Разработка системы электроснабжения буровой установки

Функциональные особенности микропроцессорных устройств. Работа буровой установки. Расчет потребляемой мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов, сечений проводов и кабелей, выключателей, ограничителей перенапряжения, трансформатора напряжения.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 07.04.2013
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

автоматическое повторное включение (далее АПВ);

автоматический возврат схемы после действия АВР;

измерение тока и напряжения.

В шкафах отходящих линий на КТП и ВЛ устанавливаются терминалы серии SPAC-810Л, который реализует следующие функции:

токовую отсечку;

МТЗ;

защиту несимметричного режима;

защиту от замыканий на землю;

УРОВ;

защиту от дуговых замыканий на шинах 6кВ;

измерение тока.

В шкафу трансформатора напряжения устанавливаются терминал SPAC-810Н, которые реализуют следующие функции:

защиту минимального напряжения 1 и 2 ступени;

контроль напряжения на шинах 6кВ;

устройство АЧР 1 и 2 ступени;

измерение напряжения на шинах 6кВ.

4.5 Центральная сигнализация

Для центральной сигнализации аварий и неисправностей на силовых трансформаторах и в КРУН используется устройство сбора и передачи данных с блоками аварийной сигнализации типа БМРЗ производства НТЦ «Механотроника», которое устанавливается на панели.

На БМРЗ выводятся сигналы с панели защиты трансформаторов ТМ_2500/6, ТМ_630/6, КТПН,КРУН, и устройств АУОТ:

аварийное отключение силового выключателя;

неисправность цепей управления и цифровых терминалов панели;

вызов дежурного персонала при неисправности;

управление силовым выключателем блокировано;

давление элегаза силового выключателя понижено;

перегрев масла трансформатора;

понижение уровня масла трансформатора;

неисправность цепей охлаждения трансформатора;

понижение уровня масла в баке РПН;

перегрузка трансформатора.

неисправность устройств SPAC;

аварийное отключение выключателе;

сигнализация неисправности на секций шин;

земля в сети на секции шин;

АВР и АПВ выведены из работы;

неисправность АУОТ.

4.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4

Для трансформаторов предусматриваются устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах, витковых замыканий в обмотках, от внешних КЗ, перегрузки и понижения уровня масла. Это достигается установкой максимальной токовой защиты (МТЗ), газовой и дифференциальной защит.

4.6.1 Расчет МТЗ

Найдем наибольший рабочий ток:

(4.1)

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего рабочего тока:

(4.2)

Ток срабатывания реле:

(4.3)

Коэффициент чувствительности:

(4.4)

Исходные данные и результаты расчетов и занесем в табл. 4.1

Таблица 4.1

Данные для расчета уставок МТЗ

ПАРАМЕТРЫ

ФОРМУЛЫ

ЗНАЧЕНИЯ

Максимальный рабочий ток трансформатора, А

240

Коэффициент надежности

1,1

Коэффициент возврата реле

0,95

Ток срабатывания защиты, А

278

Схема соединения Вторичных обмоток трансформаторов тока

-

Y

Коэффициент схемы соединения обмоток трансформаторов тока

1

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

300/5=60

Ток срабатывания реле

4,6

Коэффициент чувствительности

(Iк.мин=73,3А)

1385/278=

=4,3

КЧ=4,3?1,5

Следовательно МТЗ удовлетворяет условию чувствительности.

4.6.2 Расчет дифференциальной защиты

Для защиты от междуфазных замыканий применим дифференциальную защиту.

Определяем номинальные токи трансформатора:

(4.5)

Ток срабатывания защиты выбирают по двум условиям:

а) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора:

(4.6)

б) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ

(4.8)

Ток небаланса:

(4.9)

Коэффициент чувствительности определим по формуле (3.4). При этом он должен быть больше, либо равен 2.

КЧ?2

Исходные данные и результаты расчетов и занесем в табл. 4.2

Таблица 4.2

Данные для расчета уставок дифференциальной защиты

Параметры

Формулы

Значение

Первичный номинальный ток трансформатора, А

240

Ток короткого замыкания, А

1385

Коэффициент отстройки

1,1

Коэффициент однотипности трансформаторов

1

Коэффициент влияния апериодической составляющей

1

Относительная погрешность трансформаторов тока

0,1

Относительная погрешность обусловленная РПН

0,1

Относительная погрешность обусловленная неточностью задания номинальных токов сторон

0,04

Отстройки от броска тока намагничивания

264

Отстройка от тока небаланса при внешних КЗ

366

Схема соединения Вторичных обмоток трансформаторов тока (далее ТТ)

-

Y

Коэффициент схемы включения реле

КСХ

1

Коэффициент трансформации ТТ

KТТ

300/5=60

Ток срабатывания реле

6,1

Коэффициент чувствительности

1200/366

=3,3

КЧ=3,3?2

Дифференциальная защита полностью удовлетворяет условию чувствительности.

4.6.3 Газовая защита трансформатора

Все трансформаторы мощностью 2500 кВ?А и более [7] имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды его внутренних повреждений, а также действует при утечке масла из бака. Схема газовой защиты приведена на рис.4.1 В качестве газового реле используем реле РГЧ - 65.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4.1 Схема газовой защиты трансформатора

буровой мощность напряжение трансформатор

Схема работает следующим образом: при незначительных повреждениях объем выделяющихся газов и скорость их выделения не велики, слабое газообразование сопровождается накоплением газов под крышкой реле и вытеснением оттуда масла. В результате этого верхний поплавок замыкает свой контакт KSG1 в цепи сигнала. При коротком замыкании, когда возникает турбулентное движение масла, или при утечке масла замыкаются контакты нижнего поплавка KSG2 и защита без выдержки времени отключает выключатели.

4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит

Сети, напряжением 6 - 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Для таких линий предусматривается защита от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защита включает в себя две ступени:

1 - токовая отсечка (ТО);

2 - максимальная токовая защита (МТЗ).

4.7.1 Расчет МТЗ

Ток срабатывания защиты равен:

, (4.10)

Где КН - коэффициент надежности, КН=1,1;

КСЗП - коэффициент самозапуска нагрузки, КСЗП =2,5;

КВ - коэффициент возврата реле, для цифровых реле, КВ =0,98;

Iраб.макс - максимальный рабочий ток защищаемой линии.

Для согласования чувствительности защит последующих и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

, (4.11)

где kн.с.=1,1 - коэффициент надежности согласования для SPAC,

kр=1 - коэффициент токораспределения.

Ток срабатывания реле:

(4.12)

где КСХ - коэффициент схемы;

КI - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности для МТЗ:

, (4.13)

где - ток двухфазного КЗ в конце зоны защиты в минимальном режиме работы энергосистемы.

Результаты расчетов занесены в таблицу 4.3.

4.7.2 Токовая отсечка

Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором ее тока срабатывания большим, чем максимальное значение тока КЗ при повреждении в конце защищаемой линии электропередач или на конце НН защищаемого понижающего трансформатора:

, (4.14)

где kн=1,1..1,15 - коэффициент надежности для цифровых реле.

При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (4.14) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов на ответвлениях от линии и дополнительно проверить надежность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключенных как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

(4.15)

где - максимальный рабочий ток защищаемой линии.

Ток срабатывания реле определяется по формуле (4.2)

Коэффициент чувствительности:

(4.16)

Таблица 4.3

Расчет уставок МПЗ

Защищаемый элемент

Типы защит

Напр, кВ

Ток, А

Условия отстройки

Коэф

Транс.

Коэф

сх.тр. тока Ксх

Принятая уставка по току, А

Уставка по вр., с

Тип реле

Коэф чувств

Перв

Втор

Ввод КРУН-2 6 кВ

МТЗ

6

300

От ном. тока нагр. линии

300/5

1

347

5,8

0,7

SPAC 810Л

16

Ввод КРУН-1 6 кВ

МТЗ

6

300

От ном. тока нагр. линии

300/5

1

347

5,8

0,9

SPAC 810Л

18

Ввод КТПН 6 кВ

МТЗ

6

60

От ном. тока нагр. линии

300/5

1

69

1,2

0,7

SPAC 810Л

12

5. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД

5.1 Достоинства регулируемого электроприводом

Практика показывает, что применение регулируемого привода в промышленности позволяет:

комплексно автоматизировать систему, тем самым повышая производительность труда и снижая фонд заработной платы обслуживающего и дежурного персонала,

уменьшить влияние «человеческого фактора» на работу системы, тем самым уменьшив количество аварийных ситуаций;

уменьшить расходы на покрытие ущерба за счет резкого уменьшения числа аварийных ситуаций;

уменьшить расходы на профилактический и капитальный ремонт оборудования за счет резкого уменьшения числа аварийных ситуаций;

экономить электроэнергию, регулируя мощность электропривода в зависимости от необходимости (эффект экономии 20-50 %).

5.2 Статические преобразователи частоты

Базовыми элементами асинхронного частотно-регулируемого электропривода являются управляемый преобразователь частоты ПЧ (UZF), питающийся от промышленной сети напряжением Uс и частотой fс и асинхронный двигатель АД (М), питающийся от ПЧ (рис.5.1). При необходимости согласования мощности и входных напряжений питания собственно ПЧ с сетью между ними может устанавливаться согласующий трансформатор TV1. Для ограничения токов короткого замыкания и перенапряжений на входе ПЧ могут устанавливаться токоограничивающие реакторы L1 и дополнительные RC - фильтры Ф1. При необходимости согласования выходного напряжения ПЧ и цепи питания М (например, для высоковольтных электрических машин) между ними могут устанавливаться согласующие трансформаторы TV2. При значительном удалении двигателя от преобразователя (при длине кабельной связи между ними более 50 м, а для ряда преобразователей и более 200 м) на выходе ПЧ для ограничения перенапряжений на его выходных силовых полупроводниковых элементах устанавливаются фильтрующие дроссели L2, а также помехоподавляющие RC-фильтры Ф2.

Рис.5.1. Состав силовой части системы ПЧ-АД

Выходные частота f1 и фазное напряжение U1 (или ток I1) ПЧ определяются соответственно сигналами управления uf и uu. Изменением частоты f1 и напряжения U1 (или тока I1) обеспечивается регулирование основных координат АД (тока, электромагнитного момента М, угловой скорости ?).

Наибольшее распространение получили две группы управляемых полупроводниковых ПЧ:

1) преобразователи со звеном постоянного тока и автономным инвертором АИ (напряжения АИН или тока АИТ);

2) преобразователи с непосредственной связью питающей сети и нагрузки ПЧНС (без модуляции и с широтно-импульсной модуляцией выходного напряжения).

Преобразователь по системе ПЧ-АД состоит из трех силовых блоков: управляемого или неуправляемого выпрямителя UZ1, силового фильтра Ф (C или LC типа) в звене постоянного тока и автономного инвертора UZ2 рис.5.2,а, рис.5.3,а. АИ может быть выполнен либо на основе однооперационных тиристоров с искусственной их коммутацией, либо на запираемых (GTO) тиристорах, либо на полностью управляемых силовых транзисторах (чаще всего на базе IGBT-модулях, содержащих транзистор с изолированным затвором и шунтирующий его силовой диод).

АИН рис.5.2,а является источником напряжения. Благодаря емкости С фильтра Ф и обратным диодам VD1-VD6, подключенным параллельно силовым ключам VT1-VT6, при работе АИН на активно-индуктивную нагрузку, к числу которой относится АД, обеспечивается обмен реактивной энергией между АД и звеном постоянного тока. Они обеспечивают непрерывность цепи тока в обмотках М при отключении их от источника питания в процессе коммутации и возврат запасенной магнитной энергии в конденсатор фильтра.

Размещено на http://www.allbest.ru/

а)

Размещено на http://www.allbest.ru/

б) в)

Рис.5.2. Схема силовой части АИН (а) и диаграммы его выходных напряжений при АИМ (б) и ШИМ (в)

Выходное напряжение АИН может регулироваться двумя способами:

1) при управляемом выпрямителе UZ1? изменением напряжения в звене постоянного тока, когда инвертору отводится роль лишь коммутатора фаз, формирующего требуемую частоту (АИН с амплитудно-импульсной модуляцией АИМ);

2) при неуправляемом выпрямителе - широтно-импульсным регулированием напряжения в инверторе за счет модуляции напряжения несущей частоты (частоты коммутации силовых ключей) сигналом требуемой частоты (АИН с широтно-импульсной модуляцией ШИМ). Диаграммы выходных фазных напряжений U и первых их гармоник U1 для АИН с АИМ и с ШИМ показаны соответственно на рис.5.2, б и рис.5.2, в.

В ПЧ с АИН отсутствует рекуперация энергии в питающую сеть. При необходимости возврата энергии в сеть питания входной выпрямитель в ПЧ с АИН должен быть реверсивным и управляемым (на рис.5.2,а изображен пунктиром). При отсутствии подобного выпрямителя для обеспечения режима динамического торможения АД параллельно фильтру Ф устанавливается узел сброса энергии ЕS на основе ключа VT7 и силового резистора R. При превышении допустимого напряжения на выходе фильтра ключ VT7 открывается и обеспечивает разряд конденсатора на резистор R.

В ПЧ с АИТ (рис.1.3, а) управляемый преобразователь UZ1 работает в режиме источника тока, а инвертор UZ2 обеспечивает коммутацию обмоток статора АД силовыми ключами VT1-VT6. Главные технические отличия ПЧ с АИТ от ПЧ с АИН в наличии индуктивного L ? фильтра и отсутствии емкостного фильтра на выходе выпрямителя, отсутствии обратных диодов, шунтирующих силовые ключи, и наличии конденсаторов C1, C2, С3 на выходе инвертора, являющихся источником реактивной энергии для нагрузки преобразователя частоты.

а) б)

Рис.5.3. Схема силовой части АИТ (а) и диаграммы его выходного тока (б)

При переходе АД в генераторный режим изменяется направление его ЭДС и инвертор, который переходит в режим выпрямителя стремиться увеличить ток Id в звене постоянного тока. Однако за счет отрицательной обратной связи по току Id (датчик тока UA на рис.5.3,а) преобразователь UZ1 переводится в режим инвертора, ведомого сетью, сохраняя прежнее направление и значение Id и обеспечивая тем самым режим рекуперативного торможения АД. Диаграммы выходного фазного тока I АИТ и первой его гармоники I1 даны на рис. 5.3,б.

К достоинствам преобразователей по системе ПЧ?АИ относятся:

высокий диапазон частот выходного напряжения АИН (практически от 0 до 1500 Гц), ограничиваемый лишь частотой коммутации и коммутационными потерями в силовых ключах автономного инвертора (для АИТ максимальная выходная частота тока до 100 -125 Гц);

низкий уровень гармонических составляющих напряжения или тока статора двигателя и тока, потребляемого из сети питания;

высокий коэффициент мощности (до 0,95 ? 0,98) в преобразователях с неуправляемым выпрямителем. В случае применения управляемого выпрямителя коэффициент мощности меньше и близок коэффициенту мощности в системах тиристорный преобразователь - двигатель постоянного тока;

относительно небольшое число силовых ключей преобразователя (по сравнению с ПЧНС) и более простая схема их управления, не требующая синхронизации с питающей сетью;

для АИТ возможность рекуперации энергии в сеть и безаварийность режима короткого замыкания по выходу.

К недостаткам подобных преобразователей следует отнести:

двукратное преобразование энергии (с переменного напряжения питающей сети на постоянное напряжение выпрямителя, а затем с постоянного на переменное выходное напряжение инвертора), что снижает результирующий КПД преобразователя частоты (до 0,94 ?0,96);

зависимость (для тиристорных ключей АИ) условий их искусственной коммутации от cos ? и уровня нагрузки двигателя;

для АИН отсутствие (без дополнительной управляемой инверторной группы в блоке выпрямителя UZ1) возврата энергии в питающую сеть преобразователя, что ограничивает быстродействие регулирования скорости АД в тормозных его режимах, высокие требуемые значения емкости фильтра Ф и, соответственно, большие габариты конденсаторной батареи;

для АИТ невозможность работы на групповую нагрузку, существенные масса и габариты реактора фильтра Ф, наличие коммутационных перенапряжений на силовых ключах, более низкий cos? по сравнению с АИН с ШИМ и неуправляемым входным выпрямителем.

Основу ПЧНС составляют управляемые реверсивные выпрямители в каждой из фаз АД. На рис.5.4,а дан пример трехфазного с нулевой схемой выпрямления ПЧНС. Силовыми ключами выпрямителей К1.1 - К3.3 могут быть встречно включенные тиристоры VS, запираемые GTO тиристоры, либо полностью управляемые силовые транзисторы VT (IGBT-модули) рис.5.4, б, в. Формирование выходного напряжения или тока ПЧНС производится из отрезков кривых напряжения питающей сети за счет циклического подключения нагрузки на определенные интервалы времени к различным фазам питающей сети.

Для тиристорных ключей ПЧНС воздействуя сигналом управления uу на уровень и частоту изменения углов управления выпрямителей так, чтобы средние за полупериод питающей сети значения напряжений выпрямителей U изменялись в течение полупериода выходного напряжения по синусоидальному закону, можно регулировать частоту и амплитуду их средних выходных напряжений U1 рис.5.4, г. При полностью управляемых ключах ПЧНС возможна широтно-импульсная модуляция выходного напряжения или тока I1 (при наличии обратной связи по току) каждого из выпрямителей рис.5.4, д

а) б) в)

г) д)

Рис.5.4. Схема силовой части ПЧНС (а), варианты его силовых ключей (б, в) и диаграммы выходных напряжений (г) и тока (д)

К достоинствам ПЧНС относятся:

однократное преобразование энергии и, следовательно, высокий КПД (от 0,95 до 0,97);

реверсивный режим работы выпрямителей и, соответственно, свободный двухсторонний обмен реактивной и активной энергией между питающей преобразователем сетью и электрической машиной. В итоге с помощью ПЧНС обеспечиваются все возможные энергетические режимы работы машин переменного тока, включая и режим рекуперативного торможения;

для однооперационных тиристоров естественный режим коммутации за счет напряжения питающей сети, что повышает надежность работы подобных преобразователей;

устойчивый режим работы на нагрузку с любым cos ?;

возможность реализации весьма низких частот выходного напряжения преобразователя;

возможность за счет параллельного соединения вентильных групп технической реализации преобразователей частоты большой мощности (до десятков МВт).

К недостаткам ПЧНС следует отнести:

ухудшение формы выходного напряжения при увеличении частоты, и тем самым заметное, особенно для ПЧНС на основе однооперационных тиристоров, ограничение верхнего диапазона частоты выходного напряжения, обусловленное дискретностью и несущей частотой выходного напряжения до f.max ? mfс / (8?10), где m ? пульсность выпрямления преобразователя. Для ПЧНС с ШИМ возможна реализация более высоких частот выходного тока;

сравнительно большое число силовых полупроводниковых элементов и для однооперационных тиристоров необходимость жесткой синхронизации схемы управления ими с питающей сетью;

низкий (по сравнению с АИН) коэффициент мощности, и особенно при уменьшении амплитуды выходного напряжения преобразователя в области малых частот.

Применение ПЧНС наиболее рационально в высокодинамичных электроприводах с тяжелыми технологическими режимами (например, в горно-добывающей, металлургической, строительной промышленности), а также в приводах большой мощности.

Технические характеристики преобразователей частоты и частотно-регулируемых электроприводов на их основе производства основных зарубежных и Российских фирм представлены в таблице 5.1.

Характеристики системы ПЧ-АД в большой мере связаны с применяемым видом ПЧ, хотя и имеют ряд общих показателей. Для их оценки пользуются понятием управляемого идеализированного ПЧ со следующими свойствами:

это источник синусоидального напряжения или тока, число фаз которого равно числу фаз АД;

обеспечивается двусторонний обмен энергией между питающей сетью и АД;

внутреннее сопротивление выходной цепи одной фазы ПЧ, реально включающее в себя активное сопротивление Rп и индуктивность Lп, за счет отрицательных обратных связей по напряжению или току ПЧ стремиться к нулю (для источников напряжения) или к бесконечности (для источников тока);

по цепям управления это безинерционное звено с линейным коэффициентом усиления по напряжению (току) и частоте.

Таблица 5.1

Характеристики частотных преобразователей

Фирма-производитель

Номинальная мощность Рн , кВт

Номинальное напряжение Uн , В

Тип ПЧ

Siemens

2,2 - 5000

200 - 930

АИН-ШИМ

Alstom, Alspa MD2000

22 -7880

380 -1600

АИН, НПЧ

Hitachi J-300

5,5-132

380

АИН-ШИМ

Hivectrol-VSI-M

Hivectrol-VSI-L

800-4000

20000

820

3600

?

Emotron АВ

0,75 -315

100 -500

?

Danfoss-VLT

1,1-200

500

?

Allen-Bradley

0,5 -600

220 -600

?

Omron

1,1-120

380

?

Reliance Electric

1,1-132

500

?

Mitsubishi Electric

0,2-375

380

?

ABB

11-315

690

?

Универсал

0,5 -160

380

?

Триол

7,5-5000

380; 6000

?

ОАО "Выпрямитель" Саранск

10,5-415

380

?

5.3 Выбор управляемых выпрямителей, преобразователей частоты, системы управления приводом

Для значительного повышения производительности труда необходимо, чтобы управление всеми технологическими операциями можно было автоматизировать. Это означает, что система управления буровой должна быть комплексной, то есть включать в себя:

Систему управления двигателями постоянного и переменного тока

Автоматизированную систему управления технологическими процессами

Терминалы ручного управления

Есть достаточное количество фирм , предлагающих подобные решения. Остановимся на компании Bentec Gmbh Drilling & Oilfield systems. Она предлагает набор законченных решений для комплектования буровой установки. В него входят:

Модульное комплексное тиристорное устройство (КТУ). Укомплектуем его модулями оперативного питания; модулями управляемых выпрямителей, для управления двигателями буровых насосов, двигателя ротора, двигателя буровой лебедки; модулем частотного преобразователя для управления двигателями СВП; модулем тормозных сопротивлений; автоматизированной системой компенсации реактивной мощности с батареями статических конденсаторов

Автоматизированной системой управления двигателями 0,4 кВ, как то: регулятор подачи долота, вспомогательная лебедка, насосы, вентиляторы, мешалки, сепараторы дегазаторы, пескоотделители и прочая нагрузка

Модемы, для передачи информации и приема управляющих команд.

Терминалы приема информации и передачи управляющих команд

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 безопасность работающих

Безопасность труда в большей степени зависит от совершенства технологии добычи газа и уровня технической оснащенности предприятия.

В нефтегазовой промышленности при неправильной организации труда и при несоблюдении определенных профилактических мероприятий может иметь место вредное воздействие на человека нефтяных паров, газов и других веществ, применяемых или сопутствующих производственному процессу.

Многие технологические процессы в нефтяной и газовой промышленности осуществляются с применением токсичных веществ и образованием пыли. К группе токсичных относятся химические вещества, объединяемые в группу ядов, которые при неправильной организации производства могут привести к отравлениям или наркотическим действиям.

К числу факторов производственной сферы, представляющих потенциальную опасность можно отнести:

неправильную организацию производственного процесса;

движущиеся элементы;

производственные вредности (недостаток освещения, газ,
несоответствующие условия микроклимата и др.);

наличие взрывоопасных смесей и легко воспламеняющихся
материалов.

Чтобы максимально снизить риск получения производственных травм или профессиональных заболеваний необходимо: все работы организовывать согласно "Единой системы управления и охраны труда" (ЕСУОТ), "Правил технической эксплуатации электроустановок" (ПТЭ), "Правил технической безопасности при эксплуатации электроустановок" (ПТБ) и различных ведомственных норм и правил.

Концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должны превышать предельно допустимых норм в соответствии с ГОСТ 12.1.005 - 88 табл. 6.1

Таким образом безопасная эксплуатация электрооборудования для сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа обеспечивается строгим соблюдением технических условий, строительных норм и правил проектных решений, хорошим качеством строительно-монтажных работ, поддержанием необходимой герметичности оборудования и трубопроводов, предупреждением коррозии, своевременным устранением утечек, соблюдением сроков ремонтов и технических осмотров, постоянным надзором за исправностью оборудования.

Таблица 6.1

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество

Предельно допустимая концентрация,

мг/м3

Класс опасности

Вещество

Предельно допустимая концентрация, мг/м

Класс опасности

Окислы азота

5

2

Сероводород

10

2

Окись углерода

20

4

Ртуть

0,01

1

Углеводороды алифатические предельные

300

4

Кальцинированная сода

2

4

Метил-меркаптан

0,8

2

Известь

5

4

Метанол

5

3

Силикат натрия

6

3

Каустическая сода

0,5

2

Цемент

6

4

Барит

6

4

Гематит

5

4

Сера

2

4

Серная кислота

1

2

6.2 Опасность поражения электрическим током

В процессе эксплуатации электрооборудования возможна некоторая вероятность прикосновения человека к токоведущим частям. Электротравмы возникают при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и возникновения напряжения на нетоковедущих металлоконструкциях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов или заземлителей (поражение шаговым напряжением).

Электрический ток, проходя через тело человека, может вызвать тяжелые травмы и смерть. Степень поражения определяется силой тока, частотой, длительностью и индивидуальными свойствами человека.

Установлено также, что безопасным является переменное напряжение, не превышающее 42В и постоянное не превышающее 110 В; допускается устанавливать меньшие значения безопасных напряжений. Однако термин "безопасное" напряжение в данном случае является условным, так как при определенных условиях попадание человека под напряжение даже значительно ниже 42 В может привести к электротравме.

6.3 Пожарная безопасность

Буровая установка является достаточно опасным объектом в пожарном отношении. Это обусловлено тем, что газ и газовый конденсат горюч и способен воспламеняться при сравнительно невысоких температурах.

Проектом предусмотрен необходимый объем мероприятий по технике безопасности и охране труда, а также противопожарные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию запроектированных объектов.

Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации.

В целях обеспечения безопасности работающих на буровой, возникновение пожара контролируется датчиками сигнализации пожара. Для извещения персонала о возникновении пожара установлены лампы сигнализации, звуковой сигнал подается с помощью сирены.

В качестве средств первичного пожаротушения, для ликвидации пожара на его начальной стадии, используются: огнетушители, асбестовое полотно, кошма, ящики с песком, ведра, лопаты, багры и другие принадлежности пожарного инвентаря.

Все работники проходят специальную противопожарную подготовку в соответствии с «Положением о порядке обучения персонала безопасным методам работы». Противопожарная подготовка состоит из вводного и первичного противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму. Первичный инструктаж проводится на рабочем месте ответственным за пожарную безопасность объекта и преследует цель дать инструктируемым более глубокие знания о пожароопасности конкретных технологических процессов, установок, оборудования. После проведения инструктажа проводится проверка знаний и навыков, полученных инструктируемыми. Не прошедшие противопожарный инструктаж к работе не допускаются.

6.4 Гигиенические критерии оценки условий труда

Общая оценка условий труда в соответствии с методическими указаниями приведена в табл. 6.4

Таблица 6.4

Оценка условий труда по степени вредности и опасности

Фактор

Классы условий труда

Оптим.

Допуст

Вредный

Опасн.

1

2

3.1

3.2

3.3

3.4

4

Физический

1.Шум, дБ

X

2.Вибрация, дБ

X

З.ЭМИ
(Е, В/м; Н, А/м; ППЭ, Вт/м2)

X

4.Освещенность, лм/м2

X

5.Микроклимат, °С

X

б.Иониз. Излуч, Кл/кг

X

7.Инфразвук, Гц

X

8.Ультразвук, Гц

X

Тяжесть труда

X

Напряженность труда

X

Химический

X

Биологический

X

Дополнительные сведения по показателям тяжести и напряженности трудового процесса приведены в табл. 6.5 и табл. 6.6

Таблица 6.5

Классы условий труда по показателям тяжести

Показатели тяжести

Классы условий труда

Оптим. 1

Допуст. 2

Вредный

3.1

3.2

3.3

Физическая динамическая нагрузка, выраженная в единицу внешней механической работы, кгм

X

Масса поднимаемого и перемещаемого груза вручную, кг

X

Стереотипные рабочие движения (кол-во за смену)

X

Статическая нагрузка

X

Рабочая поза

X

Перемещение в пространстве, км

X

Таблица 6.6

Классы условий труда по показателям напряженности трудового процесса

Показатели напряженности

Классы условий труда

Оптим. 1

Допуст. 2

Вредный

3.1

3.2

3.3

Интеллектуальные наррузки

X

Сенсорная нагрузка

X

Эмоциональная нагрузка

X

Монотонность нагрузок

X

Режим работы

X

6.5 Заземляющее устройство

Конструкция искусственного заземляющего устройства выполняется на основе вертикальных электродов, объединенных соединительными полосами в единую конструкцию, к которой с помощью заземляющих проводников присоединяются электроустановки.

Все оборудование подстанции подлежит заземлению путем присоединения к заземляющему контуру подстанции. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом в любое время года, согласно ПУЭ.

6.6 Экологичность проекта

Технологические процессы, связанные с бурением скважин на нефть и газ сопровождаются выбросами в почву, водоемы, атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения. На буровой утановке с целью предотвращения подобных явлений технологический процесс бурения протекает по замкнутому циклу, т.е. максимально сокращен сброс производственных сточных вод.

Линии электропередачи запроектированы с учетом нанесения минимального ущерба окружающей среде.

ВЛ проходят в коридорах коммуникаций, чем достигается минимальная площадь вырубки просеки леса. На заселенных участках трассы предусматривается вырубка просеки шириной, определенной ПУЭ-98 и требованиями ВСН № 14278ТМ-Т.1.

Валовой выброс паров углеводородов в атмосферу согласно РД39-142-96 рассчитывается по формуле:

M=Yny.t.10-3 (6.6)

где Yny - суммарные неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений в кг/час;

t - продолжительность работы оборудования, час/год;

(6.7)

Ynyj - суммарная утечка j-го вредного компонента через подвижные соединения в целом по установке (предприятию), кг/час;

r - общее число типов подвижных соединений, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (предприятию), кг/час;

gik - величина утечки потока i-гo вида через одно уплотнение k-го типа, кг/час;

nik - число подвижных уплотнений k-го типа на потоке i-гo вида, шт;

xik -доля уплотнений k-го типа на потоке i-гo вида, потерявших герметичность, доли единицы;

I - общее количество типов вредных компонентов, содержащихся в неорганизованных выбросах в целом по установке (предприятию), шт;

m - общее число видов потоков, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (предприятию), шт;

сji- массовая концентрация вредного компонента j-го типа в потоке в долях единицы;

Максимально разовый выброс паров углеводородов рассчитывается по формуле:

г/сек; (6.8)

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, приведены в табл. 6.7

Таблица 6.7

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

Вредное вещество

Количество вещества, тонн в год

Код

Наименование

337

Оксид углерода

68,8398

2704

Углеводороды

0,0144

333

Сероводород

0,0000963

301

Диоксид азота

17,525

330

Диоксид серы

57,375

184

Соединения свинца

0,00013

328

Сажа

0,06178

415

Углеводороды предельные С6-С10

631,96355

123

Оксид железа

0,09006

414

Углеводороды предельные С1-С5

973,4376

143

Оксиды марганца

0,0024

342

Фтористый водород

0,001125

2904

Мазутная зола

1,16

501

Амилены (смесь изомеров)

55,13597

2930

Пыль металлическая и абразивная

0,0201

602

Бензол

13,9854

2704

616

Бензин Ксилол

0,9437

28,77784

621

Толуол

46,2292

2754

Углеводороды предельные С12-С19

0,15082

2752

2902

Уайт-спирит

Взвешенные вещества

0,10989 0,08235

2936

Пыль древесная

1,8238

322

Серная кислота

0,00001

Технология производства, используемое оборудование и режим работы практически исключают возможность аварийных выбросов. К залповым выбросам можно отнести выбросы при работе аварийной дизельной электростанций, которые работают в случае аварийного отключения электроэнергии.

Сточные воды поступают в шламовый амбар, где сформирован водоем отстойник-испаритель.

Показатели состава сточной воды приведены в табл. 6.8

Таблица 6.8

Показатели состава сточной воды

Показатели состава сточных вод

Фактическая концентрация, мг/л

Фактический сброс, г/час

Лимит сброса, г/час

Превышение сброса, г/час

Взвешенные вещества

83,5

165,3

165,3

Сухой остаток

117,8

233,2

233,2

БПК полный

9,6

19,00

11,90

7,10

Азот аммония

3,86

7,64

4,00

3,64

Азот нитритов

0,06

0,12

0,12

Азот нитратов

0,84

1,66

1,66

Фосфаты

1,48

2,93

0,40

1,53

СПАВ

0,414

0,82

0,82

Хлориды

18,2

36,04

36,04

Сульфаты

6,45

12,8

12,8

Железа

3,2

6,34

0,59

5,75

Нефтепродукты

0,45

0,89

0,59

0,30

Оценка воздействия отходов на окружающую среду. Отходы, образующиеся на предприятии, классифицируются по 4 классам опасности, а именно:

1 класс опасности - лампы люминесцентные ртуть содержащие;

2 класс опасности - загрязненное дизельное топливо, отработанное трансформаторное масло, отработанный электролит, отработанное моторное масло, отработанное трансмиссионное масло, отработанные фильтрующие элементы, лабораторные смеси и шламы в основном органических химикалиев;

класс опасности - ветошь промасленная, прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты, отработанные АКБ, тара металлическая из-под ЛКМ;

класс опасности - лом, стружка и пыль черных и цветных металлов, огарки сварочных электродов, отработанный сульфоуголь, мусор бытовой, шлам очистки котлов, мусор уличный, отходы бетона, раствора, лесоматериалов, стеклобой, отходы бумаги и картона, шлам сульфата кальция, изоляционные материалы, кабели и провода изоляции.

На предприятии организовано достаточное количество мест для хранения отходов, какие-то расположены в помещении, а некоторые - на территории площадок.

В помещениях накапливаются: отходы цветных металлов, промасленная ветошь, отработанные фильтрующие материалы, отработанные АКБ, отработанные ртутьсодержащие лампы.

1. Отходы цветных металлов не являются опасными отходами - по мере накопления передаются на переработку.

2. Отработанные АКБ без электролита (электролит разбавляется и нейтрализуется) временно накапливается на металлических поддонах на складах, отработанные ртутьсодержащие лампы - в заводской упаковке на стеллажах). Эти виды отходов являются опасными, необходимо соблюдать правила хранения и своевременный вывоз.

При оценке воздействия отходов, накапливаемых на территории, необходимо учитывать организацию мест хранения, а также физико-химические свойства отходов:

летучесть;

растворимость;

реакционную способность;

опасные свойства отходов (взрыво и пожароопасность);

агрегатное состояние;

На территории организованы места централизованного хранения следующих видов отходов:

- лом черных металлов - площадки временного накопления расположены на бетонном или асфальтированном покрытии, воздействия на атмосферный воздух не оказывают. Воздействие на почву, поверхностные и подземные воды может проявиться при несвоевременном вывозе отходов.

- отработанные масла - (жидкие, нелетучие, пожароопасные) хранятся в закрытой металлической емкости. Воздействие на окружающую среду может проявиться при нарушении правил безопасности при заполнении, выгрузке и разгерметизации емкости.

ТБО и производственные отходы, складируемые совместно - металлические контейнеры установлены на асфальтированном или бетонном покрытии. В состав ТБО, вывозимых на полигон, входят такие виды отходов, как: емкости из-под ЛКМ, ветошь промасленная, отработанные масляные фильтры. Указанные виды отходов оказывают воздействие на почву, поверхностные и подземные воды при вывозе на полигон. Их необходимо селективно накапливать и утилизировать. Остальные составляющие ТБО (твердые, нерастворимые, нелетучие) воздействия на окружающую среду при своевременном вывозе не оказывают.

шлам, содержащий нефть и нефтепродукты - шламовый амбар выполнен из железобетонных плит, стыки заложены бетонным раствором, подстилающая подушка - глина, т.е. сооружение гидроизолированное.

6.7 Чрезвычайные ситуации мирного времени

К чрезвычайным ситуациям на предприятиях нефтяной и газовой промышленности можно отнести выбросы нефти и газа, влекущие за собой пожары и взрывы, отключение электроэнергии, а также чрезвычайные ситуации природного характера и другие.

Чрезвычайные ситуации природного характера подразделяются на ситуации:

геофизического характера (извержения вулканов, землетрясения);

геологического характера (оползни, сели, обвалы, лавины, провалы земной поверхности в результате карста, абразия, эрозия, пыльные бури);

метеорологического и гидрометеорологического характера (бури, ураганы, смерчи, торнадо, шквалы, крупный град, ливни, сильные снегопады, морозы, метели, туманы, сильный гололед, сильная жара, заморозки, засухи);

морского гидрологического характера (тайфуны, цунами, сильное волнение, напор и дрейф льдов, труднопроходимые льды);

гидрологического характера (наводнения, половодья, паводки, заторы, зажоры, ветровые нагоны, ранние ледоставы, низкие уровни воды);

гидрогеологического характера (низкие и высокие уровни грунтовых вод);

природные пожары (лесные, степные, торфяные и пожары горючих ископаемых);

инфекционная заболеваемость людей (единичные и групповые случаи опасных инфекционных заболеваний, эпидемии, пандемии);

инфекционная заболеваемость сельскохозяйственных животных (энзоотии, эпизоотии, панзоотии);

поражение сельскохозяйственных растений болезнями и вредителями (эпифитотии, панфитотии, массовое распространение вредителей растений).

Лесным пожаром называется неконтролируемое горение растительности, стихийно распространяющееся по лесной территории. По характеру распространения они подразделяются на низовые, верховые и подземные.

При низовых пожарах пламя достигает в высоту до 50--150 см, а огонь на равнинах распространяется со скоростью 0,5--1,5 км/ч.

Верховые пожары охватывают верхний полог леса и распространяются со скоростью 8-- 25 км/ч, а иногда и до 100 км/ч.

Подземные пожары возникают на торфяных почвах, распространяются со скоростью 2--10 м в день, но очень опасны и сложны для тушения.

Поражающими факторами лесных и торфяных пожаров являются огонь, высокая температура, задымление, выгорание кислорода.

Для предприятий нефтегазовой промышленности характерно наличие большого количества нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их паров и газов в технической аппаратуре, которая размещается на небольших производственных территориях; применение высоких давлений в аппаратах, оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с опасными веществами.

При бурении часто возникают газопроявления. Эти горючие газы следует обязательно отводить по трубопроводу к специальному факелу, который должен быть установлен не ближе 100 м от скважины.

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами являются взрывы. Определим вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на трубопроводе, на которую поступает попутный газ со скважины рис. 6.1

Рис. 6.1. Взрыв газовоздушной смеси: 1- зона детонационной волны; 2 - зона ударной волны; R1 - радиус зоны детонационной волны; Rспл - радиус зоны смертельного поражения людей; Rбу - радиус безопасного удаления; Rпдвк - радиус предельно допустимой взрывоопасной концентрации; г2 и г3 -расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Зная, что по газопроводу идет 6,12 тыс.м3/ч, можно определить количество газа, вышедшего при аварии за 2 минуты и принявшего участие во взрыве по формуле:

Q = Y.с (6.9)

где Y - объем выделившегося газа, м3/мин;

с -- плотность газа, кг/м.

Q = 0,10.0,79 = 0,08 т

Определим радиус зоны детонационной волны:

(6.10)

Определим радиус зоны смертельного поражения людей:

(6.11)

Избыточное давление в зоне детонационной волны составит ?Pф1=900кПа.

Определим радиус безопасного удаления:

(6.12)

На этом расстоянии не расположено никаких объектов. Следовательно взрыв на трубопроводе не вызовет каких-либо разрушений в отношении технологических объектов. Таким образом, повреждения, наносимые взрывом, принесут минимальный ущерб.

При различных чрезвычайных ситуациях действуют вторичные поражающие факторы. К таким факторам можно отнести пожары, являющиеся следствием взрыва. Пожарная профилактика на производстве обеспечивается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения.

К чрезвычайным ситуациям также относится отключение электрической энергии. Несмотря на высокую надежность системы электроснабжения, тем не менее перерывы в электроснабжении возможны из-за атмосферных явлений, а также из-за диверсий и крупных аварий. Для предотвращения перерывов электроснабжения по техническим причинам необходимы систематический контроль за техническим состоянием электрооборудования, своевременные испытания и планово - предупредительные ремонты этого оборудования.

Для предупреждения отключений из-за диверсий необходимо периодически осматривать линии электропередач и предотвращать воровство металлоконструкций и т.п.

При уже возникшем перерыве в электроснабжении необходимо в кратчайшие сроки определить причины отключения и восстановить поступление электроэнергии.

Буровая установка по своему местоположению располагается вдали от железной дороги и поэтому расчет сильнодействующего яда не обязателен.

6.8 Выводы по разделу

В результате проделанной работы можно сделать выводы об экономичности и безопасности на буровой.

Загрязнение окружающей среды значительно уменьшено за счет надежного обеспечения электроснабжения предприятия, использования правильной технологии промыслового сбора, переработки и транспортировки отходов.

Для безопасной эксплуатации электроустановок и электрооборудования предусматривается ряд мер, среди которых важное место отводится предотвращения возможности попадания людей под воздействие электрического тока. Основные из них:

надежное защитное заземление электроустановок и электрооборудования;

строгое выполнение персоналом правил техники безопасности и местных инструкций при производстве работ в электроустановках.

В данной главе рассмотрены возможные чрезвычайные ситуации на буровой и предложены меры по их предупреждению и предотвращению.

7. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Краткая характеристика проектных решений

Процесс сооружения скважин является дорогостоящим строительством, поэтому внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных методов является основной задачей проектирования. Получающая все более широкое распространение система верхнего привода позволяет увеличить скорость бурения и уменьшить затраты электроэнергии.

7.2 Определение капитальных вложений по проекту

Исходными данными для определения капитальных вложений являются стоимость оборудования (Со), а также затраты на транспортировку (Зт), монтаж (Зм) и наладку (Зн) нового оборудования, определяемые по формулам:

, (7.1)

где Ктр - коэффициент, учитывающий транспортные расходы; Кт=16 %.

, (7.2)

где Кмр - коэффициент, учитывающий расходы на монтажные и пуско-наладочные работы; Кмр=15 %.

, (7.3)

где Кпр - коэффициент, учитывающий прочие расходы; Кпр=5 %.

Расчет капитальных затрат представлен в табл. 7.1

Таблица 7.1

Расчет капитальных затрат

Элементы электроснабжения

Ед.

измерения

Кол-во

Цена за ед., тыс. руб.

Со, тыс. руб.

Зтр, тыс. руб.

Зсмр, тыс. руб.

Зпр, тыс. руб.

Кi, тыс. руб.

Система верхнего привода

шт

1

1600

1600

258

240

80

2178,00

Контейнер управления СВП

шт

1

200

200

32

30

10

272,00

КТУ СВП

шт

1

3800

3800

610

570

190

5170,00

Кабельная продукция

м

1000

0,5

500

80

75

25

680,00

Итого:

8300

7.3 Определение текущих годовых затрат

Годовые текущие затраты определяются по формуле:

(7.4)

где Зр - годовые затраты на капитальный и текущий ремонты,

(7.5)

где N1 - норма затрат на капитальный ремонт, N1=2,6%;

N2 - норма затрат на текущий ремонт, N2=1,8%.

Тогда затраты на капитальный и текущий ремонты составят:

тыс.руб.

7.4 Расчет экономии затрат

Капитальные затраты в базовом и проектируемом вариантах отличаются лишь на стоимость внедряемого верхнего привода Занесем необходимые данные для расчета в табл. 7.2

Таблица 7.2

Исходные данные для расчета экономии электроэнергии

Характеристики

Ед.

измерения

Базовый вариант

Вариант с СВП

Глубина скважины

м

3000

3000

Механическая скорость

м/ч

37,4

45,17

Время бурения

ч

80,2

66,4

Суммарная мощность

МВт

2,1

1,8

Потребляемая электроэнергия

МВт·час

168,4

119,5

При обоих подходах 1 скважина разрабатывается за 1 неделю. Дополнительные затраты времени связаны с необходимостью проведения дополнительных технологических операций. Соответственно, за 1 год максимальное количество разработанных скважин в обоих случаях составит 56 штук. Экономию от внедрения СВП определим как экономию электрической мощности при разработке скважин:

Сокращение затрат на электроэнергию (Э) определим по формуле:

, (7.6)

где ДW - уменьшение потребления энергии при бурении скважины, кВт·ч;

N - количество пробуриваемых скважин за 1 год;

СУ - средняя цена электроэнергии , СУ=2,3 тыс.руб/МВт·ч;

ДW = Wбаз - Wр, (7.7)

где Wр -энергия потребляемая при бурении системой верхнего привода;

Wбаз - энергия потребляемая при бурении забойным двигателем:

Тогда изменение потребляемой мощности

ДW = 168,4 - 119,5 = 48,9 МВт·ч.

Рассчитаем сокращение затрат на электроэнергию:

Э = 48,9·56·2,3 = 6298 тыс.руб.

7.5 Определение экономической эффективности проекта

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований. Срок реализации проекта примем 10 лет.

Амортизация основных средств ежегодно составит:

, (7.9)

где К - капитальные затраты, тыс. руб.

Na - норма амортизационных отчислений, Na = 10% (при сроке реализации проекта 10 лет).

Остаточная стоимость основных средств:

, (7.10)

где Т - период эксплуатации основных средств, лет.

Прирост налога на имущество рассчитывается по формуле:

, (7.11)

где - остаточная стоимость основных средств в t-ом году, тыс. руб.;

Nим - ставка налога на имущество, Nим = 2,2%.

Поскольку проведение реконструкции связано не с дополнительной выручкой, а с экономией затрат, то прирост прибыли от реализации определяется как разность экономии и дополнительных затрат:

(7.12)

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

, (7.13)

где Nпр - ставка налога на прибыль, Nпр = 20%.

Чистая прибыль (Пч) - это прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты всех налогов и сборов, ее изменение в результате внедрения проектных решений определяется по формуле:

(7.14)

Денежный поток наличности (ДПН) определяется суммированием чистой прибыли и амортизационных отчислений за соответствующий год, за вычетом капитальных вложений:

(7.15)

Накопленный поток наличности (НПН) определяется по формуле:

(7.16)

Коэффициент дисконтирования показывает, во сколько раз рубль t-го года меньше рубля расчетного момента (нулевого года) и рассчитывается по формуле:

t = (1 + Eн)tp- t (7.17)

Чистый дисконтированный доход (NPVt) определяется произведением денежного потока наличности на коэффициент дисконтирования () соответствующего года:

(7.18)

Накопленный чистый дисконтированный доход (NPVT) рассчитывается путем последовательного суммирования чистого дисконтированного дохода за все годы расчетного периода по формуле:

(7.19)

Произведем расчет для 2013 года:

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс. руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

Аналогично производятся расчеты для остальных лет. Результат расчетов сведем в таблицу 7.3

Таблица 7.3

Показатели экономической эффективности проекта

Показатели

Ед. изм

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1

Капитальные вложения

тыс.руб.

8300

2

Экономия электроэнергии

тыс.руб.

6298

6298

6298

6298

6298

6298

6298

6298

6298

6298

3

Прирост текущих затрат

тыс.руб.

365

365

365

365

365

365

365

365

365

365

4

Амортизационные отчисления (10%)

тыс.руб.

830

830

830

830

830

830

830

830

830

830

5

Остаточная стоимость основных средств

тыс.руб.

8300

7470

6640

5810

4980

4150

3320

2490

1660

830

0

6

Налог на имущество (2,2%)

тыс.руб.

164

146

128

110

91

73

55

37

18

0

7

Прирост прибыли

тыс.руб.

4939

4957

4975

4993

5012

5030

5048

5066

5085

5103

8

Налог на прибыль (20%)

тыс.руб.

988

991

995

999

1002

1006

1010

1013

1017

1021

9

Чистая прибыль

тыс.руб.

3951

3966

3980

3995

4009

4024

4039

4053

4068

4082

10

Денежный поток наличности (ДПН)

тыс.руб.

-8300

4781

4796

4810

4825

4839

4854

4869

4883

4898

4912

11

Накопленный поток денежной наличности (НПН)

тыс.руб.

-8300

-3519

1276

6087

10911

15751

20605

25473

30356

35254

40167

12

Коэффициент дисконтирования (Ен=18%)

1,00

0,85

0,72

0,61

0,52

0,44

0,37

0,31

0,27

0,23

0,19

13

Чистый дисконтированный доход (NPV)

тыс.руб.

4052

3444

2928

2489

2115

1798

1528

1299

1104

939

14

Накопленный чистый дисконтированный доход (NPVТ)

тыс.руб.

-8300

-4248

-804

2123

4612

6727

8525

10054

11353

12457

13396

15

Дисконтированные капитальные затраты

тыс.руб.

8300

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

На основании полученных результатов построим график окупаемости инвестиций рис.7.1

Рис. 7.1. График окупаемости инвестиций.

Из графика окупаемости видно, что проект окупится через 2,5 года.

Для нахождения внутренней нормы доходности проекта рассчитаем накопленные чистый дисконтированный доход при ставке дисконта 40%, 50%, 60%, 70%. Результаты занесем в табл. 7.4

Таблица 7.4

Расчет внутренней нормы доходности проекта

Годы

ПДН

Расчет 1

Расчет 2

Расчет 3

Расчет 4

Кд

(Е=

40)

NPVT, тыс. руб.

Кд

(Е=

50)

NPVT, тыс. руб.

Кд

(Е=

60)

NPVT, тыс. руб.

Кд

(Е=

70)

NPVT, тыс. руб.

2012

-8300,0

1,00

-8300,0

1,00

-8300,0

1,00

-8300,0

1,00

-8300,0

2013

4780,9

0,71

3414,9

0,67

3187,3

0,63

2988,1

0,59

2812,3

2014

4795,5

0,51

2446,7

0,44

2131,3

0,39

1873,3

0,35

1659,4

2015

4810,1

0,36

1753,0

0,30

1425,2

0,24

1174,4

0,20

979,1

2016

4824,8

0,26

1255,9

0,20

953,0

0,15

736,2

0,12

577,7

2017

4839,4

0,19

899,8

0,13

637,3

0,10

461,5

0,07

340,8

2018

4854,0

0,13

644,7

0,09

426,1

0,06

289,3

0,04

201,1

2019

4868,6

0,09

461,9

0,06

284,9

0,04

181,4

0,02

118,6

2020

4883,2

0,07

330,9

0,04

190,5

0,02

113,7

0,01

70,0

2021

4897,8

0,05

237,1

0,03

127,4

0,01

71,3

0,01

41,3

2022

4912,4

0,03

169,8

0,02

85,2

0,01

44,7

0,00

24,4

Итого:

3314,6

1148,4

-366,3

-1475,4

На основании расчетов построим график внутренней нормы доходности проекта рис. 7.2

Рис. 7.2. График внутренней нормы доходности проекта

Из графика рис. 7.2 видно, что внутренняя норма доходности проекта составляет 56%. Коэффициент дисконтирования может изменяться от нуля (беспроцентная ссуда) до 56% годовых, когда производитель будет отдавать всю прибыль кредитору.


Подобные документы

  • Выбор схемы питания системы электроснабжения предприятия. Рекомендации по определению электрических нагрузок. Выбор числа, мощности и места расположения трансформаторов, сечений проводов и жил кабелей, выключателей и распределительного устройства.

    реферат [191,0 K], добавлен 15.12.2013

  • Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.

    курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008

  • Оптимизация систем промышленного электроснабжения: выбор сечения проводов и жил кабелей, способ компенсации реактивной мощности, автоматизация и диспетчеризация. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов. Установка компенсирующих устройств.

    курсовая работа [382,2 K], добавлен 06.06.2015

  • Расчетная нагрузка потребителей электрической энергии. Выбор ограничителей перенапряжения, автоматических выключателей, ошиновок, высоковольтных кабелей, трансформаторов напряжения. Расчет релейной защиты двигателей и трансформаторов собственных нужд.

    дипломная работа [289,7 K], добавлен 15.02.2017

  • Выбор сечений проводов и определение потерь напряжения в кабельных линиях. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов коротких замыканий. Выбор высоковольтных выключателей и автоматов на подстанциях. Защита от грозовых перенапряжений.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 21.02.2011

  • Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015

  • Схема электроснабжения. Расчет электрических нагрузок по методу коэффициента максимума, потерь мощности в трансформаторе. Выбор компенсирующей установки, числа и мощности питающих трансформаторов, линий электроснабжения для модернизируемого оборудования.

    курсовая работа [391,7 K], добавлен 21.05.2013

  • Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения и напряжения. Расчет и выбор мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита силового трансформатора. Расчет защитного заземления. Перенапряжения и молниезащита.

    дипломная работа [458,3 K], добавлен 20.02.2015

  • Анализ схемы электроснабжения ЦКППН. Расчёт нагрузок и выбор трансформатора собственных нужд подстанции, проверка высоковольтного оборудования. Выбор ограничителей перенапряжения. Внедрение в НГДУ "Джалильнефть" микропроцессорных устройств SEPAM 1000 +.

    дипломная работа [587,6 K], добавлен 29.05.2015

  • Определение мощности осветительной установки секции коровника, выбор схемы электроснабжения и напряжения питания осветительной сети. Анализ мощности осветительной установки коровника и подсобного помещения, выбор марки проводов и способа их прокладки.

    курсовая работа [126,5 K], добавлен 29.06.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.