Проектирование системы электроснабжения лесопильного завода

- МТЗ без выдержки времени или напряжения;

- ЗМН (защиты минимального напряжения) без выдержки времени.

Устройство ОВОД-М является устройством защиты радиального типа. Применение такого метода построения защиты позволяет быстро определить место повреждения и сделать более гибкой логику работы устройства совместно с РЗА распредустройства.

ОВОД-М устанавливается в релейных отсеках КРУ и КРУН или в любом месте помещения для КРУ. Место установки устройства практически не ограничивается длиной оптического кабеля волоконно-оптических датчиков.

Областью применения устройства дуговой защиты ОВОД-М являются также подстанции объектов газовой и нефтяной промышленности, КРУ метрополитена, тяговых подстанций электрифицированных железных дорог и промышленных предприятий.

Устройство предназначено для непрерывной работы в неотапливаемых помещениях.

Расчет релейной защиты отходящих кабельных линий 10 кВ.

Сопротивления схемы замещения, приведенные к 10,5 кВ:

хс = 0,1; rc = 0,002

хвл = хо * l * Sб/UІб2 = 0,4*20* 100/10,5І = 7,3

rвл = rо * l * Sб/UІб2 = 0,009*20* 100/10,5І = 0,16

хтр = 0,66; rтр = 0,03

хк2 = хс + хвл + хтр = 0,1 + 7,3 + 0,66 = 8,06

rк2 = rс + rвл + rтр = 0,002 + 0,16 + 0,03 = 0,19

Так как расчеты токов к.з. в точках К3-К7 аналогичны, то полученные результаты сведены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Расчет токов к.з.

Номер точки к.з.	Sб, МВА	Uб, кВ	Iб, кА	l, км	?r	?х	?z	Iі, кА
К2	100	10,5	5,5	20	0,19	8,06	8,06	0,68
К3	100	10,5	5,5	20,07	0,56	10,27	10,28	0,54
К4	100	10,5	5,5	20,21	2,15	16,8	16,94	0,32
К5	100	10,5	5,5	20,26	2,16	16.8	16,95	0,32
К6	100	10,5	5,5	20,25	0,83	11,5	11,5	0,48
К7	100	10,5	5,5	20,47	2,19	16,8	16,94	0,32

Из-за малой протяженности линии 10 кВ расчет релейной защиты производится по схеме блока линия-трансформатор.

Расчет блока линия-трансформатор ТП-1 для МТЗ.

Ток срабатывания защиты:

Iс.з = ((кн* кс. зап.) / кв)*Iраб.max,

где кн = 1,2 - коэффициент надежности;

кс. зап. = 1,5 - коэффициент самозапуска эл. двигателей;

кв = 0,85 - коэффициент возврата реле тока.

Iс.з = ((1,2*1,5) / 0,85)*102,6 = 215,5 А

Коэффициент чувствительности защиты:

кч = IІк3 / Iс.з = (540*(v3/2)) / 215,5 = 2,2 > 1,5

Таким образом МТЗ будет чувствительна к токам к.з. по схеме блока линия-трансформатор.

Определим ток срабатывания реле (ток уставки):

Iс.р = (Iс.з*ксх.) / nтт = (215,5*1) / 120 = 1,8 А,

где ксх. = 1 - коэффициент схемы.

Определим выдержку времени МТЗ:

t2 = t1 + ?t,

где ?t = tвыкл. + ?tкт1 + tзап.;

tвыкл. = 0,05 с - время отключения выключателя;

?tкт1 = 0,1 с - погрешность реле времени;

tзап. = 0,1 с - время запаса.

t2 = 0,5 + 0,05 + 0,1 + 0,1 = 0,75 с

Расчеты по остальным линиям аналогичны, полученные результаты сведены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - МТЗ отходящих линий 10 кВ

Защищаемый участок	Iраб.max, А	Iс.з, А	kч	nтт	Iс.р, А	t2, с
W1-4 - трансформатор	102,6	215,5	2,2	120	1,8	0,75
W5-6 - трансформатор	128,6	270	1,6	120	2,25	0,75
W7 - трансформатор	96,5	202,7	2,0	120	1,7	0,75
W8-9 - трансформатор	179,2	376,3	1,7	120	3,1	0,75
W10 - трансформатор	252,4	488	1,5	120	4,1	0,75

На линиях W5-10 МТЗ выполнена с реле минимального напряжения, что позволило увеличить чувствительность защиты в kс.зап = 1,5.

Расчет токовой отсечки отходящих линий 10 кВ.

Блок: линия - трансформатор ТП - 1.

Ток срабатывания защиты:

Iс.з.о = kн * Iікз = 1,3 * 540 = 702 А,

где kн = 1,3 - коэффициент надежности.

Расчеты по остальным линиям аналогичны, результаты сведены в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Токовая отсечка отходящих линий 10 кВ

Защищаемый участок	Iс.з.о, А
W1-4 - трансформатор	702
W5-6 - трансформатор	416
Продолжение таблицы 8.3:
W7 - трансформатор	416
W8-9 - трансформатор	624
W10 - трансформатор	416

Расчет МТЗ 110 кВ трансформаторов ГПП и ШСВ - 10 кВ.

МТЗ ШСВ - 10 кВ.

Ток срабатывания защиты:

Iс.з = ((kн* kс.зап) / кв) * Iном.тр * Ѕ * 1,4 = ((1,2*1,5) / 0,85) * 925 * Ѕ * 1,4 = 360 А

Коэффициент чувствительности:

kч = IІк2 / Iс.з = (6700*v3/2) / 4,3 > 1,5

Таким образом, защита будет чувствительна к токам к.з. на шинах 10 кВ ГПП и резервировать защиты линий 10 кВ.

Ток срабатывания реле:

Iс.р = (Iс.з* ксх.) / nтт = 1360/ 1500/5 = 4,5 А

Выдержка времени для ШСВ - 10 кВ:

t3 = t2 + ?t = 0,75 + 0,05 + 0,1 + 0,1 = 1 с

МТЗ 110 кВ трансформаторов ГПП.

Ток срабатывания защиты:

Iс.з = ((kн* kс.зап) / кв) * Iном.тр * 1,4 = ((1,2*1,5) / 0,85) * 925 * 1,4 = 2720 А

Коэффициент чувствительности:

kч = IІк2 / Iс.з = (6700*v3/2) / 2720 = 2,1 > 1,5

Ток срабатывания реле:

Iс.р = (Iс.з* ксх.) / nтт = 2720 / 300 = 9,1 А

Выдержка времени:

t4 = t3 + ?t = 1 + 0,05 + 0,1 + 0,1 = 1,25 с

Выбор автоматики.

Кабельные линии напряжением выше 1 кВ должны быть оборудованы устройством АПВ. На отходящих линиях 10 кВ предусмотрено однократное трехфазное АПВ, действующее после срабатывания защит МТЗ и ТО линий, а также АПВ после срабатывания МТЗ - 10 кВ на вводных выключателях 10 кВ трансформаторов ГПП и на ШСВ - 10 кВ.

Для восстановления питания потребителей, в случае отключения трансформаторов ГПП от основных защит - газовой и дифференциальной, предусмотрено АВР, которое срабатывает по трем факторам: 1) отсутствие напряжения на шинах 10 кВ; 2) отключенному положению вводных выключателей 10 кВ под действием релейной защиты; 3) отсутствие напряжения на трансформаторах собственных нужд.

Оперативному персоналу необходимо помнить, что обратного возврата АВР нет. При необходимости восстановления схемы электроснабжения в нормальный режим, это производится в ручную путем необходимых переключений.

Расчет защиты от перегрузки трансформаторов ГПП.

Номинальный ток трансформатора:

Iном.тр = Sном.тр / v3 * Uн = 16000 / 1,73 * 10 = 925 А

Ток срабатывания зашиты:

Iс.з = kн * Iном.тр * 1,4 = 1,05 * 925 * 1,4 = 1360 А,

где kн = 1,05 - коэффициент надежности.

Ток срабатывания реле:

Iс.р = (Iс.з* ксх.) / nтт = (1360*1) / 300 = 4,5 А

Выдержка времени срабатывания защиты: t = 10 сек.

9. Компоновка ГПП, конструктивные решения

Электрооборудование ГПП, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния выбраны таким образом, чтобы:

- вызываемые нормальными условиями работы электроустановок усилия, нагрев, электрическая дуга или другие соответствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т.п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению к.з. или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

- при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений обусловленных действием к.з.;

- при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

- была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Распределительное устройство ГПП (ОРУ и КРУН) оборудовано оперативной блокировкой, исключающей возможность:

- включения выключателей на заземляющие ножи;

- включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

- отключения и включения разъединителями тока нагрузки.

Все оборудование ОРУ-110 кВ расположено на открытом воздухе. Для опорных конструкций использован железобетон. Ошиновка на ОРУ-110 кВ выполнена в основном гибким алюминиевым проводом, который при помощи гирлянд-изоляторов крепится к П-образным порталам, кроме жесткозакрепленного шинопровода, соединяющего разъединители.

КРУН-10 кВ предназначено для ввода, секционирования и распределения электроэнергии потребителю. КРУН-10 кВ серии К-37 выполнено с вакуумными стационарными выключателями, рассчитанными на токи 600-1500 А. Все оборудование 10 кВ (кроме ТСН и ТТ) расположено на выкатных тележках.

10. Молниезащита и защитное заземление

Расчет защитного заземления.

В электроустановках выше 1 кВ сети с эффективно-заземленной нейтралью, заземляющее устройство (ЗУ) должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей. Поэтому за расчетное сопротивление принято Rз = 0,5 Ом.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединены между собой в заземляющую клетку.

Необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно:

Rи = (Rе*Rз) / (Rе - Rз) = (2*0,5) / (2 - 0,5) = 0,67 Ом,

где Rе = 2 Ом - сопротивление естественного заземлителя (трубопроводы, фундаменты)

Расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных срг и вертикальных срв заземлителей:

срг = суд * кп. г = 100 * 7 = 700 Ом*м,

срв = суд * кп. в = 100 * 2 = 200 Ом*м,

где суд = 100 Ом*м - удельное сопротивление грунта (суглинок);

кп. г = 7 и кп. в = 2 - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов для климатической зоны ІІ.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа Rо.в.э:

Rо.в.э = (срв/2рl) * (ln (2l/d) + Ѕ ln (4t + l / 4t - l)) Ом,

где l = 5 м - длина электрода;

d = 0,016 м - диаметр электрода;

t = 3 м - расстояние от половины электрода до земли.

Rо.в.э = (200/2*3,14*5) * (ln (2/0,016) + Ѕ ln (4*3+5 / 4*3-5)) = 43,2 Ом

Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования ки. в = 0,5 (отношение расстояния между электродами к их длине равно 1, ориентировочное число вертикальных электродов в соответствии с планом ГПП составляет 20 шт.):

N = Rо.в.э / ки. в* Rи = 43,8 / 0,5*0,67 ? 130 шт.

Расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов Rр.г.э:

Rр.г.э = срг / (ки. г*2рl) * ln (2lІ/bt) = 700/(0,27*2*3,14*155) * ln (2*155І/0,04*0,5) = 39 Ом,

где ки. г = 0,27 - коэффициент использования горизонтальных электродов;

l = 155 м - длина полосы;

b = 0,04 м - ширина полосы.

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

Rв.э = (Rр.г.э * Rи) / (Rр.г.э - Rи) = (39 * 0,67) / (39 - 0,67) = 0,68 Ом

Находим число вертикальных электродов при коэффициенте использования ки. в.у = 0,37, при N = 100 и a / l = (p / 100) / 5 = 1, где p = 500 м - периметр контура расположения электродов:

N = Rо.в.э / ки. в.у * Rв.э = 43,8 / 0,37 * 0,68 = 174 шт.

Окончательно принято к установке 174 вертикальных электрода.

Расчет молниезащиты.

Оборудование ГПП относится ко ІІ категории по устройству молниезащиты. Защитная зона относится к типу Б, со степенью надежности 95% и выше. Принято исполнение защиты оборудования ГПП двумя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 15 метров.

Определим параметры зоны защиты на уровне земли:

hо = 0,92 * h = 0,92 * 15 = 13,8 м

rо = 1,5 * h = 1,5 * 15 = 22,5 м

Зоны защиты построены для двух уровней:

- hх1 - самая высокая точка ОРУ;

- hх2 - высота человека в любой точке ОРУ.

Радиусы зон защиты составят:

rх1 = 1.5*(h - (hх1/0,92)) = 1,5*(15 - (7/0,92)) = 11 м

rх2 = 1,5*(h - (hх2/0,92)) = 1,5*(15 - (2/0,92)) = 19,2 м

Находим параметры середины зоны защиты hс, rх1, rх2 и rс при L < 1,5 h, где L = 20 м - расстояние между молниеотводами:

hс = hо = 13,8 м; rс = rо = 22,5 м;

rсх1 = rх1 = 11 м; rсх2 = rх2 = 19,2 м.

Помимо выбора и установки молниеотводов и определения защитной зоны для заземления молниеотводов, предусмотрено по четыре вертикальных электрода, соединенных между собой стальной полосой. Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии, электромагнитной и электростатической индукции и заноса высоких потенциалов в здании предусмотрены следующие мероприятия:

1) для защиты от потенциалов, возникающих в результате электростатической индукции, надежно заземлены все проводящие элементы объекта, а также оборудование и коммуникации внутри объекта;

2) для защиты от искрения, вызываемого электромагнитной индукцией, все параллельно расположенные металлические коммуникации соединены перемычками;

3) для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоединены все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющее устройство молниеотводов удалены на 3 метра от стойки, на которой установлен молниеотвод.

отжимной подстанция трансформатор мощность

11. Технико-экономический анализ

Организация эксплуатации.

Как было уже сказано, граница раздела между энергоснабжающей организацией и лесозаводом находится на выводах вторичного напряжения, поэтому ГПП находится на балансе ОАО «Карелэнерго» Северных электрических сетей.

Оперативный персонал Северных электрических сетей производит необходимые переключения в случае вывода оборудования в ремонт или в аварийных ситуациях. Эксплуатация оборудования 10 кВ и 110 кВ (осмотр, обходы и контроль) также возложена на оперативный персонал в сроки указанные в ПТЭ. Постоянного дежурного персонала на ГПП нет. В случае аварийной ситуации проходит сигнал на щит диспетчера Северных электрических сетей, а тот в свою очередь вызывает оперативный персонал.

Профилактические испытания, проведение текущих и капитальных ремонтов оборудования 10 кВ и 110 кВ (кроме капитальных ремонтов силовых трансформаторов) возложено на ремонтный персонал Северных электрических сетей. Проведение любых работ в электроустановках до и выше 1000 В выполняются согласно требованиям ПТБ.

Сметно-финансовый расчет.

Расчет выполнен на укрупненных показателях стоимости элементов электроснабжения промышленных предприятий.

Смета затрат составлена в расчетных ценах, полученных путем умножения базисных цен на коэффициент инфляции ки = 36,5. Данные сведены в таблице 11.

Таблица 11 - Смета затрат на сооружение системы электроснабжения лесозавода.

Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс. руб.	Общая стоимость, тыс. руб.
			Оборудование и материалы	Монтажные работы	Строительные работы	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Транс-ры ТДН-16000	шт.	2	2276,1	153,3	271,6	2701
2. ОРУ-110 кВ с рем. перемычкой и с ВМТ-110Б	шт.	2	693,5	474,5	1387	2555
3. Яч. КРУН-10 кВ (К-37) с ВВЭ-10	шт.	15	1765,1	23,7	62,6	1851,4
4. ТСН ТМ-100/10	шт.	2	37,9	35,8	10,2	83,9	40706,3
5. КБВ УКЛ-10-1350	шт.	8	1468,8	43,8		1512,6
6. Яч. КРУН-10 кВ с НТМИ	шт.	2	87,6	1,2		88,8
7. Распр. сеть 10 кВ: Кабель ААБ 3*120 Кабель ААБ 3*150 Кабель ААБ 3*185	км. км. км.	0,96 0,47 0,5	118,1 65,7 79,8	-	178 33,8 25,9	296,1 99,5 105,7
8. КТП: 2*630 кВА 1*630 кВА 1*1000 кВА 1*1600 кВА 2*1600 кВА 2*2500 кВА	шт. шт. шт. шт. шт. шт.	1 2 1 2 1 4	245,6 224,1 306,6 1827,9 2030,9 1949,6	33,2 35 19 38 40,5 389	175,2 211,7 201,1 402,2 323 3101	454 470,8 526,7 2268,1 2394,4 22986
9. КБН: УКН - 0,38-36 УКЛН - 0,38-108 УКЛН - 0,38-300 УКЛН - 0,38-324 УКЛН - 0,38-432	шт. шт. шт. шт. шт.	4 2 1 2 3	-	-	-	78,8 236,5 437 582 978

Определение численности персонала.

Численность рабочих, осуществляющих оперативное, техническое обслуживание и ремонт оборудования должны определяться по количеству соответствующих устройств. Данные расчета численности персонала сведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Расчет нормативной численности персонала.

Наименование оборудования и персонала	Ед. изм.	Кол-во	Нормативный расчет
			На ед. изм	Численность
1. ГПП: Оперативное обслуживание ПС-110 кВ с кол-вом присоединений до 20 шт.	п/ст	1	1,22	1,22
2. По ремонту ПС-110 кВ: - силовые трансформаторы - присоединения с выключателем 110 кВ - присоединения в КРУН-10 кВ	100 ед. 100 ед. 100 ед.	0,02 0,02 0,19	8,68 3,85 0,88	0,174 0,077 0,17
Итого на ГПП:	1,64
3. Оперативное обслуживание КЛ-10 кВ и тр-ров ТП: - КЛ-10 кВ - трансформатор 630 кВА - трансформатор 1000 кВА - трансформатор 1600 кВА - трансформатор 2500 кВА	100 км. 100 ед. 100 ед. 100 ед. 100 ед.	1,93 0,04 0,01 0,04 0,08	0,85 0,51 0,58 0,65 0,7	1,64 0,02 0,006 0,03 0,06
Итого:	1,8
4. По ремонту КЛ и трансформа-торов: - КЛ-10 кВ - трансформатор 630 кВА - трансформатор 1000 кВА - трансформатор 1600 кВА - трансформатор 2500 кВА	100 км. 100 ед. 100 ед. 100 ед. 100 ед.	1,93 0,04 0.01 0,04 0,08	0,59 0,62 0,69 0,87 1,09	1,14 0,02 0,007 0,03 0,08
Итого:	1,3

Нормируемая численность персонала с учетом корректирующих коэффициентов:

- 1,13 - коэффициент, учитывающий условия эксплуатации;

- 1,08 - коэффициент, учитывающий спец. подготовку персонала;

- 1,08 - коэффициент для районов крайнего севера.

Оперативный персонал: 3,02 * 1,13 * 1,08 * 1,08 ? 3,98, принято 4 человека.

Ремонтный персонал: 1,72 * 1,13 * 1,08 * 1,08 ? 2,27, принято 3 человека.

Определение себестоимости передачи, трансформации и распределения электроэнергии.

Для определения себестоимости передачи, трансформации и распределения электроэнергии необходимо определить годовые эксплуатационные расходы и годовое потребление электроэнергии предприятием.

Величина годовых эксплуатационных расходов системы электроснабжения определяется следующими затратами:

Uа - отчисления на амортизацию и реновацию системы электроснабжения;

Uтр - отчисления на текущий ремонт;

Uо - отчисления на содержание обслуживающего персонала.

Определение годового числа часов максимума потерь:

ф = (0,124 + (Тм/10000))І * Тг = (0,124 + (4500/10000))І * 8760 = 2886 ч/год

Определение потери электроэнергии в кабельных линиях 10 кВ:

?Wкл = 3 * IІраб * rо * lо * ф * 10?і, кВт*ч

- для сечения 120 ммІ (lо = 0,07 км)

?W120 = 4 * 3 * 102,6І * 0,258 * 0,07 * 2886 * 10?і = 6584 кВт*ч,

где rо = 0,258 Ом/км.

- для сечения 120 ммІ (lо = 0,26 км)

?W120 = 3 * 96,5І * 0,258 * 0,26 * 2886 * 10?і = 5408,3 кВт*ч,

- для сечения 150 ммІ (lо = 0,47 км)

?W150 = 3 * 232,4І * 0,206 * 0,47 * 2886 * 10?і = 45274,8 кВт*ч,

где rо = 0,206 Ом/км.

- для сечения 185 ммІ (lо = 0,25 км)

?W185 = 3 * 2 * 179,5І * 0,167 * 0,25 * 2886 * 10?і = 11607,2 кВт*ч,

где rо = 0,67 Ом/км.

?Wкл = 6584 + 45274,8 + 11607,2 + 5408,3 = 68874,3 кВт*ч.

Определение потерь электроэнергии в трансформаторах:

?Wт = ?Рхх * Тг + вmax * ?Рк * ф, кВт*ч/год

- ГПП:

?Wт.гпп = (24 * 8760 + 0,5 * 85 * 2886) * 2 = 665790 кВт*ч/год

- для трансформаторов 630 кВА:

?Wт630 = (2,27 * 8760 + 0,8 * 11,6 * 2886) * 4 = 162888,5 кВт*ч/год

- для трансформаторов 1000 кВА:

?Wт1000 = (3,3 * 8760 + 0,8 * 11,6 * 2886) = 55690 кВт*ч/год

- для трансформаторов 1600 кВА:

?Wт1600 = (4,5 * 8760 + 0,75 * 16,5 * 2886) * 4 = 300537 кВт*ч/год

- для трансформаторов 2500 кВА:

?Wт2500 = (6,2 * 8760 + 0,7 * 23,5 * 2886) * 8 = 814293,5 кВт*ч/год

??Wт = 665790 + 162888,5 + 55690 + 300537 + 814293,5 = 1999199 кВт*ч/год

Суммарные потери электроэнергии в системе электроснабжения предприятия:

?Wтр = ??Wкл + ??Wт = 68874,3 + 1999199 = 2068033,3 кВт*ч/год.

Таблица 11.2 - Расчет фонда оплаты труда

Наименование профессий (должностей)	Кол-во ед.	Разряд	Установ. оклад	Доплаты, надбавки	Премия	Р.К. %	Сев. надб. %	ФОТ в месяц, руб.	ФОТ на год, руб.
				%	руб.	%	руб.
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования	7	4	3100		0	60	1860	40	80	76384	916608
Мастер	1	-	3900		0	70	2730	40	80	14586	175032
ВСЕГО:	8		7000		0		4590			90970	1091640

Расчет Единого социального налога:

Годовой ФОТ 1091640 руб.

Ставка Единого социального налога 36%

Единый социальный налог 392990 руб.

Амортизационные отчисления:

Uа = 0,04 * ккл + 0,044 * ксил. обр,

где 4% - амортизационные отчисления на кабельные линии;

4,4% - амортизационные отчисления на силовое оборудование ПС;

ккл - кап. вложения в кабельные линии;

ксил. обр - кап. вложения в силовое оборудование.

Uа = 0,04 * 501,3 + 0,044 * 40205 = 1789,1 тыс. руб. / год

Отчисления на эксплуатацию:

- для кабельных линий 1,2%

- для силового оборудования ПС 4%

- для вакуумных выключателей 1%

Uэкс = 0,012 * 501,3 + 0,04 * 38354 + 0,01 * 1851 = 1558,7 тыс. руб. / год

Отчисления на содержание эксплуатационного персонала:

Uо = R * Зср. + ((12 + 8,5 +3,6 + 1,5) / 100) * Зср. * R,

где 12% - пенсионный фонд;

8,5% - соц. страхование;

3,6% - мед. страхование;

1,5% - фонд занятости.

Uо = 8 * 50340 + ((12 + 8,5 + 3,6 + 1,5) / 100) * 50340 * 8 = 505816,3 тыс. руб. / год

Годовые издержки:

U = Uа + Uэкс + Uо = 1789,1 + 1558,7 + 505816,3 = 509164,1 тыс. руб. / год

Годовое потребление электроэнергии на лесозаводе:

W = Рmax * Тм = 15873,6 * 4500 = 71431200 кВт*ч / год.

Экономическая часть.

Данные по дипломному проекту:

- инвестиции: Iо = 40706,3 тыс. руб.;

- цена на энергию: Е = 1,18 руб./кВт*ч (по данным ОАО «Карелэнерго» на 2006 г.);

- экономический срок службы: Тр = 20 лет;

- годовое сбережение: S = 16768 кВт*ч в год;

- номинальная процентная ставка: nr * 100 = 12%;

- уровень инфляции: b* 100 = 10%.

Определим годовое сбережение:

В = S * E = 16768 * 1,18 = 19786,2 рублей в год.

Реальная процентная ставка составляет:

r = (nr - b) / (1 + b) = (0,12 - 0,10) / (1 + 0,10) = 0,02 * 100% = 2%.

CRF (2%, 20 лет) = 0,06116.

Находим чистый дисконтированный доход:

NPV = (В / CRF) - Iо = (19768,2 / 0,06116) - 40706,3 = 282514,7.

Индекс доходности:

NPVQ = NPV / Iо = 282514,7 / 40706,3 = 6,9.

Определим срок окупаемости проекта:

РВ = Iо / В = 40706,3 / 16768 = 2,4 года.

Период выплат:

РО: NPV = 0, CRF = 1/2,4 = 0,42 РО = 2,5 года.

Рентабельность проекта:

IRR: NPV = 0, CRF = 1 / РВ = 1 / 2,4 = 0,42 IRR ? 40%.

Таким образом, проект является экономически выгодным исходя из всех рассчитанных показателей.

Заключение

В процессе проектирования особое внимание уделялось таким вопросам, как экономичность, надежность, безопасность эксплуатации системы электроснабжения, вопросам качества электроэнергии.

В процессе проектирования выполнен расчет электрических нагрузок, центра электрических нагрузок предприятия и выбрана схема ГПП. На основании токов к.з. выбрано высоковольтное оборудование ГПП. Выбраны марки и сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ.

Так же в данном проекте произведен расчет релейной защиты трансформаторов ГПП, отходящих линий 10 кВ и трансформаторов ТП. Рассчитаны ступени РПН в режиме максимальных и минимальных нагрузок. Выполнена оценка величины емкостного тока в сети с изолированной нейтралью, рассчитаны защитное заземление и молниезащита ГПП.

В проекте приведен сметно-финансовый расчет, анализирована организация эксплуатации и ремонта оборудования электроснабжения предприятия, определена себестоимость передачи, трансформации и распределения электроэнергии, и что самое главное для проекта определены такие показатели, как чистый дисконтированный доход, индекс доходности, срок окупаемости и рентабельность проекта.

При рассмотрении вопросов БЖД и охраны окружающей среды разработана инструкция по безопасности для электротехнического персонала, разработаны мероприятия по охране атмосферного воздуха и водоемов от загрязнения.

При разработке дипломного проекта была использована литература, список которой приведен в пояснительной записке.

Список литературы

1. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

2. А.А. Федоров, Г.В. Сербинский. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1973.

3. Правила устройства электроустановок / Под редакцией С.Г. Королева и А.Ф. Акимкина. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Инструкция по эксплуатации трансформаторов / Сост. Н.П. Фуфурин. - М.: Энергия. 1978.

5. ГОСТ 27514 - 87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

6. Б.Н. Неклепаев. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

7. Выключатель маломасляный серии ВМТ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. - М.: 1989.

8. Выключатель вакуумный серии ВВЭ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. - М.: 1999.

9. Справочник по проектированию, электроснабжения линий электропередач и сетей / Под редакцией Я.М. Больелака и В.И. Круповича. - М.: Энергия, 1974.

10. Б.Н. Неклепаев. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

11. Трансформаторы тока серии ТФЗМ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. - М.: 1988.

12. К.М. Антипов. Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей. - М.: Энернгоатомиздат, 1987.

13. В.И. Колчаков. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования (справочник). - М.: Энергосервис, 1999.

14. Руководящий нормативный документ. РДПр 34-38-030-92. Правила организации, технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. - М.: 1994.

15. Прейскурант №09-01 - Тарифы на электрическую и тепловую энергию. М.: Прейскурант, 2002.

16. В.А. Андреев. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. - М.: Высшая школа, 1985.

17. Расчет заземляющих устройств в электроустановках выше 1000 В. Методические указания. - И.: 1990.

18. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Электрооборудование электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

19. Рекомендуемые организационные структуры управления и нормативы численности промышленно - производственного персонала электрических сетей. - М.: 1996.

20. Экономика предприятий, энергетического комплекса: учебник для ВУЗов / В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - 2-е издание - М.: Высшая школа 2003 г.

Размещено на Allbest.ru