- по классу точности;

- по конструкции и схеме соединения.

Нагрузка трансформатора напряжения сведем в таблицу 4.16.

Таблица 4.16 - Нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Sоб-ки , ВА	Число об-к	cos?	sin?	Число приборов	РСУМ , Вт	QСУМ , вар
V	Э-335	2	2	1	0	1	4	-
W	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Var	И-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Wh	СА3-И681	3 Вт	2	0,38	0,925	10	60	145,8
Varh	СР4-И689	3 вар	2	0,38	0,925	10	60	145,8
Итого							120	291,6

Расчетная вторичная нагрузка:

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМК - 10- 66 У3 (таблица 4.17)

Таблица 4.17 - Данные трансформатор напряжения типа НТМК

Uн т=10 кВ	Uн т=10 кВ
Sн 2=315,33 кВА	Sр 2=193,5 ВА
Схема соединения обмоток

Выключатели нагрузки к цеховым трансформаторам. Расчёт токов, проходящих по кабелям, приведён ниже.

Токи, проходящие по линиям к цеховым подстанциям:

ТП1: I_ав = 215,4 А ; ТП7: I_ав = 133 А ;

ТП2: I_ав = 107,7 А ; ТП8: I_ав = 66,5 А ;

ТП3: I_ав = 53,85 А ; ТП9: I_ав = 212 А ;

ТП4: I_ав = 233 А ; ТП10: I_ав = 106 А ;

ТП5: I_ав = 116,5 А ; ТП11:I_ав = 53 А .

ТП6: I_ав = 58,3 А ;

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу - 10 / 400 -10У3, его данные сведем в таблицу 4.18.

Выбор шин ГПП. Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АТ-80ґ6; I_доп=1625 А (одна полоса на фазу, I_ав=215,4 А; i_уд=21,9 кА):

а) I_доп і--I_ав;

Таблица 4.18 - Данные по выключателю нагрузки

Паспортные данные UH = 10 кВ	Расчётные данные UP = 10 кВ
IH = 400 A Iскв = 25 кА	Iав = 53 А - 233 A iуд=21,9 кА

б) проверка по термической стойкости к I_кз:

Fmin=aґIкзґ =12Ч8,63Ч1=103,56 < 480 мм²;

в) проверка по динамической стойкости к--i_{уд кз} :--s_доп=700 кгс/см2:

?

W = 0,167ґbґh² = 4,8 см³,

где L=80 см-расстояние между изоляторами;

а=60 см-расстояние между фазами;

b=0,8 см-толщина одной полосы;

h=6 см-ширина (высота) шины.

Из условия видно, что шины динамически устойчивы.

Выбор изоляторов. р Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению:U_ном U_уст;

- по допустимой нагрузке: F_доп і--F_расч.

Выбираем изолятор типа ОНШ-6-500У1 (F_разруш =500 кгс).

F_доп = 0,6ґF_разруш = 0,6 ґ--500--=300--кгс. (> 110,6 кгс),

условие выполняется.

Выбор силовых кабелей отходящих линий от шин ГПП и между ТП.

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

- по экономической плотности тока:

- по минимальному сечению F_min =I_кзt_п;

- по условию нагрева рабочим током I_{доп каб}I_р;

- по аварийному режиму I_{доп ав}I_ав;

- по потере напряжения U_допU_рас.

ГПП-ТП 1:

S_р=3913 кВА, I_ав=215,4 А, I_р=I_ав/2=107,7 А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=107,7 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=215,4 A.

ТП 1-ТП2:

S_р=1956,5 кВА, I_ав=107,7А, I_р=I_ав/2=53,85 А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=53,85 A.

1,3ЧIдоп=266,5 А>Iав=107,7 A.

ТП2-ТП3:

S_р=978,25 кВА, I_ав=53,85 А, I_р=I_ав/2=53,85/2=27А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=27 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=53,85 A.

Все расчетные данные выбора кабелей занесены в таблицу 4.19

Таблица 4.19 - Кабельный журнал

Наименование участка	Sр, кВА	Кол-во кабелей в траншее	По экономической плотности тока	По току короткого замыкания	По условию нагрева рабочим током	По аварийному режиму	По допустимой нагрузке, мм2	Выбранный кабель	Iдоп, A
			jэ	Fэ, мм2	Iк, кA	S, мм2	Iдоп каб, A	Iр, A	1,3Iдоп, А	Iав, A	Кп	Fдоп, мм
ГПП-ТП1	4650,2	4	1,4	91,3	10,4	78,9	205	127,8	266,5	255,7	0,8	95	ААШв-10-(3x95)	205
ГПП-ТП4	5046,9	4	1,4	99,1	10,4	78,9	205	138,8	266,5	277,5	0,8	95	ААШв-10-(3x95)	205
ГПП-ТП7	2905,3	4	1,4	57,1	10,4	78,9	165	79,9	214,5	159,8	0,8	50	ААШв-10-(3x70)	165
ГПП-ТП9	4635,0	4	1,4	91,0	10,4	78,9	205	127,4	266,5	254,9	0,8	95	ААШв-10-(3x95)	205
ТП1-ТП2	2325,1	2	1,4	45,7	10,4	78,9	165	63,9	214,5	127,8	0,9	50	ААШв-10-(3x70)	165
ТП2-ТП3	1162,5	1	1,4	22,8	10,4	78,9	165	32,0	214,5	63,9	1	25	ААШв-10-(3x70)	165
ТП4-ТП5	2523,4	2	1,4	49,6	10,4	78,9	165	69,4	214,5	138,8	0,9	50	ААШв-10-(3x70)	165
ТП5-ТП6	1261,7	1	1,4	24,8	10,4	78,9	165	34,7	214,5	69,4	1	25	ААШв-10-(3x70)	165
ТП7-ТП8	1452,7	2	1,4	28,5	10,4	78,9	165	39,9	214,5	79,9	0,9	25	ААШв-10-(3x70)	165
ТП9-ТП10	2317,5	2	1,4	45,5	10,4	78,9	165	63,7	214,5	127,4	0,9	50	ААШв-10-(3x70)	165
ТП10-ТП11	1158,7	1	1,4	22,8	10,4	78,9	165	31,9	214,5	63,7	1	25	ААШв-10-(3x70)	165
ГПП-СД	1389,0	1	1,4	23,2	10,4	78,9	165	32,5	214,5	65,0	1	25	ААШв-10-(3x70)	165
ГПП-ДСП	3232,0	1	1,4	63,6	10,4	78,9	205	89,0	266,5	178,0	1	95	ААШв-10-(3x95)	205
ГПП-ВБК	600,0	2	1,4	11,8	10,4	78,9	165	16,5	214,5	33,0	0,9	50	ААШв-10-(3x70)	165

5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения комбината

5.1 Виды схем внутреннего электроснабжения предприятий

Электрическая сеть строится на базе следующих принципов:

- максимальное приближение ЦП к приемникам;

- исключение "холодного" (т. е. обесточенного) резерва;

- раздельная работа ИП по условиям надежности электроснабжения и снижения уровня токов КЗ;

- применение АВР для питания приемников I категории;

- ступенчатое распределение электрической энергии (принципы распределенной коммутации и распределенной трансформации);

- широкое применение кабельных (а не воздушных) линий электропередачи.

Первые двартребования выбираются экономическими соображениями, причем первое вызвано стремлением сократить потери мощности и энергии, а второе -- снизить капитальные затраты на сооружение сети. Выполнить второе требование для приемников I категории удается не всегда, а для приемников особой группы вообще невозможно, обычно стараются иметь "скрытый" резерв, например, трансформаторы в нормальном режиме недогружены, а в послеаварийных -- несут полную нагрузку и т. д.

Третье требование обусловлено стремлением исключить влияние повреждений в одной части системы электроснабжения на оставшиеся в работе части. Короткие замыкания сопровождаются резким снижением напряжения в поврежденной части. При раздельной работе напряжение в неповрежденной части снижается незначительно. Приемники продолжают практически нормально функционировать.

Нужно подчеркнуть принципиальную разницу в требованиях к параллельной работе источников в энергосистеме и системе электроснабжения. В энергосистеме все источники включают на параллельную синхронную работу. В системе электроснабжения стремятся к раздельной работе источников питания.

Раздельная работа источников питания уменьшает уровень токов КЗ по сравнениюр с параллельной работой, и уменьшение тока КЗ снижает требования к электрооборудованию по электродинамической и термической стойкости и в конечном счете приводит к его удешевлению.

Это требование также обусловлено экономическими соображениями, т. к. оборудование, рассчитанное на более низкий уровень тока КЗ, получается менее дорогим и громоздким.

Использование АВРрдиктуется требованиями к надежности электроснабжения приемников I категории с одновременным обеспечением условия раздельной работы ИП.

Широкое применение кабельных линий объясняется факторами безопасности и ограниченности территории, т. к. охранные зоны ВЛ занимают много места. Помимо этого, замыкание на землюр оборванной фазы ВЛ напряжением 6--35 кВ создает опасные для людей и животных напряжения шага или (и) прикосновения.

Ступенчатое распределение электрической энергии объясняется стремлением упростить схему и снизить стоимость ЦП. По существу, РП является как бы продолжением (секцией) сборных шин ЦП (принцип распределенной коммутации). Совокупность ЦП-линии-рРП получается более дешевой и надежной, чем сложное двух-трехэтажное РУ ЦП без использования РП, и этот принцип реализуют магистральные схемы, с помощью которых к одному источнику подключают одной линией несколько приемников, удаленных друг от друга на некоторое расстояние.

На первых этапах развития систем электроснабжения распределение электроэнергии на территории потребителя осуществлялось с помощью сетей напряжением до 1 кВ. рЭто приводило к большим затратам проводникового материала (кабельной продукции) и было связано с повышенными потерями в системе. Принцип распределенной трансформации, т. е. сооружение, кроме главной, понизительной подстанции (ГПП) непосредственно вблизи от потребителя ТП с высшим напряжением 6--10 кВ и низшим до 1 кВ, позволил передавать по территории города электроэнергию напряжением 6--10 кВ, а не на 0,4 кВ при меньших токах, соответственно. Это дало возможность существенно уменьшить объем токоведущих частей, снизило потери мощности и энергии.

Электроснабжающие сети по существу представляют собой группу (часто кольцо) ПС и линий с высшим напряжением 220--35 кВ, причем часть (или все) ПС расположены на территории города. Такие ПС называют подстанциями глубокого ввода высокого напряжения, а на промышленных предприятиях -- главными понижающими подстанциями (ГПП).

К схемам внутризаводского электроснабжения при напряжении выше 1 кВ относятся сети распределения электроэнергии напряжением 6-35 кВ. Внутризаводское распределениерэлектроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности питания. При прочих равных условиях применяются магистральные или смешанные схемы как наиболее экономичные.

Радиальные рсхемы распределения электроэнергии применяются главным образом в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть 2-х ступенчатыми или 1-ступенчатыми. 1-ступенчатые схемы применяются главным образом на малых предприятиях, а 2-ступенчатые - на больших.

Радиальная схема электроснабжения напряжением выше 1 кВ представлена на рисунке 5.1.



Преимущества радиальных схем -этор простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации. Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на цеховом РП3 нарушается электроснабжение несколькихр цеховых ТП (3, 4, 5). Для устранения этого недостатка радиальную схему питания (РП1 и РП2) делают от двух независимых источников (разные шины ГПП) и для повышения надежности применяют АВР.

Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает количество высоковольтных аппаратов, что увеличивает капитальные затраты. Магистральная схема электроснабжения напряжением выше 1 кВ представлена на рисунке 5.2 и 5.3.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, р когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны, обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести п/ст с общей мощностью потребителей не более 50006000 кВА.



Эта схема характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить числор отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.

Когда необходимо сохранить преимущества магистральных схем и обеспечить высокую надежность питания, применяют систему транзитных сквозных магистралей, и в этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, роставшегося в работе. Это переключение происходит со временем 0,1-0,2 с, что практически не отражается на электроснабжении потребителей.

В практике проектирования и эксплуатации СЭС промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу, так обычно крупные и ответственные потребители или приемники питают по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируют ри их питание осуществляют по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономичными показателями.

Схема смешанного питания представлена на рисунке 5.4.

5.2 Расчет технико-экономического сравнения схем внутреннего электроснабжения деревообрабатывающего завода

Построение электрических сетей напрямую связано с индивидуальностью предприятия, его темпами развития и др. Вместе с тем удается объединить схемы в три группы, рсоответствующие категориям надежности электроснабжения.

В электроснабжении пока нет единства терминов. К сожалению, каждая отрасль (промышленность, рсельское хозяйство, коммунально-бытовой сектор, военные объекты и др.) ри использует свои термины, не дающие ясного геометрического представления о построении сети. Представляется, что наиболее удачными являются термины "радиальная", р "магистральная" и "смешанная" схемы электроснабжения.

5.2.1 Смешанная схема электроснабжения завода

При смешанном электроснабжении количество кабелей в траншее от ЗРУ к ТП9, ТП10, ТП11 и ДСП составляетр 5 штук. Из них 2 кабеля ААШв-10-(3х70) идут на ДСП и 3 кабеля ААШв-10-(3х95) соответственно на рТП9-ТП11 (см. чертеж 1).

Число кабелей в траншее к ТП7 и ТП8 составляет 3 штуки. Это кабели ААШв-10-(3х95)

Отличие смешанной схемы внутреннего электроснабжения завода, от магистральной заключается в размещении и соединении ТП между собой. Следовательно, ризменяется длина и количество кабелей, количество выключателей. Так же при смешанном электроснабжении 50% нагрузки цеха №13 покрывается за счет ТП7 и 50% за счет ТП6. Данные изменения показаны в таблице 5.1.

По генплану завода тяжелого машиностроения при схеме смешанного электроснабжения рассчитываем длину кабелей, далее определяем их стоимость порсправочным данным. Также в однолинейной схеме электроснабжения завода отображаются изменения, т.е. добавляются дополнительные выключатели и линии.

Таблица 5.1 - Распределение нагрузок цехов по ТП

№ ТП	Sнт, кВА	Qнбк, кВАр	№ цехов	Рр 0,4 кВт	Qр 0,4 кВАр	Sр 0,4 кВА	Кз
1	2	3	4	5	6	7	8
ТП1 2*1000	2*(2*1000)++1*1000	5*300= 1500	1	1552,4	1087,2
ТП2 2*1000			1а	529,2	359,1
ТП3 1*1000			4	412,35	364,9
			5	355,05	285,6
			6	87,75	78,1
			7	664,8	615,1
			8	59,25	17,3
Итого	3660,8	2807,3
Qвбк	0	-1500
Итого'	3660,8	1307,3	3887,2	0,78
ТП4 2*1000	2*(2*1000)+ +1*1000	5*300=1500	2	1310,7	1334,8
ТП5 2*1000			13 (50%)	114,15	61,2
ТП6 1*1000			3	717,6	730,2
			9	168	130,8
			14	897,6	673,4
			осв.	492,9	246,5
Итого	3701,03	3176,9
Qвбк	0	-1500
Итого'	3701,03	1676,9	4063,2	0,81
ТП7 2*1000	2*1000+ +1*1000	3*300=900	11	888,2	852,7
ТП8 1*1000			16	467,6	346,9
			17	839,3	642,7
			13 (50)%	114,2	61,21
Итого	2309,2	1903,5
Qвбк	0	-900
Итого'	2309,2	1003,5	2517,7	0,84
ТП9 2*1000	2*(2*1000)+ +1*1000	5*300=1500	12	1110	747
ТП10 2*1000			10	1836,6	1616,1
ТП11 1*1000			15	620,03	538,6
Итого	3566,6	2901,7
Qвбк	0	-1500
Итого'	3566,6	1401,7	3832,2	0,77

Выбор выключателей:

1) Магистраль ГПП-ТП7.

_, (5.1)

_,

Расчетный ток:

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.2).

Таблица 5.2 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=84А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

2) Магистраль ГПП-ТП8.

_, (5.2)



Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.3).

Таблица 5.3 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=60 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

3) Магистраль ГПП-ТП4-ТП5-ТП6.

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.4).

Таблица 5.4 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=225 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

4) Магистраль ГПП-ТП9-ТП10.

(5.3)

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.5) .

Таблица 5.5 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=175 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

5) Магистраль ГПП-ТП11.



Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.6).

Таблица 5.6 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=38 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

Выбор силовых кабелей:

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

-по экономической плотности тока:

-по минимальному сечению F_min =I_кзt_п;

-по условию нагрева рабочим током I_{доп каб}I_р;

-по аварийному режиму I_{доп ав}I_ав;

-по потере напряжения U_допU_рас.

ГПП-ТП 7:

S_р=1518 кВА, I_ав=84 А, I_р=I_ав/2=42 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205А>Ip=42A.

1,3ЧIдоп=266,5 А>Iав=84 A.

ГПП-ТП 8:

S_р=1084 кВА, I_ав=60 А, I_р=I_ав/2=30 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=30 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=60 A.

ГПП-ТП 4-ТП 5-ТП6:

S_р=4094 кВА, I_ав=225 А, I_р=I_ав/2=112,5 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=112,5 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=225A.

ГПП-ТП 9 - ТП 10:

S_р=3176 кВА, I_ав=175 А, I_р=I_ав/2=87,5 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=87,5 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=175 A.

ГПП-ТП 11:

S_р=683 кВА, I_ав=38 А, I_р=I_ав/2=19 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=19 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=38 A.

Определим капитальные затраты с учетом того, что стоимость выключателя BB/TEL-10-630 составляет 2,886 тыс у.е. за 1 штуку (Кв=2,886 тыс. у.е.), цена кабеля ААШв-10-(3х95) составляет 11,4 у.е. за 1 м:

ГПП - ТП7:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=2ЧК_В=2Ч2,886=5,772 тыс. у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=20,46Ч11,4=233,2 у.е.

ГПП - ТП8:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=1ЧК_В=1Ч2,886=2,886 тыс. у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=38,61Ч11,4=440,2 у.е.

ГПП - ТП9-ТП10:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=2ЧК_В=2Ч2,886=5,772 тыс.у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=51,81Ч11,4=590,6 у.е.

ГПП - ТП11:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=2ЧК_В=1Ч2,886=2,886 тыс.у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=33,99Ч11,4=387,5 у.е.

Для данной схемы электроснабжения добавляются 2 линии, поэтому необходимы 2 дополнительных трансформатора тока ТПЛК-10УЗ, стоимость которых составляет 1,68 ртыс. у.е за 1 штуку. Общая стоимость выключателей составит 17,316 тыс. у.е., затраты на кабели составят 1,65 тыс у.е., затраты на ТТ составят 3,36 тыс. у.е. р Следовательно капитальные затраты на смешанную схему электроснабжения составят 22,326 тыс. у.е.

5.2.2 Магистральная схема электроснабжения завода.

В траншее к ТП7 и ТП8 проложен 1 кабель. Это кабели ААШв-10-(3х70). Распределение нагрузок цехов по ТП показаны в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Распределение нагрузок цехов по ТП

№ ТП	Sнт, кВА	Qнбк, кВАр	№ цехов	Рр 0,4, кВт	Qр 0,4, кВАр	Sр 0,4, кВА	Кз
ТП1 2*1000	2*(2*1000)++1*1000	5*300=1500	1	1552,4	1087,2
ТП2 2*1000			1а	529,2	359,1
ТП3 1*1000			4	412,35	364,92
			5	355,05	285,59
			6	87,75	78,08
			7	664,8	615,18
			8	59,25	17,325
Итого	3660,8	2807,39
Qвбк	0	-1500
Итого'	3660,8	1307,39	3887,25	0,78
ТП4 2*1000	2*(2*1000)+ +1*1000	5*300=1500	2	1310,7	1334,81
ТП5 2*1000			13	228,3	122,42
ТП6 1*1000			3	717,6	730,28
			9	168	130,82
			14	897,6	673,38
			осв.	492,98	246,49
Итого	3815,18	3238,2
Qвбк	0	-1500
Итого'	3815,18	1738,2	4192,49	0,84
ТП7 2*1000	2*1000++1*1000	3*300=900	11	888,15	852,71
ТП8 1*1000			16	467,6	346,87
			17	839,25	642,73
Итого	2195	1842,31
Qвбк	0	-900
Итого'	2195	942,31	2388,7	0,8
ТП9 2*1000	2*(2*1000)++1*1000	5*250=1250	12	1110	747
ТП10 2*1000			10	1836,6	1616,11
ТП11 1*1000			15	620,03	538,67
Итого	3566,63	2901,78
Qвбк	0	-1500
Итого'	3566,63	1401,78	3832,21	0,77

По генплану завода тяжелого машиностроения при схеме магистрального электроснабжения рассчитываем длину кабелей, р далее определяем их стоимость по справочным данным. Также изменения отображаются в однолинейной схеме электроснабжения завода.

Выбор выключателей:

1) ГПП-ТП4-ТП5-ТП6.

(5.4)

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.8).

Таблица 5.8 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=225,4 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

2) Магистраль ГПП-ТП7-ТП8

(5.5)

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель.

Условия проверки сведем в таблицу 5.9.

Таблица 5.9 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=140 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

3) Магистраль ГПП-ТП9-ТП10-ТП11

(5.6)

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.10).

Таблица 5.10 - Проверка выключателя

Паспортные	Расчетные
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА	U=10 кВ Iав=212 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Привод ПЭ

Выбор силовых кабелей

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

-по экономической плотности тока:

-по минимальному сечению F_min =I_кзt_п;

-по условию нагрева рабочим током I_{доп каб}I_р;

-по аварийному режиму I_{доп ав}I_ав;

-по потере напряжения U_допU_рас.

ГПП-ТП4-ТП5-ТП6:

S_р=4093,64 кВА, I_ав=225,4 А, I_р=I_ав/2=112,7 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205А>Ip=112,7A.

1,3ЧIдоп=266,5 А>Iав=225,4 A.

ГПП-ТП7-ТП8:

S_р=2549 кВА, I_ав=140 А, I_р=I_ав/2=70 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=70A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=140 A.

ГПП-ТП 9-ТП10-ТП11:

S_р=3859 кВА, I_ав=212 А, I_р=I_ав/2=106 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=106 A.

1.3ЧIдоп=266,5 А>Iав=212 A.

Определим капитальные затраты:

ГПП - ТП7-ТП8:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=2ЧК_В=2Ч2,886=5,772 тыс. у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=45,54Ч11,4=519,2 у.е.

ГПП - ТП9-ТП10-ТП11:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

К_В=2ЧК_В=2Ч2,886=5,772 тыс. у.е.

Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

К_лэп=52,14Ч11,4=594,4 у.е.

Общая стоимость выключателей составит 11,544 тыс у.е. и затраты на кабели составаят 1,113 у.е. Следовательно общие капитальные затраты для магистральной схемы электроснабжения составят 12,657 тыс. у.е.

Из проведенного технико-экономического сравнения схем внутреннего электроснабжения заводар тяжелого машиностроения можно сделать выводы о достоинствах и недостатках магистральных и смешанных схем электроснабжения.

Магистральная схема так же характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить число отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.

Достоинство радиальных схем: рмаксимальная простота; аварийное отключение радиальной линии не отражается на электроснабжении остальных потребителей. И ее недостаток: большой расход кабельной продукции обусловливает высокую стоимость системы. Кроме того, при одиночных радиальных линиях невысока надежность электроснабжения.

Магистральные схемы имеют следующие достоинства:

- лучшая загрузка линий, т. к. к каждой линии подключена не одна, а группа ТП;

- меньший расход кабелей;

- на ЦП и РП нужно устанавливать меньшее количество выключателей.

Недостатки одиночных магистралей заключаются в трудностях при отыскании места повреждения магистрали и в более низкой надежности электроснабжения по сравнению с радиальной схемой. Последнее объясняется тем, что на надежность работы магистрали влияют показатели надежности стороны ВН ТП, рвключая силовые трансформаторы.

Вывод. Был произведен расчет нагрузок по заводу, выбор числа и мощности цеховых ТП. Предложены два варианта питания завода, произведен технико-экономический расчет и сравнение вариантов по суммарным затратам после чего из предложенных вариантов был выбран с большим напряжением (питание подходит от шин 115 кВ на ГПП, расположенную на территории комбината).

В работе было проведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода (магистральной и смешенной). При сравнении стоимости оборудования и кабельных линий наиболее экономически выгодной оказалась магистральная схема электроснабжения.

6. Средства измерительной техники для измерения показателей качества электрической энергии

6.1 Автоматический регулятор напряжения (АРН-ЭО)

Многочисленные исследования показателей качества электроэнергии, проведенные за последние несколько лет при проведении сертификации электрической энергии в распределительных электрических сетях 6-10/0,4 кВ в системах электроснабжения городов и промышленных предприятий, показали, что напряжение в сети во многих случаях значительно отличается от ртребуемого нормативными документами. Как нам известно, напряжение в сети выше номинального, особенно в ночное время, когда включается вся осветительная нагрузка. р В подавляющем большинстве городских электрических сетей, от которых питаются системы уличного и внутреннего освещения как городские, так и промышленные, напряжение в сети, особенно в вечернее и ночное время, выше номинального на 5 - 10 %.

Для решения данной задачи был разработан специализированный автоматический регулятор напряжения (АРН-ЭО), позволяющий поддерживать напряжение в сети на заданном уровне с высокой точностью.

Его использование позволяет решить две основные задачи: р

- автоматически поддерживать напряжение вр сети электрического освещения в диапазоне от номинального напряжения 220 В до 210 В (- 4,5 % от номинального);

- автоматическое включение ри отключение освещения в соответствии с необходимой длительностью работы освещения для каждых суток в течение года, либо осуществление этих функций из единого диспетчерского центра в составе АСУ.

В настоящее время серийно выпускается несколько типоразмеров такого регулятора - от 5 кВт до 250 кВт. Это позволяет покрыть практически весь реальный диапазон существующих систем освещения в жилищнокоммунальном хозяйстве, р уличном освещении, объектах муниципальной собственности (школы, больницы, административные учреждения и т.д.). Широкое применение такое устройств также может найти в различных бизнес-единицах (магазины, фабричные цеха и т.д).

Использование настоящего регулятора дает следующие результаты:

- снижение потребления электроэнергии на освещение при сохранении нормативных требований к освещенности объектов ( в среднем на 25 % );

- увеличение срока службы электрических ламп и другого осветительного оборудованияр ( в 1,5 - 2 раза ).

С целью проверки работоспособности и э эффективности применения данного оборудования был проведен ряд экспериментов в системах электрического освещения промышленных предприятий (инструментальное производство, мясокомбинат и т.д.). В городском хозяйстве - административное помещение (школа), уличное освещение в нескольких городах. Полученные результаты во всех случаях практически совпадают.

Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним потребителей выполняется в соответствии с действующими нормативными документами по ррасчетам с потребителями за компенсацию реактивной мощности и по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий.

Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у электроприемников. р Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности). рВ основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.

6.2 Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ 10(6)

Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности типа КРМ-10(6) напряжением 10 кВр и 6 кВ, частотой 50 Гц, мощностью от 450 до 3150 кВАр предназначены для повышения значения коэффициента мощности (cos ц) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов, показаны на рисунке 3.5.

КРМ-10(6) обеспечивает: защиту от превышения номинального тока; защиту от доступа к токоведущим частям, находящимся под напряжением; индикацию тока конденсаторных батарей; аварийную сигнализацию при срабатывании защиты [24].

Применение КРМ-10(6) позволяет снизить потери электроэнергии и повысить эффективность электроустановок, одновременно повышая качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия.

Установки КРМ-10(6) имеют следующие особенности:

- силовые конденсаторы CPEFS фирмы "ZEZ SILKO", трехфазные, предназначены дляркомпенсации реактивной мощности. Электроды конденсатора изготовлены из алюминиевой фольги, диэлектриком является полипропиленовая пленка, пропитанная специальной жидкостью;

- конденсаторы имеют встроенные разрядные резисторы;

- для повышения надежности и с целью защиты от аварийных режимов, в ячейках конденсаторнойрбатареи устанавливаются дополнительные высоковольтные предохранители (в соответствии с п.5.6.20 ПУЭ);



Рисунок 6.1 - Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности типа КРМ-10

- модульный принцип построения, позволяет постепенно наращивать мощность установки;

- рустановки КРМ-10(6) являются отдельно стоящими и в состав РУ-6(10) не входят. Подключение установок КРМ-10(6) к РУ-10(6) осуществляется кабелем через ячейку с силовым выключателем и релейной защитой, что в свою очередь значительно повышает надежность работы;

- низкие рмассогабаритные характеристики.

Применение КРМ-10(6) позволяет снизить потери электроэнергии и повысить эффективность рэлектроустановок, одновременно повышая качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия.

Регулируемое устройство КРМ-0,4 позволяет:

- поддерживать необходимое для потребителя значение коэффициента мощности в автоматическом режиме в пределах 0,8.1 путем подключения/отключения ступеней конденсаторных батарей;

- выполнять подключениер и отключение ступеней конденсаторных батарей в ручном режиме;

- обеспечить индикацию тока в цепи конденсаторной батареи, а так же аварийную и другие виды индикации, предусмотренные в автоматическом регуляторе;

- осуществлять мониторинг значения коэффициента мощности cos ц;

- повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия;

- снизить общие расходы на электроэнергию;

- уменьшить нагрузку рэлементов распределительной сети, увеличить их срок службы.

7. Безопасность жизнедеятельности

7.1 Анализ условий труда

К вспомогательным подразделениям, обеспечивающим функциониро- вание основного производства деревообрабатывающего завода, относится цех №12 (электроремонтный), ркоторый производит обслуживание электрооборудования предприятия.

Оборудование во вспомогательных цехах размещается с учетом очередности стадий (операций) технологического процесса, обеспечения безвредных ри безопасных условий работы и в соответствии с Общесоюзными нормами технологического проектирования механообрабатывающих и сборочных цехов предприятий машиностроения, приборостроительных и металлообрабатывающихр ОНТП 07-96.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005-88 и "Предельно допустимым концентрациям вредных веществ в воздухе рабочей зоны."

Механическая обработка металлов на станках сопровождается выделением пыли, стружки, туманов масел и эмульсий, которые через вентиляционную систему выбрасываются из помещений.

Пыль, образующаяся в процессе абразивной обработки, состоит на 30--40% из материала абразивного круга, па 60--70% из материала обрабатываемого изделия, а количество выделяющейся пыли зависит от размеров и твердости обрабатываемого материала, диаметра и окружной скорости круга, а также способа подачи изделия /10/.

Санитарные нормы выполняют обеспечение оптимальных или допустимых параметров микроклимата производственных помещений с учетом 5 категорий работ, характеризующихся различным уровнем энерготрат. Нормы регламентируют температуру, влажность, скорость движения воздуха и интенсивность теплового облучения работающих (с учетом площади облучаемой поверхности тела), температуру внутренних поверхностей, ограждающих рабочую зону конструкций (стен, пола, потолка) или устройств (например, экранов), температуру наружных поверхностей технологического оборудования, перепады температуры воздухар по высоте и горизонтали рабочей зоны, ее изменения в течение смены, а также предусматривают необходимые мероприятия по защите рабочих мест от радиационного охлаждения. исходящего от поверхности стекла оконных проемов

Для решения вышеперечисленных проблем проводится разработка технических решений по обеспечению безопасности условий труда. А именно расчет зануления электрооборудования электроремонтного цеха и расчет вентиляции цеха.

7.2 Расчет зануления электрооборудования электроремонтного цеха

Так как у нас существует большая вероятность поражения электрическим током человека, при соприкосновении с металлическими частями электрооборудования, оказавшимися под напряжением при замыкании фазы на корпус или землю, то нам необходимо обезопасить его или сократить до минимума действие электрического тока на организм. Для этой цели применяют: защитное заземление; рзануление; защитное отключение; использование средств защиты; ограждение опасной зоны с вывешиванием плакатов и знаков безопасности; применение световой и звуковой сигнализации.

Зануление - преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки, могущих оказаться под напряжением, с глухозаземленной нейтральной точкой обмотки источника тока в трехфазных сетях.

При занулении открытых проводящих частей время автоматического отключения питания не должно превышать значений, указанных в таблице 7.1 [14].

Таблица 7.1 - Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения при занулении открытых проводящих частей

Номинальное фазное напряжение U0, В	Время отключения, с
127	0,8
220	0,4
380	0,2
Более 380	0,1

Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 7.1. На схеме видно, что ток короткого замыкания I_кз в фазном проводе зависит от фазного напряжения сети U_ф и полного сопротивления цепи, складывающегося из полных сопротивлений обмотки трансформатора Z_т/3, фазного проводника Z_ф, нулевого защитного проводника Z_н, внешнего индуктивного сопротивления петли фазный проводник- нулевой защитный проводник (петля фаза - нуль) X_п, активного сопротивления заземления нейтрали трансформатора R₀.

Рисунок 7.1 - Принципиальная схема сети переменного тока с занулением



Рисунок 7.2 - Полная расчетная схема зануления

Поскольку R₀, как правило, велико по сравнению с другими элементами цепи, параллельная ветвь, образованная им, создает незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет пренебречь им. рВ то же время такое допущение ужесточаетр требования к занулению и значительно упрощает расчетную схему, представленную на рисунке 7.3.

Рисунок 7.3 - Упрощенная схема зануления

В этом случае выражение короткого замыкания I_кз (А) в комплексной форме будет:

I_кз = U_ф / ( Zт / 3 + Z_ф + Z_н +jХ_n), (7.1)

где U_ф - фазное напряжение сети, В;

С учетом последнего:

I_кз = U_ф / ( Z_т / 3 + Z_n ) (7.2)

При расчете зануления принято применять допущение, при котором для вычисления действительного значения ( модуля ) тока короткого замыкания I_кз модули сопротивления обмотки трансформатора и петли фаза - нуль Z_т / 3 и Z_п складываются арифметически.Это допущение также ужесточает требования безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и вносит некоторую неточность ( 5% ).

Полное сопротивление петли фаза - нуль в действительной форме определяется из выражения:

, Ом (7.3)

Формула для поверочного расчета определяется из (7.2) и (7.3) с учетом коэффициента кратности К тока короткого замыкания, определяемого требованиями к занулению:

, (7.4)

где Iн- номинальный ток аппарата защиты, которым защищен электроприемник.

Расчет зануления производится для оборудования электроремонтного цеха.

Исходные данные:

напряжение сети - 0,38 кВ;

мощность трансформатора - 1600 кВА;

мощность электроприемника (станок) Р=10 кВт;

длина кабеля L1=140м;

длина провода L2=42 м;

Кабель проложен в трубе Т50.

Схема замещения приведена на рисунке 7.4.



Iнпр=32А

Рисунок 7.4 - Схема замещения

Определим токи нагрузки и выбор аппаратов защиты:

I_нпв=32 А; I_на=50 А.

Определим полные сопротивления элементов цепи:

а) сопротивление трансформатора для группы соединения /У₀ - 11 Z_т=0,025 Ом./15/;

б) сопротивление кабеля: ААШВ-1-(3•50)+(1•35); Zн.ф.о.=1,8 Ом/км /16/;

в) сопротивление провода: АПВ-1(3•6)+(1•4); Zн.ф.о.=15,2 Ом/км /16/.

Zп= Zп.ф.о.•L1=1,8•0.14=0,25Ом

Zп=15,2•0,042=0,664Ом

Определим токи КЗ:

Определение времени срабатывания аппарата защиты: плавкой вставки определяется по защитной характеристике плавкой вставки, а для автомата примем по /17/. Время отключения автоматического выключателя возьмем равным 0,2 секунды.

Потенциал корпуса поврежденного оборудования:

U_к1=I_кзZ_н1=0,8520,12=102,24В,

где Z_н1 - сопротивление нулевой жилы кабеля ААШВ-1-(3•50)+(1•35).

где - удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается равной 0,028 Оммм²/м;

S - сечение жилы, мм²;

L - длина проводника, м.

U_к2 = I_кз (Z_н2• Z_н3 )= 244,8(0,09+,012)= 25 В,

где Z_н2 - сопротивление нулевого провода, Z_н2 = R_н2.

Ток, проходящий через тело человека, равен:

8. Экономическая часть

8.1 Цели разработки проекта

Целью разработки проекта является строительство подстанции 110/10 кВ и прилегающих к ней сетей 110 и 10 кВ. р

Строящаяся подстанция предназначена для реализации электроэнергии деревообрабатывающему заводу данного района со стороны 110 и 10 кВ.

Проектируемую подстанцию и прилегающие к ней сети предполагается разместить вне населенных пунктов в равнинной местности, а так же сооружение ЛЭП 110 и 10 кВ предполагается с использованием железобетонных опор.

Для строительства подстанции, передачи электроэнергии по тарифу, который ниже действующего, р создается АО "НУРКИЯС И К^о", чтобы создать конкуренцию действующей монопольной организации на розничном рынке по передаче электроэнергии.

Целью создания АО - получение прибыли от передачи электроэнергии с шин подстанции до потребителя. р

8.2 Основная информация о проекте

Проведя анализ энергоснабжения потребителей данного района, мы можем предположить, что строительство ЛЭП 110 кВ АО "НУРКИЯС И К^о" позволит нам продавать дополнительную электроэнергию районным потребителям. При этом снижается дефицит электроэнергии данном районе.

Расчетный период включает в себяр время строительства энергообъекта, период временной эксплуатации и годы с режимом нормальной эксплуатации до окончательного физического срока службы основного энергетического оборудования ПС.

Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и тарифы Т=11,47 тенге за 1 кВт ч без НДС. Тариф на отпуск электроэнергию будет складываться из тарифар энергопроизводящей организации, городских сетей или АРЭК, национальных электрических сетей, а также установленного тарифа АО.

На ПС устанавливается современное высокоавтоматизированное оборудование, что обеспечивает высокий уровень надежности электроснабжения.

В соответствии со строительными нормами срок строительства подстанции, установленной мощности 2x16 MBА, и прилегающих сетей 110 и 10 кВ принят равным одному году. р

В соответствии с нормами освоения введенных энергомощностей была определена программа отпуска электроэнергии на шинах подстанции, приведенная в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Программа отпуска электроэнергии на шинах подстанции

Показатель	1	2	3
Коэффициент нагрузки, %	0,84	0,84	0,84
Поступление энергии в сеть, кВт час	39193563,5	39193563,5	39193563,5

Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в пределах установленных санитарных норм.

Строительство подстанции и прилегающих сетей не приведёт к ухудшению экологической ситуации в районе.

8.3 Определение капитальных вложений в строительство подстанции

Капиталовложения в подстанцию определяются по приведенным в справочнике укрупненным показателям стоимости суммированием следующих составляющих:

РУ 110 и 10 кВ;

трансформаторы ТДН-16000-115/10,5;

постоянная часть затрат.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

К_П/СТ = ?К_i · n_i + К_пост

где Ki - расчетные стоимости распределительных устройств, трансформаторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью; n_i - соответственно число единиц перечисленного оборудования;Кпост - постоянная часть затрат по подстанции, малозависящая от мощности подстанции;

Расчетная стоимость ячеек РУ учитывает стоимость выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ОПН, аппаратуры управления, сигнализации, РЗ и А, р контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Расчетная стоимость трансформаторов включает затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, р заземление, контрольные кабели, РЗ, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционногор пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общеподстанционныхр элементов.

Все расчеты капиталовложений в подстанцию сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Капиталовложения в объект

РУ или оборудование	Число ячеек или элементов оборудования	Цена одной ячейки или единицы оборудования, млн.тенге.	Общая стоимость, млн.тенге.
РУ 110 кВ	2	19,63	39,26
РУ 10 кВ	16	1,52	24,32
Трансформаторы	2	35,94	71,88
Постоянные затраты	-	59,1	59,1
Итого:	195,56

Мы рассчитываем только затраты на ячейки и на трансформаторы, а все остальные затраты у нас входят в постоянные затраты.

8.4 Определение капитальных вложений в строительство прилегающих сетей

Стоимость сооружения ЛЭП определяется основными ее параметрами: напряжением, типом опор, маркой рпроводов и конструкцией фазы, районом строительства, характеристикой трассы и климатическими условиями и укрупненно рассчитывается по выражению:

К_ЛЭП = k_уд · L

где Куд.i - рудельные показатели стоимости 1 км линии, соответствующие уровню напряжения и количеству цепей, а также учитывающий определенные условия прохождения трассы (по равнине, лес - не более 10% от длины трассы, доставка грузов до трассы - не более 20 км и развозка оборудования по трассе - не более 10 км);

L = 6 км - длина линии;

Расчеты капиталовложений по линиям электропередач сводим в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 - Капитальные вложения в ЛЭП

Линия	Общая длина линии, км	Стоимость одного км. длины линии, млн.тенге.	Общая стоимость линии, млн. тенге (с учетом строительных работ, оборудования)
ВЛ 110 кВ	6	4,052	24,312
Итого:	24,312

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составят:

К_ЭС = К_П/СТ + К_ЛЭП=195,56+24,312=219,872 млн. тенге

8.5 Определение себестоимости передачи электроэнергии и прибыли

Издержки производства п/ст ри прилегающих сетей связаны с затратами на содержание подстанции, распределительных устройств и линий электропередач.

Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при ртранспортировке по линиям электропередач и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек:

И_перед = И_экс + И_пот,

где И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, тенге/год;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, тенге./год.

Произведем расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:

И_экс = И_ам + И_об/рем,

где И_ам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год:

,

где а_ам - нормы отчислений на амортизацию, %/год;

И_об/рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге/год:

,

где б_об/рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Расчет эксплуатационных издержек сводится в виде таблицы 8.4.

Таблица 8.4 - Эксплуатационные издержки распределения энергии

Элемент	Кап. вложения, млн.тенге	бам,%	боб,%	Иам, млн. тенге/год	Иобсл, млн. тенге/год	Иэкспл, млн. тенге/год
п/ст 110/10 кВ	195,56	4	3	7,82	5,87	13,69
ЛЭП 110 кВ	24,312	4	3	0,97	0,73	1,7
Итого:	8,79	6,6	15,39

Себестоимость передачи электроэнергии:

тенге/кВт ч,

где Э_год=16948,66Ч2308,19=39,12млн. кВт ч - годовое энергопотребление предприятия.

Стоимость электроэнергии:

Т = 11,47 тенге/кВтч - тариф за электроэнергию

АО "НУРКИЯС И К^о" заключает договора по поставке электроэнергии со следующими поставщиками:

Т_{гор.сети (РЭК)} = 1,9 тенге/кВтч - тариф за передачу электроэнергии городским сетям или РЭК;

Т_эпо = 5,1 тенге/кВтч - тариф за электроэнергию, установленный энергопроизводящей организацией;

Т_НЭС = 0,24 тенге/кВтч - тариф на услуги по передаче электроэнергии по национальным электрическим сетям.

Капитальные вложения на оборудование, строительство, монтаж и пуск подстанции:

К_П/СТ = 195,56 млн. тенге

Капитальные вложения на оборудование, строительство, монтаж ЛЭП:

К_ЛЭП = 24,312млн. тенге

Выручка от прогнозируемого объема передачи электроэнергии трансформаторному заводу АО "НУРКИЯС И К^о" составит:

V_{АО "НУРКИЯС И К}^о_" = Т Ч Э_год = 11,47Ч 39,12 = 448,706 млн. тенге

Из прогнозируемой выручки АО "НУРКИЯС И К^о" произведет следующие выплаты:

- Выплаты по договору АО "НУРКИЯС И К^о" составят:

0,14Ч39,12 = 5,477 млн. тенге

- Выплаты городским сетям за передачу электроэнергии составят:

1,9Ч39,12 = 74,33 млн. тенге

- Выплаты национальным электрическим сетям составят:

0,24Ч 39,12 = 9,39 млн. тенге

- Выплаты энергопроизводящим предприятиям составят:

5,1Ч 39,12 = 199,512 млн. тенге

Остаток из прогнозируемой выручки за передачу электроэнергии составит:

Vост = 448,706 - 5,477 - 74,33 - 9,39 - 199,512= 160 млн. тенге

Прибыль: П= VостЧИ=160Ч10⁶-15,39Ч10⁶=144,61Ч10⁶ тенге.

Чистая прибыль за вычетом налога 20% составит:

ЧПр=Пр(1-0,2) = 144,61Ч 0,8 = 115,688 млн. тенге

Полученная прибыль будет направлена на погашения инвестиционных средств и кредита и составит 40% от чистой прибыли.

Пр = 115,688Ч 0,6 = 69,4 млн. тенге

8.6 Определение NPV (чистой текущей стоимости)

Для определения NPV, необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю, для сравнения во времени. То есть NPV - это разница между суммой денежных поступлений порождаемых реализацией проекта и дисконтированных текущих стоимостей и всех затрат необходимых для реализации этого проекта.

Чистая приведенная стоимость определяется:

где CF - ежегодные денежные поступления;

n - годы реализации проекта;

I_о - полные суммарные инвестиции;

r - процентная ставка.

Полученные результаты сведем в таблицу 8.5.

Таблица 8.5 - Результаты расчета чистой текущей стоимости

Годы	CF, млн. тенге	1/(1+е)n	Текущая стоимость
0	-219,872	1	-219,872
1	67,2	0,909	-158,78
2	67,2	0,826	-103,244
3	67,2	0,751	-52,76
4	67,2	0,683	-6,86
5	67,2	0,621	34,87

Вывод: срок окупаемости объекта с учетом дисконтирования составит 4,2 года. Проект строительства подстанции и ЛЭП является эффективным.

Заключение

Тема дипломной работы "Электроснабжение деревообрабатывающего завода".

Был произведен расчет нагрузок по заводу, выбор числа и мощности цеховых ТП. рПредложены два варианта питания завода, произведен технико-экономический расчет и сравнение вариантов по суммарным затратам после чего из предложенных вариантов был выбран с большим напряжением (питание подходит от шин 115 кВ на ГПП, расположенную на территории комбината). В работе было проведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода (магистральной и смешенной). При сравнении стоимости оборудования и кабельных линий наиболее экономически выгодной оказалась магистральная рсхема электроснабжения.