 47 145 519/ 6 724 201 = 7,01 лет.

 Следует также учитывать постоянный рост тарифов на электроэнергию, что в свою очередь может ускорить окупаемость проекта.

В результате реконструкции воздушной линий электропередач ВЛ-10 кВ подстанции 110/35/10 «Павино» получается годовой экономический эффект, который составил 6724201 руб. при капитальных вложениях в размере 47145519 руб., срок окупаемости проектируемой линии составил 7,01 лет. Также получаем социальный эффект за счёт внедрения линии с СИП-3: высокий срок службы, более безопасное и качественное электроснабжение.