Проектирование электрической сети для предприятия (отрасль промышленности)

Сбор и передача информации на верхний уровень управления коммерческих расчётов. Формирование баланса производства и потребления электроэнергии. Оперативный контроль и анализ режимов потребления мощности и электроэнергии основными потребителями. Формирование статистической отчётности. Оптимальное управление нагрузкой предприятия. Прогнозирование электропотребления.Преимущества АСКУЭ для промышленнго предприятия:

АСКУЭ позволяет оперативно выявлять непроизводственные потери энергоресурсов, потери и хищения электроэнергии при передаче её субабонентам, обнаруживать несанкционированные подключения. АСКУЭ даёт объективную картину энергопотребления всех объектов предприятия в режиме, максимально приближенноу к реальному времени. Внедрение АСКУЭ снижает удельный вес платы за электроэнергию в себестомости продукции и тем самым благотворно влияет на рентрабельность предприятия. Наличие на предприятии АСКУЭ устраняет причины споров с энергосбытовыми организациями, поскольку данные со счётчиков одновременно поступают и к ним. Рассмотрим, какие средства учета используются для решения вопросов АСКУЭ. При напряжениях 0,4 кВ, 110 кВ и выше используются 3 трансформатора тока и вероятность появления ошибок при сборке схемы возрастает. Это накладывает ответственность на достоверность учета электроэнергии. Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485.Рисунок 11.2 — Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии.

По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных энергообъектов или предприятий) и региональные (многоуровневые). Локальные АСКУЭ выполняются на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ входят:

счетчики электрической энергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код; устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления. каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации. Опрос УСПД через модем требует подключения УСПД к телефонной сети и накладывает определенные требования к качеству линии. Опрос УСПД через интерфейс RS-232, RS-485 или другой стандартный интерфейс накладывает ограничения по удаленности УСПД от ЭВМ, производящей опрос (от нескольких метров RS-232 до нескольких километров для RS-485 с дополнительным оборудованием). Для опроса необходимо соответствующее программное обеспечение;

сервер опроса УСПД — ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений; рабочие места технологов — ЭВМ, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узел локальной АСКУЭ.12 Защита ГПП от прямых ударов молнии.

Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования. Опасные грозовые перенапряжения в РУ подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией, так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ, в результате поражения ВЛ молнией или удара молнией в вершину опоры или трос. Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20−500 кВ. Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами, отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю. Защита зданий ЗРУ, имеющих металлическое покрытие кровли, выполняется заземлением этих покрытий. Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций.

При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы. Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители. Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора. Защита подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле: (12.1)где hвысота молниеотвода, м; - активная высота молниеотвода, м; (12.2)p — коэффициент для разных высот молниеотводов, равный: для молниеотводов при; для молниеотводов при. Принимаем четыре молниеотвода высотой. Наиболее высокими объектами на ГПП являются трансформаторы.

Высота трансформаторов ТДН-16 000/110 равна 6,4 м. Принимаем, тогда активная высота молниеотвода будет равна:

Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 12.

1.Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:(12.3)где, а — расстояние между молниеотводами, м;Зона защиты молниеотводов М1-М4:где, .Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие:(12.4)где D — диагональ четырехугольника, м. Проверяем условие :.Таким образом, вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии. Стержневые молниеотводы М1, М2 выполняем на прожекторных мачтах ОРУ 110 кВ. Стержневые молниеотводы М3, М4 выполняем отдельностоящими с собственными заземлителями. Рисунок 12.1 — Защита ГПП от прямых ударов молнии13Расчёт защитного заземления ГППВсе металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей. Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления ЗУ или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5 — 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование. При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:(13.1) — ток однофазного замыкания на землю, А; - сопротивление заземлителя, ОмРастекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе: (13.2)где — коэффициент напряжения прикосновения, значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека. Согласно ПУЭ заземляющие устройства выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью выполняются с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения. Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройст подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатации распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины. Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека и сопротивлением растекания тока от ступней в землю: (13.3)где — удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом м;На тело человека фактически будет действовать напряжение:(13.4)где — падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю, В. Ток, протекающий через человека:(13.5)где — сопротивление тела человека, Ом;В расчётах принимают ;Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека. Зная допустимый ток, можно найти допустимое напряжение прикосновения:(13.6)Чем больше, тем большее напряжение прикосновения можно допустить. За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:(13.7)где — время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП; - полное время включения короткозамыкателя;

время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-40/2500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы. Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение до нормированного значения в пределах всей территории подстанции. Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Сложный заземлитель (рисунок 13.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения. Площадь используемая под заземлитель подстанции:

Рисунок 13.1 — Замена расчётного заземлителя упрощённой модельюа) Заземляющее устройство подстанцииб) Расчётная модель, принимаем .На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () длиной. Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:. — длина вертикальных заземлителей, м; .В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои — меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний — толщиной, с удельным сопротивлением, нижний с удельным сопротивлением. Величины, , принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента. Удельное сопротивление нижнего слоя грунта :.Удельное сопротивление верхнего слоя грунта определим по выражению: (13.8)где — коэффициент сезонности, учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений. Толщина верхнего слоя грунта: .Для находим допустимое напряжение прикосновения. Коэффициент прикосновения определяется по выражению:(13.9)где — длина вертикальных заземлителей, м;. — расстояние между вертикальными заземлителями, м;. — параметр, зависящий от; - коэффициент, определяемый по и : — Общая протяженность горизонтальных проводников сетки, м. Определяем потенциал на заземлителе:(13.10)что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).Допустимое сопротивление заземляющего устройства:(13.11)где — ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ, А;. — общая длина вертикальных заземлителей, м,(13.12)где — число вертикальных заземлителей, шт. шт. Сопротивление заземлителя из сетки, уложенной на глубине t можно определить:(13.13)где — эквивалентное сопротивление грунта, Омм;По табличным данным для и, , тогда, А — коэффициент, зависящий от отношения длины вертикальных электродов и ., при (13.14), при (13.15)где — длина вертикальных заземлителей. при, тогда.

Общее сопротивление сложного заземлителя, что меньше допустимого .14Технико-экономический расчет показателей системыэлектроснабжения завода14.

1 Определение капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования.

Капитальные затраты на электрооборудование приведены в таблице 14.

1.Таблица 14.1 — Капитальные затраты на электрооборудование№ п/пНаименование и тип электрооборудования.

Ед. изм. Кол-во еди-ниц.

Цена единицы оборудования, руб.

Стоимость монтажа и транспортировки, руб.

Капитальные затраты на единицу оборудования, руб.

Общие капитальные затраты, руб123 456 781.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/10шт.

279 978,21626396241,2 192 482,42КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/10шт.

4 356 439 197 652,2554091,222 163 653КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/10шт.

1 619 801 343 691,4963492,4 963 492,44КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/10шт.

11 968 439,1537017,8 150 545 716 560 025,95Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А.шт.4 283 844,816263100107,842 045 286.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншеекм5,33 105 528,836613,29 142 142,1757617,37Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншеекм0,59 133 299,546248,37 179 547,9105933,28Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншеекм2,99 205 503,571299,56 276 803,1827641,29Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителемшт.

331 803,21626348066,2 144 198,610Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5шт.

644 090,81626360353,8 362 122,8ИТОГО:

2 633 440 614.

2 Определение амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления определяются на основе существующих норм амортизации. Амортизационные отчисления определяются по формуле: (14.1)где — коэффициент (норма) амортизации, 1/год;Результаты расчёта суммарных годовых аммортизационных отчислений представлены в таблице 14.

2.Таблица 14.2 — Суммарные годовые амортизационные отчисления№ п/пНаименование и тип электрооборудования.

Общие капитальные затраты К, руб.

Коэффициент амортизации, 1/год.

Амортизационные отчисления, руб/год123 451.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/10 192 482,40,6 312 126,392КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/1 022 163 650,0631396313КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/10 963 492,40,6 360 700,024КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/1 016 560 025,90,6 310 432 825.

Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А.42 045 280,063264885,36Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншее757 617,30,322 728,527Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншее105 933,20,33 177,9968.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншее827 641,20,324 829,249Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем144 198,60,639 084,51210.

Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 362 122,80,6 322 813,74ИТОГО160 325 814.

3 Расчет структуры ремонтного цикла.

Для определения годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов определяется структура ремонтного цикла каждой единицы оборудования. Плановая продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода определяются по формулам: (14.2)(14.3)где — продолжительность ремонтного цикла, лет; - продолжительность межремонтного периода, мес; - коэффициент, определяется сменностью работы оборудования (равен 1, так как завод работает в две смены). — коэффициент, учитывает наличие коллектора (равен 1, так как коллекторных машин нет). — коэффициент использования оборудования, зависящий от отношения фактического коэффициента спроса к табличному (равен 1, так как для данноых цехов завода это отношение равно 1). — коэффициент, учитывает категорию оборудования (для основного при расчёте, при расчёте). — коэффициент передвижных установок (равен 1, так как передвижных установок нет).Результаты расчёта продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода приведены в таблице 14.

3.Таблица 14.3 — Таблица расчетных коэффициентов для определения структуры ремонтного цикла№ п/пНаименование и тип электрооборудования, лет, мес, лет, мес1 234 567 891 011 121.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/1 012 361 110,850,7 110 242КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/1 012 361 110,850,7 110 243КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/1 012 361 110,850,7 110 244КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/1 012 361 110,850,7 110 245.

Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А.3 121 110,850,71 396.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншее20 121 110,850,711 687.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншее20 121 110,850,711 688.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншее20 121 110,850,711 689.

Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем3 121 110,850,713 910.

Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,53 121 110,850,7139.

Количество плановых текущих ремонтов в структуре ремонтного цикла: (14.4)Результаты расчёта структуры ремонтного цикла оборудования приведены в таблице 14.

4.Таблица 14.4 — Результаты расчётов структуры ремонтного цикла электрооборудования№ п/пНаименование и тип электрооборудования.

Структура ремонтного цикла, лет, мес, шт1 234 561.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/10К-Т1-Т2-Т3-Т4-К102 442КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/10К-Т1-Т2-Т3-Т4-К102 443КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/10К-Т1-Т2-Т3-Т4-К102 444КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/10К-Т1-Т2-Т3-К3935.

Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А. К-Т1-…-Т23-К168 236.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншее.

К-Т1-…-Т23-К168 237.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншее.

К-Т1-…-Т23-К168 238.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншее.

К-Т1-…-Т23-К168 239.

Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем.

К-Т1-Т2-Т3-К39 310.

Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5К-Т1-Т2-Т3-К39 314.

4 Расчет годовой трудоемкости текущих и капитальных ремонтов14.

4.1 Расчет численности ремонтного и обслуживающего персонала.

На базе структур ремонтного цикла определяется годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов каждой единицы оборудования:(14.5) (14.6)где m — количество позиций однотипного оборудования;ni — количество единиц однотипного оборудования;

ёмкость капитального ремонта единицы оборудования, чел.

час; - трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования, чел.

час; - продолжительность ремонтного цикла, лет. — продолжительность текущих ремонтов в году. Результаты расчёта годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования приведены в таблице 14.

5.Таблица 14.5 — Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов электрооборудования№ п/пНаименование и тип электрооборудования, шт, шт, чел.

час, чел.

час, чел.

час, чел.

час123 456 781.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/1 024 632 812,622,42КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/10 144 408 844,035,23КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/106 444 088 264,0211,24КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/10 946 501 321 950,01584,05Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А.423 301 078,878,86Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншее5,33 231 454 548,3344,87Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншее0,5 923 145 455,338,28Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншее2,99 231 454 527,1193,49Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем33 251 025,030,010Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,563 281 056,060,0ИТОГО1845,72 908,0Численность ремонтного персонала определяется на базе годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования. Численность ремонтного персонала для выполнения капитальных ремонтов: (14.7)Численность ремонтного персонала для выполнения текущих ремонтов: (14.8)где и — необходимое количество ремонтных рабочих для выполнения капитальных и текущих ремонтов электрооборудования, чел; и — суммарные годовые трудоёмкости капитальных и текущих ремонтов по всему электрооборудованию, чел.

час; - годовой эффективный фонд рабочего времени одного рабочего, час;. — коэффициент выполнения норм; для ремонтного персонала; для обслуживающего персонала. Суммарная численность ремонтного персонала: (14.9)где — суммарная трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов по всему электрооборудованию. Численность обслуживающего персонала определяется на базе годовой трудоёмкости технического обслуживания электрооборудования, которая исчисляется в процентах от годовой трудоёмкости текущих ремонтов. (14.10)где — количество смен работы оборудования, ;Численность обслуживающего персонала: (14.11)Результаты расчёта численности ремонтного и обслуживающего персонала приведены в таблице 14.

6.Таблица 14.6 — Численность ремонтного и обслуживающего персонала№ п/пНазвание профессии рабочих,, чел.

час, час, о.е.Количество рабочих, чел.

1Ремонтный персонал4753,718 001,132Обслуживающий персонал581,618 001 114.

5 Определение общего годового фонда заработной платы ремонтного и обслуживающего персонала.

Заработную плату ремонтного и обслуживающего персонала определяем на основании степени сложности установленного оборудования и средних тарифных разрядов для ремонта и обслуживания электрооборудования. Фонд основной заработной платы определяем путём умножения плановой трудоёмкости соответствующих работ на часовую тарифную ставку среднего разряда. Основная заработная плата определяется по формуле:

где — годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.

час;- часовая тарифная ставка; МРОТ =5205 руб./мес.≈25,77 руб./час — минимальный размер оплаты труда, если в месяце 21 восьмичасовой рабочий день; ТК — средний тарифный коэффициент по таблице 14.

6.Часовые тарифные ставки рабочих подсчитываются исходя из ставок рабочих первых разрядов сдельщиков и повременщиков соответственно (таблица 14.7).Таблица 14.7 — Часовые тарифные ставки рабочих.

РазрядЧасовая тарифная ставка, руб.

Тарифные коэффициенты ТкСдельщики.

Повременщики1141,74 128,8512154,49 140,451,93 171,50155,911,213,5180,163,641,274 188,51171,371,335 212,60193,281,56 242,37220,331,71Для обслуживающего персонала (повременщики) принимаем тарифный разряд — 4. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб. Основная заработная плата обслуживающего персонала:(14.12)где — годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.

час; - часовая тарифная ставка 4-го разряда повременщиков, руб. К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и социальные отчисления 34% от суммы основной и дополнительной зарплаты. Для ремонтного персонала (сдельщики) принимаем тарифный разряд — 5. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб. Основная заработная плата ремонтного персонала:

14.13)где — Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов, чел.

час; - часовая тарифная ставка 5-го разряда повременщиков, руб. К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и социальные отчисления 34% от суммы основной и дополнительной зарплаты. Общий фонд заработной платы обслуживающего персонала:

Общий фонд заработной платы ремонтного персонала:

Затраты на материалы определяются пропорционально основной заработной плате на соответствующий вид ремонта или технического обслуживания по следующим формулам:

1) на капитальный ремонт ;2) на текущий ремонт ;3) на техническое обслуживание ;где, , — соответственно заработная плата на капитальный, текущий ремонты, техническое обслуживание., , — коэффициенты пропорциональности равные;; .Результаты расчётов стоимости материалов заносим в таблицу 14.

8.Таблица 14.8 — Суммарная стоимость материалов для капитального, текущего ремонтов и технического обслуживания№ п/пНаименование и тип электрооборудования, чел.

час, чел.

час, чел.

час.

Разряд работы.

ЧТСр, руб/ час.

ЧТСо, руб/ час, руб, руб, руб.

РемОбс1 234 567 891 011 121.

Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-40/1012,622,44,4 854 212,6171,42 678,84762,2767,92КТП с двумя трансформатором.

ТМЗ-400/1088,070,414,854 212,6171,418 708,814967,2 413,33КТП с одним трансформаторами.

ТМЗ-1000/1088,070,414,854 212,6171,418 708,814967,2 413,34КТП с двумя трансформаторами.

ТМЗ-1000/10 845,0686,4137,2 854 212,6171,4 179 647,0145928,623 529,85Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10IНОМ = 630 — 1000 А.410,0410,082,54 212,6171,487 166,087166,14 054,86Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 в траншее31,8227,145,413,54 188,5171,45 994,342808,47 783,37Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 в траншее16,3116,423,293,54 188,5171,43 072,621941,43 991,98Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 в траншее25,4181,136,233,54 188,5171,44 787,934137,46 209,89Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем25,030,06,54 212,6171,45 315,06378,1 028,410Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,556,060,012,54 212,6171,411 905,612756,2 056,8Итого:

405 293,9591672,697 444,3Общие затраты на материалы определяются:

14.14)Общие ежегодные затраты на ремонт и обслуживание:(14.15)14.6 Определение стоимости потерь электроэнергииа) Потери активной мощности в кабельных линиях определяются: (14.16)где — ток, протекающий в линии в нормальном режиме, А. — сопротивление кабельной линии, Ом:(14.17)где — длина кабельной линии, км; - удельное сопротивление кабеля, Ом/км; - число кабельных линий, питающих электроустановку, шт;Потери активной мощности в кабельных линиях представлены в таблице 14.

9. Таблица 14.9 — Потери активной мощности в кабельных линиях№ п/пНаименование и тип электрооборудования, км, Ом, Ом, А, шт, кВт123 456 781.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 ГПП — КТП-30,480,1620,78 221,703222,9322.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 КТП-3 — КТП-20,130,2450,32 147,80224,1753.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 КТП-2 — КТП-10,200,3120,6 273,90122,0454.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 ГПП — КТП-40,410,3120,12 846,18821,6375.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 ГПП — КТП-50,390,3120,12 046,18821,5586.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 ГПП — КТП-60,400,3120,12 592,37626,3907.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 КТП 6 — КТП 70,160,3120,5 046,18820,6398.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 ГПП — КТП-80,090,3120,2 873,90120,9189.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×120 ГПП — КТП-90,070,2450,16 147,80222,9 710.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 КТП-9 — КТП-100,060,3120,1 973,90122,9 711.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×185 ГПП — КТП-110,290,1620,47 221,70320,62 312.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 АД 5.1 — АД 5.20,220,3120,6 992,37650,43 513.

Кабель силовой 10 кВААШв 3×95 СД 5.1 — 5.30,080,3120,2 557,73558,83 214.

Кабель силовой 10 кВ2хААШв 3×185 ГПП 0,090,0810,7 461,88021,250ИТОГО55,628Стоимость потерь электроэнергии, годовые потери электроэнергии, средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования, стоимость 1 кВт ч электроэнергии, относительное время использования максимума потерь определяются по формулам (6.7) — (6.11), приведённым в разделе 6. б) Потери мощности в трансформаторах определяются:(14.18)где — потери мощности холостого хода трансформатора, кВт; - потери мощности короткого замыкания, кВт; - коэффициент загрузки трансформатора, о. е; - число трансформаторов, шт;в) Потери мощности в электродвигателях определяются:(14.19)где — число двигателей, шт; - коэффициент загрузки двигателя, о. е; - потери мощности холостого хода двигателя, кВт;Для двигателей выше 100 кВт:(14.20) — номинальные нагрузочеые потери двигателя, кВт;Для двигателей выше 100 кВт:(14.21)Номинальные потери для двигателей определяются по формуле:(14.22)где — номинальная мощность асинхронного двигателя, кВт; - номинальный КПД двигателя, %; - номинальные потери асинхронного двигателя от реактивной нагрузки, кВт;(14.23)где — удельные потери активной мощности на 1 квар реактивной нагрузки асинхронного двигателя, кВт/квар (лежат в диапазоне 0,01−0,04). — номинальная реактивная мощность асинхронного двигателя, квар.(14.24)Максимальные суммарные потери активной мощности: (14.25)Средние потери активной мощности:

Годовые потери электроэнергии:

Стоимость потерь электроэнергии:

Годовые издержки эксплуатации:

Годовые приведённые затраты14.

7 Технико-экономические показатели для оборудования и сетей 10 кВРасчёт технико-экономических показателей для оборудования и сетей 10 кВ приведён в таблице 14.

10. Таблица 14.10 — Расчёт технико-экономических показателей проекта№ п/пПоказатели.

Условное обозначение.

Единицы измерения.

Численное значение% от З1Капитальные затратыруб26 334 406−2Годовые приведённые капитальные затратыруб/год5 266 881,245,303Амортизационные отчисленияруб/год160 325 813,794Зарплата ремонтного персоналаруб/год1 464 412,412,605Зарплата обслуживающего персоналаруб/год144 420,11,246Стоимость материалов на обслуживание и ремонт.

СМруб/год1 094 410,89,417Затраты на обслуживание и ремонтруб/год2 703 243,323,258Стоимость годовых потерь электроэнергиируб/год1 152 533,79,919Годовые издержки эксплуатациируб/год6 358 938,354,7010.

Годовые приведённые затратыруб/год11 625 819,5100.

Рисунок 14.1 — Расчёт технико-экономических показателей проекта14.

8Расчет критериев оценки эффективности проекта14.

8.1 Чистый дисконтированный доход.

ЧДД определяется по выражению:(14.26)где.

Рt — ежегодная выручка;

Зt — эксплуатационные затраты;

Кt — капитальные вложения в проект (инвестиции);В = Pt-Зt — годовая экономия; r = 0,074=7,4% - реальная процентная ставка дисконтирования по выражению (14.4).Расчет ведем для времени Т = 23 лет. Рассчитаем срок окупаемости проекта, считая что экономия составляет 40% от годовых приведенных затрат, тогда:(14.27)(14.28)Дисконтируем полученную чистую прибыль, реальная ставка дисконтирования 7,4% в год по выражению (14.4).Дисконтирование Дисконтирование.

Дисконтирование Дисконтированную прибыль суммируем с нарастающим итогом. Результаты сводим в таблицу 14.

11.Таблица 14.11 — Расчеты дисконтированной прибыли нарастающим итогом№ года.

Дисконтированная прибыль, млн.

руб.

Прибыль с нарастающим итогом, млн.

руб12 364 990,692364990,6 922 202 039,754567030,4 432 050 316,346617346,7 841 909 046,878526393,6 551 777 511,0510303904,7 061 655 038,2211958942,9 271 541 003,9313499946,8 581 434 826,7514934773,6 191 335 965,3216270738,93 101 243 915,5717514654,49 111 158 208,1618672862,66 121 078 406,1119751268,77 131 004 102,5220755371,2 914 934 918,5521690289,8 415 870 501,4422560791,2 916 810 522,7623371314,517 754 676,6924125990,7 418 702 678,4824828669,2 119 654 263,0225482932,2 320 609 183,4426092115,6 721 567 209,9126659325,5 822 528 128,4127187453,9 823 491 739,6727679193,65Критерий чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины исходного капитала с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течении прогнозируемого срока. Критерий принятия проекта:

В результате расчета получаем: (14.29)По данному критерию проект эффективен.

14.6. 2 Внутренняя норма доходности.

Под внутренней нормой доходности понимается такая ставка дисконтирования, при которой ЧДД=0.ВНД = r при ЧДД = 0. (14.30)Внутренняя норма доходности — это внутренний параметр проекта, который характеризует устойчивость проекта к изменению внешней экономической среды. Для определения ВНД строим график зависимости ЧДД = f ® (Рисунок 14.1).r = 7,4% в год ЧДД =руб; (14.31)(14.32)ВНД=8.05%14.

8.3 Индекс доходности.

Индекс доходности определяется по выражению: (14.35)Так как ИД > 0 проект эффективен.

14.8. 4 Применение метода аннуитета для оценки эффективности инвестиционного проекта.

Данный метод основан на определении коэффициента аннуитета:(14.36)гдеn — срок окупаемости проекта. Откуда:(14.37)14.

6.5 Построение графиков окупаемости проекта.

Анализ будем производить со дня начала выпуска продукции и для интервала времени в 30 лет в предположении, что экономия по годам постоянная. Определим дисконтированный и не дисконтированный графики окупаемости проекта. Расчет ведем по выражениям: (14.38) где=2,54- экономия по годам по выражению (14.40);r = 0,074=7,4% - реальная процентная ставка дисконтирования по выражению (14.4);n=1÷10 лет — периоды времени от начала выпуска продукции на которых рассчитывается ЧДД;К = 23,6 млн.

руб — общие капитальные затраты по таблице 14.8;Окончательное сальдо с учетом дисконтирования определяется по выражению: (14.39)Окончательное сальдо с учетом дисконтирования для n=1 год определяется по выражению: (14.40)Расчеты чистого дисконтированного и не дисконтированный дохода представим в виде расчетной таблицы 14.12ВремяnИнвестиции.

КОБЩГодовые издержкиэксплуатации C Выгоды В Без учётадисконтирования.

С дисконтированием.

ОкончательноесальдоСальдонарастающим итогом (ЧД)Экономия.

ОкончательноесальдоСальдонарастающим итогом (ЧДД)годмлн.

руб/год123 456 789 023,6 0 0106,32,542,54−21,062,362,36−21,24 206,32,542,54−18,522,202,20−19,3 306,32,542,54−15,982,052,05−16,98 406,32,542,54−13,441,911,91−15,7 506,32,542,54−10,91,781,78−13,3606,32,542,54−8,361,661,66−11,64 706,32,542,54−5,821,541,54−10,1806,32,542,54−3,281,431,43−8,665 906,32,542,54−0,741,341,34−7,3 291 006,32,542,541,81,241,24−6,851 106,32,542,544,341,161,16−4,9 271 206,32,542,546,881,081,08−3,8 491 306,32,542,549,421,001,00−2,8 451 406,32,542,5411,960,930,93−1,911 506,32,542,5414,50,870,87−1,391 606,32,542,5417,040,810,81−0,2 291 706,32,542,5419,580,750,750,5 261 806,32,542,5422,120,700,701,22 871 906,32,542,5424,660,650,651,8829.

Рисунок 14.2 — График внутренней нормы доходности.

На рисунке 14.2 видно, что срок окупаемости без дисконтирования равен = 9,1 года, а с дисконтированием — = 15,7 года. 15 Безопасность и экологичность проекта.

В данном разделе дипломного проекта разрабатываются мероприятия по экологичности и безопасности для проектируемого оборудования цеховых ТП 10/0.4 кВ завода режущих инструментов.

15.1 Анализ опасных и вредных факторов.

При эксплуатации электрооборудования ТП на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные факторы согласно положения ССБТ ГОСТ 12.

0.003−74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»: — повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;

— повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

— повышенный уровень шума на рабочем месте;

— повышенный уровень вибрации;

— повышенная или пониженная влажность воздуха;

— повышенная или пониженная подвижность воздуха;

— повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

— повышенный уровень электромагнитных излучений;

— повышенная напряженность электрического поля;

— повышенная напряженность магнитного поля;

— отсутствие или недостаток естественного света;

— недостаточная освещенность рабочей зоны;

— повышенная пульсация светового потока.

острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок, инструментов и оборудования;

— расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола).Источниками загрязнения в процессе эксплуатации оборудования и при аварийных ситуациях являются маслонаполненные аппараты, утечка масла из которых может привести к загрязнению окружающей среды (силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд). Возможно загрязнение территории отходами, повышенный уровень электромагнитного излучения, повышенный уровень шума.

15.2 Микроклимат.

Оптимальные и допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях определяются по Сан.

ПиН 2.

2.4. 548−96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».Микроклимат в помещении определяется следующими параметрами:

температура воздуха t (0C);температура поверхностей tп (0C).относительная влажность воздуха φ (%);скорость перемещения воздуха в рабочей зоне V (м/с);интенсивностью теплового излучения (Вт/м2).Эти параметры нормируются в зависимости от периода года и категории работ (легкая, средней тяжести, тяжелая). В производственных помещениях выполняемые работы относятся к работам средней тяжести (категория IIб).Допустимые параметры воздушной среды приведены в таблице 15.

1.Таблица 15.1 — Допустимые температуры, относительные влажности и скорости движения воздуха для холодного и теплого периодов года.Периодгода.

КатегорияработыНа постоянных рабочих местах.

Температуравоздуха, °СOтносительнаявлажность воздуха, %Скорость движения воздуха, м/схолодныйIIб15−2115−750,1−0,3теплыйIIб16−1715−75Не более 0,3Для обеспечения необходимого воздухообмена и поддержания параметров микроклимата применяется приточно-вытяжная система вентиляции. В цехах применяется водяная трубная система отопления. Система является закрытой с температурой сетевой воды 95 °C. Для обеспечения необходимого воздухообмена и поддержания параметров микроклимата применяется приточно-вытяжная система вентиляции. В цехах применяется водяная трубная система отопления. Система является закрытой с температурой сетевой воды 95 °C. Вид отопления и вентиляции был выбран в соответствии с требованиями СНиП 41−01−2003 «Требования к отоплению, вентиляции и кондиционированию».

15.3 Производственное освещение.

Во всех производственных помещениях принимают соответствующий вид освещения (естественное или искусственное) и систему освещения (общее или комбинированное). Необходимую освещённость определяют по СНиП 23−05−2010 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от характеристики зрительной работы (наименьшего размера объекта различения), фона, контраста и системы освещения. В выбираем общее освещение с уровнем освещенности (согласно Сни.

П 23−05−2010) по цехам 200 лк, а также естественное освещение (верхнее и боковое). В цехе производятся работы средней точности, наименьший размер объекта различения от 0,5 до 1 мм, разряд зрительной работы IV, подразряд б. Для освещения цеха применяются светильники РСП-05 с лампой ДРИ-400, степень защиты IP 20 для цехов с нормальной средой и IP 65 -для цехов со средой опасной по коррозии. Аварийное освещение выполняется лампами накаливания, при этом освещенность на рабочих местах составляет 5% освещенности, установленной для рабочего освещения при системе общего освещения, т. е. 10 лк. Таблица 15.2 — Нормативные значения освещённости при искусственном освещении. Характеристиказрительнойработы.

Наименьший размер объектаразличения, мм.

РазрядзрительныхработПодразрядзрительныхработ.

Освещен-ность, лк.

Естественное освещениепри общемосвещении.

КЕО, ен %Верхнее.

БоковоеСредней точности0,5−1,0IVб20 041,5ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данном дипломном проекте было спроектировано электроснабжение завода режущих инструментов.

На основании исходных данных были определены расчетные нагрузки 0,4 кВ цехов. По расчётным нагрузкам был произведён выбор цеховых ТП, выбраны трансформаторы типа ТМЗ мощностью 1000 и 400 кВА. Была рассчитана нагрузка 10 кВ и решены вопросы компенсации реактивной мощности. По расчётным данным на ГПП выбраны 2 трансформатора типа ТДН мощностью 16 МВА. Исходя из технико-экономических сравнений двух вариантов схем электроснабжения была принята смешанная схема питания предприятия, выполненная кабелями марки ААШв, проложенными в траншеях. Построена картограмма нагрузок и определено место расположения ГПП. Для выбора электрооборудования ГПП и были определены токи короткого замыкания. В результате были выбраны: ВЛ АС-150/24, питающие ГПП; выключатели ВМТ-110Б-20/1000, трансформаторы тока TG 145−150, разъединители РГН-110/1000, ограничители перенапряжения типа ОПН-110, заземлитель нейтрали типа ЗОН-110М-II, который в отключенном состоянии шунтируется ограничителями перенапряжения типа ОПН-110 для ОРУ. ЗРУ укомплектовано из ячеек типа К-104М с вакуумными выключателями типа ВВ/TEL-10; цеховые ТП питаются кабелями марки ААШв сечением 95, 120 и 185 мм². Произведен выбор релейной защиты всех элементов схемы электроснабжения, расчёт релейной защиты трансформаторов ГПП. В организационо-экономической части проекта были расчитаны приведённые затраты на электрооборудование, годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов, общегодовой фонд заработной платы обслуживающего и ремонтного персонала.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Правила устройства электроустановок — М.: Энергоатомиздат, 2011 г. Пособие по дипломному проектированию: комплекс учебно-методических материалов / Г. Я. Вагин, Е. Н. Соснина, А. М. Мамонов, Е. В. Бородина; Нижегород.

Гос. техн. ун-т им. P.E. Алексеева. Нижний Новгород, 2009. — 167 с.

Б. А. Князевский, Б. Ю. Липкин «Электроснабжение промышленных предприятий», М.: «Высшая школа», 1986 г. Специальные вопросы электроснабжения.

Составитель — А. И. Гардин, — НГТУ, 1988 г. Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю. Г.

Барыбина и др. — М.: «Энергоатомиздат», 1990 г."Электроснабжение и электрооборудование цеха" / Методические указания — Н. Н., 2002 г."Характеристики электрооборудования напряжением 0.4 кВ" / Справочное пособие — Н.Н., 2002 г. Козулин В. С., Рожкова Л. Д. ЭлектроснабжениеМ.: Энергоатомиздат, 1987.

Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергия. 1973. 584 с. Вагин Г. Я. Специальные вопросы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. Горький. ГПИ.

1986. 76 с. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат. 1984.

472 с. Шидловский А. К., Вагин Г. Я., Куренный Э. Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат. 1992. 224 с. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.

Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с. Головкин Н. Н., Карпова Э. Л., Федоров О. В. Технико-экономические расчеты в дипломном проектировании. Учебное пособие. Н. Новгород, НГТУ, 1991.-104 с. ГОСТ 13 109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введен с 01.

01.99. ИПК издательство стандартов, 1998.

Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др. Н. Новгород, 2001. — 11с. Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др. Н. Новгород, 2001. — 19с. Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров.

Н.Новгород, 2002. — 33с. Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов для студентов специальностей 1002 и 1004. Н. Новгород, НГТУ. 2002.

Стандарт предприятия. Проекты (работы) дипломные и курсовые. Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. — СТП I-У-НГТУ-88.Г. Я. Вагин, Н. Н. Головкин, О. В. Маслеева Пособие по дипломному проектированию для студентов специальности 1004 «Электроснабжение». Н. Новгород, НГТУ, 2004.-137 с.