Электроснабжение завода жестяных изделий

(7.44)

(7.45)

(7.46)

Поскольку все условия выполняются, следовательно, выбор трансформатора меньшей мощности не представляется возможным ввиду его высокого коэффициента загрузки в нормальном режиме, то принимаем к установке ТДН 25000/110. Параметры трансформатора ГПП сводятся в таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Параметры силового трансформатора ТДН-25000/110 [19]

Тип трансформатора	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	кВт	кВт	%	%
		ВН	НН
ТДН-25000/110	25000	115	6,6	25	120	10,5	0,65

Аналогично проверяем трансформаторы ЦТП на аварийную перегрузку. При проверке на аварийную перегрузку учитываем, что в цехе присутствует как минимум 10% потребителей 3-й категории. Используем эти потребители для регулирования нагрузки в аварийном режиме.

Результат проверки по допустимой аварийной перегрузки других ЦТП сведём в таблицу 7.5.

Таблица 7.5 - Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

№ ТП	Sнт, кВА	n, шт	Sсм, кВА		? 1
ТП 2	6300	2	3715	1,1	условие не выполняется	0,79	0,93	0,84	0,93
ТП 3	1000	2	984	1,0	условие выполняется	0,78	0,98	0,89	0,98
ТП 4	1600	2	1804	0,9	условие не выполняется	0,74	1,13	1,01	1,13
ТП 5	6300	2	5774	1,1	условие выполняется	0,42	0,92	0,82	0,92

Из таблицы 7.5 получаем, что условие коэффициента начальной аварийной перегрузки ? не выполняется. Для ТП2, ТП4 увеличиваем мощность трансформаторов. Окончательную проверку по допустимой аварийной перегрузки сведём в таблицу 7.6.

Таблица 7.6 - Итоговая проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

№ ТП	Sнт, кВА	n, шт	Sсм, кВА		? 1
ТП 2	4000	2	3715	1,1	условие выполняется	0,79	0,93	0,84	0,93
ТП 3	1000	2	984	1,0	условие выполняется	0,78	0,98	0,89	0,98
ТП 4	2500	2	1804	1,4	условие выполняется	0,47	0,72	0,65	0,72
ТП 5	6300	2	5774	1,1	условие выполняется	0,42	0,92	0,82	0,92

Согласно таблицы 7.6, мы видим, что трансформаторы ГПП и ТП прошли проверку на аварийную перегрузку. Отобразим в таблице 7.7 каталожные данные выбранных трансформаторов [19].

Таблица 7.6 - Каталожные данные трансформаторов

№ ТП	n, шт	Марка трансформатора	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкз, %	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Ix, %
ТП 1	1	ТМ-4000/10	4000	10	0,4	7,5	5,2	33,5	0,90
ТП 2	2	ТМ-4000/10	4000	10	0,4	7,5	5,2	33,5	0,90
ТП 3	2	ТМ-1000/10	1000	10	0,4	5,5	1,9	12,2	1,70
ТП 4	2	ТМ-2500/10	2500	10	0,4	6,5	3,85	23,5	1,00
ТП 5	2	ТМ-6300/10	6300	10	0,4	7,5	7,4	46,5	0,80



7.3 Расчёт потерь в цеховых трансформаторах

Расчёт потерь в трансформаторах:

Согласно [10] потери активной мощности в трансформаторах ДР_тр, кВт, определяются по формуле:

(7.47)

где n - число трансформаторов;

ДР_хх - потери холостого хода трансформаторов, кВт;

ДР_кз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

S_см - полная нагрузка ТП, кВА;

S_нт - номинальная мощность трансформатора, кВА

Реактивные потери мощности в трансформаторах ДQ_тр, кВар, определяются по формуле (7.48):

(7.48)

где n - число трансформаторов;

I_хх - ток холостого хода трансформатора;

U_кз - напряжение короткого замыкания.

Таблица 7.7 - Результаты расчёта потерь в трансформаторах

№ ТП	Тип трансформатора	Рр, кВт	Qр, кВар	Sсм, кВА	Sнт, кВА	n, шт	ДРкз, кВт	ДРхх, Вт	Iхх, %	Uкз%	Потери Активной мощности ДP, кВт	Потери Реактивной мощности ДQ, кВАр	P, кВт	Q, кВАр	S, кВА
ГПП	ТДН-25000/110	13724	14864	20231	25000	2	120	25	0,65	10,5	89,29	1184,48	12274,20	15322,84	19632,77
ТП 1	ТМ-4000/10	2963,17	2437,92	3837,17	4000	1	33,5	5,2	0,9	7,5	36,03	312,07	2999,20	2750,00	4069,11
ТП 2	ТМ-4000/10	2458,29	2785,60	3715,20	4000	2	33,5	5,2	0,9	7,5	24,85	201,40	2483,14	2987,00	3884,34
ТП 3	ТМ-1000/10	668,74	722,48	984,47	1000	2	12,2	1,9	1,7	5,5	9,71	60,65	678,45	783,13	1036,14
ТП 4	ТМ-2500/10	1417,64	1115,26	1803,75	2500	2	23,5	3,85	1	6,5	13,82	92,30	1431,46	1207,56	1872,77
ТП 5	ТМ-6300/10	4054,71	4111,28	5774,36	6300	2	46,5	7,4	0,8	7,5	34,33	299,27	4089,04	4410,55	6014,42

8. Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети

Распределительная сеть выполняется кабельными линиями ввиду стесненности территории и как следствие невозможности постройки воздушных линий. Прокладка кабелей осуществляется в траншеях, так как это наиболее экономичный и быстрый способ, так же он обеспечивает хорошее охлаждение кабеля.

Значительную долю в общей массе кабельной продукции составляют силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией. Они рассчитаны на работу под напряжением до 10 кВ, имеют 3 или реже 4 жилы из меди или алюминия и поясную изоляцию.

В настоящее время высокая цена на электротехническую медь привела к большей популярности алюминиевых кабелей, хотя и имеющих большее сечение при равной передаваемой мощности, но почти вдвое меньший вес и гораздо ниже цену.

В большинстве случаев удаётся достичь максимального снижения себестоимости и продажной цены за счёт изготовления жил из алюминия в однопроволочном варианте, имеющих сечение в виде сплошных секторов. Такой подход даёт следующий экономический эффект:

1. Уменьшается диаметр кабеля.

2. Волочильные операции сведены к минимуму, отсутствуют операции по скрутке проволок в жилу.

3. За счёт секторных жил увеличивается показатель жёсткости кабеля, который хотя немного и повышает трудоёмкость монтажа, но делает его более долговечным. Да и в целом, жёсткость больше зависит от материала и конструкции самой оболочки.

Исходя из вышеизложенного выбираем кабель типа ААБл - кабель с алюминиевыми жилами, бумажной пропитанной изоляцией, с алюминиевой оболочкой, бронированный стальными лентами с усиленной подушкой защитного покрова. Данный кабель также предпочтительно использовать при прокладке в грунте. Отличается повышенной стойкостью к агрессивным почвам. Согласно ПУЭ глава 2.3 прокладка кабельных линий производится в земле (траншее), так как такой вид канализации считается наиболее экономичным, доступным и простым способом передачи электроэнергии.

Рассмотрим следующие варианты сети:

Рисунок 8.1 - Вариант1 распределительной сети

Рисунок 8.2 - Вариант 2 распределительной сети

Сечение высоковольтных кабелей выбирается по экономической плотности тока. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, входящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями.

Расчёт сети:

Определяется расчётный ток:

(8.1)

где - расчётная нагрузка ТП, кВА ;

Un - фазное напряжение сети, кВ ;

n - число кабелей в линии.

Сечение кабелей определяют по экономической плотности тока:

(8.2)

где - расчётный ток, А;

- экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки, А/мм2.

Согласно формуле (7.31) раздела (7) = 7545 ч. Из табл. 1.3.36 [18] определяется - экономическая плотность тока для алюминиевых кабелей с бумажной изоляцией А/мм2, для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с алюминиевыми жилами А/мм2.

Произведём расчёт кабеля для участка ГПП-ТП1 варианта №1:

Применяем кабель марки ААБЛ сечением кабеля 120 мм², I_доп= 240 А.

Проверка по длительно допустимому току в аварийном режиме:

(8.3)

где I_{дл. доп} - длительно допустимый ток кабеля, А;

I_ав - максимальный ток аварийного режима, А.

(8.4)

Подставляем полученное значение в формулу (8.3) получаем:

Из формулы (8.5) видно, что условие выполняется. Расчёт остальных участков сведён в таблицы 8.1 и 8.2.



Таблица 8.1 ? Выбор и проверка сечений кабельных линий вариант 1

№ ТП	Тм, ч	jэ, А/мм2	n	Iрасч, А	Fрасч, мм2	Выбор сечения жил кабеля	Iав, А	Iдл.доп, А	Iдл.доп>Iав
ТП 1	7544,55	1,20	2	110,90	92,42	120	221,80	240	условие выполняется
ТП 2	7544,55	1,20	2	175,40	146,17	240	350,81	355	условие выполняется
ТП 3	7544,55	1,20	2	28,45	23,71	16	56,91	75	условие выполняется
ТП 4	7544,55	1,20	2	100,42	83,68	95	200,83	205	условие выполняется
ТП 5	7544,55	1,20	2	166,89	139,07	240	333,78	355	условие выполняется

Таблица 8.2 ? Выбор и проверка сечений кабельных линий вариант 2

№ ТП	Тм, ч	jэ, А/мм2	n	Iрасч, А	Fрасч, мм2	Выбор сечения жил кабеля мм2	Iав, А	Iдл.доп А	Iдл.доп>Iав
ТП 1	7544,55	1,20	2	110,90	92,42	120	221,80	240	условие выполняется
ТП 2	7544,55	1,20	2	175,40	146,17	240	350,81	355	условие выполняется
ТП 3	7544,55	1,20	2	128,87	107,39	150	257,74	275	условие выполняется
ТП 4	7544,55	1,20	2	100,42	83,68	95	200,83	205	условие выполняется
ТП 5	7544,55	1,20	2	166,89	139,07	240	333,78	355	условие выполняется

При выборе сечения кабеля, линия проверяется по допустимой потери напряжения ?Uдоп только если фактическая длина линии L больше её предельной длинны Lпред, следовательно проверка линии по допустимой потере напряжения ?Uдоп не требуется.

Потери мощности в кабельных линиях определяются по формуле:

(8.6)

где - полная мощность участка, кВА;

Uн - номинальное напряжение сети, кВ;

Ri- активное сопротивление участка кабельной линии, Ом.

Активное сопротивление участка кабельной линии определяется:

(8.7)

где - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

- длина участка, км.

Индуктивное сопротивление участка линии:

(8.8)

где - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км;

- длина участка, км.

Произведём расчёт потери мощности на участке ГПП-ТП1:

Расчет потерь мощности в кабельных линиях для других участков варианта №1 и варианта №2 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 8.3, 8.4.



Таблица 8.3 - Расчет параметров линий и потери мощности вариант 1

Участок	L, км	F, мм2	x0, Ом/км	r0, Ом/км	X, Ом	R, Ом	?P, кВт
ГПП	?	ТП 1	0,237	120,00	0,081	0,258	0,019	0,061	9,02
ГПП	?	ТП 2	0,174	240,00	0,075	0,129	0,013	0,022	3,09
ГПП	?	ТП 3	0,183	16,00	0,113	1,940	0,021	0,356	3,45
ГПП	?	ТП 4	0,709	95,00	0,083	0,326	0,059	0,231	7,52
ГПП	?	ТП 5	0,264	240,00	0,075	0,129	0,020	0,034	11,35
Итого								34,43

Таблица 8.4 - Расчет параметров линий и потери мощности вариант 2

Участок	L, км	F, мм2	x0, Ом/км	r0, Ом/км	X, Ом	R, Ом	?P, кВт
ГПП	?	ТП 1	0,237	120	0,081	0,258	0,019	0,061	9,02
ГПП	?	ТП 2	0,174	240	0,075	0,129	0,013	0,022	3,09
ГПП	?	ТП 3	0,183	150	0,079	0,206	0,014	0,038	0,37
ТП 3	?	ТП 4	0,491	95	0,083	0,326	0,041	0,160	5,21
ГПП	?	ТП 5	0,264	240	0,075	0,129	0,020	0,034	11,35
Итого								29,04

Исходя из проделанных расчётов, потери мощности распределительной сети варианта №2 оказались меньше.



9. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения предприятия

9.1 Единовременные капитальные вложения

Первоначальные капитальные вложения

Выбор оптимального варианта по этому критерию производится на основе сопоставления ряда вариантов технических решений при условии их энергетической и экономической сопоставимости по формуле:

где З_i - годовые приведённые затраты, руб.;

р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый в энергетике 0,15;

К_i - единовременные капитальные вложения i-го варианта, руб.;

С_i - ежегодные издержки производства и передачи электроэнергии или эксплуатационные расходы i-го варианта, руб.;

У_i - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, руб./год

Капитальные вложения на строительство кабельных линий

(9.2)

где S_каб - стоимость кабеля, руб./км, изготовитель - ООО «Савант», [26];

L_каб - длина кабеля, км;

К_п - поправочный коэффициент, учитывающий территориально-климатические особенности региона, равен 1,1 [25];

S_м - стоимость одной концевой кабельной муфты, руб. изготовитель - ООО «Савант», [26];

N_м - количество концевых кабельных муфт, шт.;

S_нак - стоимость одного наконечника, руб., изготовитель - ООО «Савант», [26];

N_нак - количество наконечников, шт.;

?К_тр - капитальные затраты на монтажные работы по сооружению кабельных линий, руб.

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта І:

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта ІІ:

Таблица 9.1 Капитальные вложения на кабельные линии. Вариант 1

Участок	Марка	Fприн, мм2	n	L,км	Sкаб, руб./км	Ккаб, руб.	Nм,шт.	Sм,руб.	Км,руб.	Nнак, шт.	Sнак, руб.	Кнак, руб.
ГПП?ТП 1	ААБЛ-3*120	120	2	0,24	673062	319576,57	4	444,3	1777,20	12	4,43	53,16
ГПП?ТП 2	ААБЛ-3*240	240	2	0,17	1069240	371349,97	4	646,65	2586,60	12	4,43	53,16
ГПП?ТП 3	ААБЛ-3*16	16	2	0,18	370680	135953,97	4	331,78	1327,12	12	4,43	53,16
ГПП?ТП 4	ААБЛ-3*95	95	2	0,71	590160	836737,43	4	444,3	1777,20	12	4,43	53,16
ГПП?ТП 5	ААБЛ-3*240	240	2	0,26	1069240	564477,07	4	646,65	2586,60	12	4,43	53,16
ИТОГО	10,00	1,57		2228095,00	20,00		10054,72			265,80
ВСЕГО, тыс.руб.:	2238,42

Таблица 9.2 Капитальные вложения на кабельные линии. Вариант 2

Участок	Марка	Fприн, мм2	n	L,км	Sкаб, руб./км	Ккаб, руб.	Nм,шт.	Sм,руб.	Км,руб.	Nнак, шт.	Sнак, руб.	Кнак, руб.
ГПП	ТП 1	ААБЛ-3*120	120	2	0,237	673062	319576,57	4	444,3	1777,20	12	4,43	53,16
ГПП	ТП 2	ААБЛ-3*240	240	2	0,174	1069240	371349,97	4	646,65	2586,60	12	4,43	53,16
ТП 3	ТП 4	ААБЛ-3*95	95	2	0,491	590160	579887,46	4	444,3	1777,20	12	4,43	53,16
ГПП	ТП 5	ААБЛ-3*240	240	2	0,264	1069240	564477,07	4	646,65	2586,60	12	4,43	53,16
ИТОГО	10,00	1,35		2117616,79	20,00		11314,20			265,80
ВСЕГО, тыс.руб.:	2129,20

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 9.3Расчет стоимости монтажных работ для варианта I (ФЕРм-2001-09 Сборник № 9 "ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ")

№ п/п	Наименование монтажных работ	Единицы измерения	Стоимость единицы в руб.	Кол-во разрабатываемого грунта, мі	Кол-во муфт, шт.	Lкл, км	Общая стоимость, руб.
1	Разработка грунтов с помощью техники	1мі грунта	750,00	626,92			470193,00
2	Прокладка силовых кабелей в земле с алюминиевыми жилами.	1 км	77080,00			3,13	241616,51
3	Засыпка вручную траншей, пазух котлованов и ям	1мі грунта	400,00	626,92			250769,60
4	Монтаж концевых муфт для трёхжильных кабелей	1 шт.	2530,00		20,00		50600,00
Итого, тыс.руб.:	1013,18
Индекс изменения сметной стоимости (Приказ Госстроя Республики Башкортостан от 28.09.2015 г. N 273 Об утверждении индексов изменения сметной стоимости СМР)	4,58
Итого, с учетом индексирования, тыс.руб.:	4640,36

Таблица 9.4Расчет стоимости монтажных работ для варианта II (ФЕРм-2001-09 Сборник № 9 "ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ")

№ п/п	Наименование монтажных работ	Единицы измерения	Стоимость единицы в руб.	Кол-во разрабатываемого грунта, мі	Кол-во муфт, шт.	Lкл, км	Общая стоимость, руб.
1	Разработка грунтов с помощью техники	1мі грунта	750,00	539,87			404902,09
2	Прокладка силовых кабелей в земле с алюминиевыми жилами.	1 км	77080,00			2,70	208065,69
3	Засыпка вручную траншей, пазух котлованов и ям	1мі грунта	400,00	539,87			215947,78
4	Монтаж концевых муфт для трёхжильных кабелей	1 шт.	2530,00		20,00		50600,00
Итого, тыс.руб.:	879,52
Индекс изменения сметной стоимости (Приказ Госстроя Республики Башкортостан от 28.09.2015 г. N 273 Об утверждении индексов изменения сметной стоимости СМР)	4,58
Итого, с учетом индексирования, тыс.руб.:	4028,18

Капитальные вложения в строительство подстанций

(9.3)

где К_ктп- стоимость комплектной трансформаторной подстанции, руб.;

N_ктп- количество комплектных трансформаторных подстанций, шт.;

К_тр- стоимость силового трансформатора, руб.;

N_тр- количество силовых трансформаторов, шт.;

К_яч-стоимость ячейки К-104, руб.;

N_яч- количество ячеек, шт.;

Таблица 9.5- Капитальные затраты в электрические подстанции вариант 1 [25]

№ п/п	Тип оборудования	Цена единицы оборудования, руб.	Кол-во оборудования, шт.	Цена оборудования, тыс. руб.
Трансформаторные подстанции
1	КТП-ТК 4000/10(6)/0,4	1015560	1	1016
2	2 КТП-ТК 4000/10(6)/0,4	2031120	1	2031
3	2 КТП-ТК 1000/10(6)/0,4	826394,4	1	826
4	2 КТП-ТК 2500/10(6)/0,4	1871516	1	1872
5	2 КТП-ТК 6300/10(6)/0,4	2190724	1	2191
	ИТОГО	7935
Силовые трансформаторы
1	ТМ-4000/10	1810000	3	5430
2	ТМ-1000/10	436181	2	872
3	ТМ-2500/10	1152456	2	2305
4	ТМ-6300/10	2602750	2	5206
	ИТОГО	13813
Ячейки ГПП
1	К104М	255000	15	3825
			ИТОГО	3825
Итого, затраты на подстанции:	25573

Таблица 9.6 - Капитальные затраты в электрические подстанции вариант 2

№ п/п	Тип оборудования	Цена единицы оборудования, руб.	Кол-во оборудования, шт.	Цена оборудования, тыс. руб.
Трансформаторные подстанции
1	КТП-ТК 4000/10(6)/0,4	1015560	1	1016
2	2 КТП-ТК 4000/10(6)/0,4	2031120	1	2031
3	2 КТП-ТК 1000/10(6)/0,4	826394,4	1	826
4	2 КТП-ТК 2500/10(6)/0,4	1871516	1	1872
5	2 КТП-ТК 6300/10(6)/0,4	2190724	1	2191
	ИТОГО	7935
Силовые трансформаторы
1	ТМ-4000/10	1810000	3	5430
2	ТМ-1000/10	436181	2	872
3	ТМ-2500/10	1152456	2	2305
4	ТМ-6300/10	2602750	2	5206
5
	ИТОГО	13813
Ячейки ГПП
1	К104М	255000	13	3315
			ИТОГО	3315
Итого, затраты на подстанции:	25063

Таблица 9.7 - Расчёт стоимости монтажных работ трансформаторных подстанций вариант 1

№ п/п	Наименование монтажных работ	Единицы измерения	Стоимость единицы в руб.	Кол-во единиц	Общая стоимость тыс. руб.
1	Монтаж силового трансформатора	шт.	10527	9	94,74
2	Ревизия и сушка силового трансформатора	шт.	3741	9	33,67
3	Монтаж ячеек КРУ 10 кВ на ГПП	шт.	1350	15	20,25
4	Монтаж 2 КТП	шт.	21000	5	105,00
ИТОГО	253,66
Индекс изменения сметной стоимости (Письмо Минстроя России от 14.12.2015 N 40538-ЕС/05 "Об индексах изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ и иных индексах на IV квартал 2015 года")	5,26
Итого, с учетом индексирования, тыс.руб.:	1334,25

Таблица 9.8 - Расчёт стоимости монтажных работ трансформаторных подстанций вариант 2

№ п/п	Наименование монтажных работ	Единицы измерения	Стоимость единицы в руб.	Кол-во единиц	Общая стоимость тыс. руб.
1	Монтаж силового трансформатора	шт.	10527	9	94,74
2	Ревизия и сушка силового трансформатора	шт.	3741	9	33,67
3	Монтаж ячеек КРУ 10 кВ на ГПП	шт.	1350	13	17,55
4	Монтаж 2 КТП	шт.	21000	5	105,00
ИТОГО	250,96
Индекс изменения сметной стоимости (Письмо Минстроя России от 14.12.2015 N 40538-ЕС/05 "Об индексах изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ и иных индексах на IV квартал 2015 года")	5,26
Итого, с учетом индексирования, тыс.руб.:	1320,05

Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций для варианта 1:

Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций для варианта 2:

Суммарные капитальные вложения по вариантам

Капиталовложения при проектировании электрической сети определяются по формуле:

(9.4)

Капитальные затраты на сооружение электрической сети для варианта 1:

Капитальные затраты на сооружение электрической сети для варианта 2:

Таблица 9.9 - Капитальные вложения с учетом фактора времени

Год строительства	Вариант I	Вариант II
	%	КI, тыс. руб	%	КII, тыс. руб
1	40	13514,45	40	13016,21
2	30	10135,83	30	9762,15
3	15	5067,92	15	4881,08
4	15	5067,92	15	4881,08
Итого	100	33786,11	100	32540,51

Капитальные вложения с учётом временного фактора:



9.2 Определение ежегодных эксплутационных расходов

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии:

(9.5)

где С_э - стоимость годовых потерь электроэнергии, руб;

С_о.т - годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб.;

С_сн - отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда обслуживающего персонала, руб.;

С_нс - отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб.;

С_рэ - годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, руб.;

С_рс - годовые затраты на ремонт строительной части, руб.;

С_а - амортизационные отчисления на полное восстановление от основных фондов, руб.;

С_ос - платежи по обязательному страхованию имущества предприятий, руб.;

С_кр - затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб.;

С_пр - прочие расходы, руб.;

С_об - общесетевые расходы, руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:

(9.6)



где Z_э - действующие тарифы, тыс.руб.;

ДW_Г - годовые потери электроэнергии в кВт·ч., определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

Исходя из тарифа на электроэнергию, отпускаемой Сакмарской ТЭЦ:

(9.7)

(9.8)

где - число часов использования максимальных нагрузок, час,

- потери активной мощности в сети, кВт.

В данной формуле необходимо учесть как активные потери мощности в трансформаторах ?Pтр, так и в кабельных линиях рассматриваемых вариантов.

Потери мощности рассчитаны в таблицах.

Магистральный вариант - ?P_л= 34,43 кВт

Смешанный вариант - ?P_л= 29,04 кВт

Потери мощности в трансформаторах ?Pтр = 118,74 кВт.

В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт.·ч. ставка за содержание электрических сетей (б, руб/кВт в месяц) и ставка на оплату технологического расхода (потерь) в электрических сетях (в, руб/кВт·ч.), т.к. приборы учета установлены на стороне 10 кВ, принимаем диапазон напряжения СН-II.

Согласно постановлению Государственного комитета Республики Башкортостан по тарифам № 921 от 18 декабря 2015 года, на 2016 год установлены следующие единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии по сетям Республики Башкортостан:

б=570,66 руб/кВт в месяц

в=0,315 руб/кВт*ч

(9.9)

Вариант I:

МВт·ч,

Вариант II:

МВт·ч,

Стоимость потерь электрической энергии составит 0,315 руб/1 кВт·ч.

тыс.руб,

тыс.руб.

Расчет материальных затрат на ремонт электрической части

Материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей определяются по формуле:

, (9.10)

где С_М - стоимость материалов, тыс. руб.;

С_З - стоимость запасных частей, тыс. руб.;

С_КИ - стоимость комплектующих изделий, тыс. руб.

Расчет потребности необходимого количества материалов для каждого вида оборудования электрических сетей производится по формуле:

,(9.11)

где П_тоi, П_трi- норма расхода материалов на 100 человеко-часов трудоемкости соответственно технического обслуживания и текущего ремонта данного вида электрооборудования;

Т_тоi, Т_трi- годовая плановая трудоемкость технического обслуживания и текущего ремонта данного вида оборудования, чел.;

Ц_i - отпускная цена материалов, руб./единицу продукции.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 9.10 - Годовой план-график предупредительных плановых ремонтов I варианта сети 10кВ

Участок КЛ

Марка провода

F, мм2

Протяженнсть линии, км

Норма трудоемкости ремонта (чел.час)

В числителе - вид ремонта, в знаменателе - чел.час

Суммарная трудоемкость за год (чел.час)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

ГПП ? ТП 1

ААБЛ-3*120

120

0,24

27

Т/1,49

6,41

ГПП ? ТП 2

ААБЛ-3*240

240

0,17

48

Т/2,73

8,34

ГПП ? ТП 3

ААБЛ-3*16

16

0,18

15

Т/9,6

2,75

ГПП ? ТП 4

ААБЛ-3*95

95

0,71

27

Т/15,75

19,14

ГПП ? ТП 5

ААБЛ-3*240

240

0,26

48

Т/2,4

12,67

ИТОГО

49,31

Таблица 9.11 - Годовой план-график предупредительных плановых ремонтов II варианта сети 10кВ

Участок КЛ

Марка провода

F, мм2

Протяженнсть линии, км

Норма трудоемкости ремонта (чел.час)

В числителе - вид ремонта, в знаменателе - чел.час

Суммарная трудоемкость за год (чел.час)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

ГПП ? ТП 1

ААБЛ-3*120

120

0,24

27

Т/1,49

6,41

ГПП ? ТП 2

ААБЛ-3*240

240

0,17

48

Т/4,22

8,34

ГПП ? ТП 3

ААБЛ-3*150

150

0,18

36

Т/9,6

6,60

ТП3 ? ТП 4

ААБЛ-3*95

95

0,49

27

Т/15,75

13,27

ГПП ? ТП 5

ААБЛ-3*240

240

0,26

48

Т/2,4

12,67

ИТОГО

47,28



Таблица 9.12 - Годовой план-график предупредительных плановых ремонтов трансформаторных подстанций

№ ТП	Марка тр-ра	Кол-во тр-ов	S кВА	Норма трудоемкости капитального ремонта (чел.час)	Норма трудоемкости среднего ремонта (чел.час)	Норма трудоемкости текущего ремонта (чел.час)	Норма трудоемкости осмотра (чел.час)	В числителе - вид ремонта, в знаменателе - чел.час	Суммарная трудоемкость за год (чел.час)
								I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
ТП 1	ТМ-4000/10	1	4000	520	260	100	10,0	К/520			О/10			О/10			О/10			550,00
ТП 2	ТМ-4000/10	2	4000	520	260	100	10,0		С/260			О/20			О/20			О/20		320,00
ТП 3	ТМ-1000/10	2	1000	300	150	60	6,0			Т/60			О/12			О/12			О/12	96,00
ТП 4	ТМ-2500/10	2	2500	460	230	90	9,0	О/18			К/460			О/18			О/18			514,00
ТП 5	ТМ-6300/10	2	6300	600	360	120	12,0			Т/360			О/24			О/24			О/24	432,00
ИТОГО	1912,00

Таблица 9.13 ? Расчет стоимости материалов на ремонт трансформаторов

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование материала	Единица измерения	Норма расхода основных материалов на 100 чел*ч трудоёмкости ремонта и обслуживания	Трудоёмкость ремонта согласно проекту, чел*ч	Расход основных материалов на проектную трудоёмкость, ед.	Покупная цена единицы материала, руб/ед.	Стоимость материаловпотребных для ремонта, руб
1	2	3	4	5	6	7	8
Силовые трансформаторы: масляные от 630 до 1000 кВА	Швеллеры	кг	20,00	1912,00	382,4	39,9	15257,76
	Сталь сортовая	кг	6,00		114,72	126	14454,72
	Электроды	кг	0,15		2,868	165	473,22
	Крепёжные изделия	кг	2,00		38,24	163,5	6252,24
	Медь шинная	кг	7,30		139,576	426	59459,38
	Медь прутковая	кг	7,20		137,664	391,5	53895,46
	Лента медная	кг	0,70		13,384	433,5	5801,96
	Припой оловянно-свинцовый	кг	0,02		0,3824	678	259,27
	Припой медно-фосфористый	кг	0,03		0,5736	555	318,35
	Провод установочный	м	0,50		9,56	415,5	3972,18
	Провод медный алюминиевый	кг	62,00		1185,44	348	412533,12
	Картон электроизиляционный	кг	1,40		26,768	28,5	762,89
	Кабельная бумага	кг	0,60		11,472	79,5	912,02
	Телефонная бумага	кг	3,60		68,832	148,5	10221,55
	Лакоткань 700мм	м	0,20		3,824	133,5	510,50
	Лента киперная	м	40,00		764,8	1,95	1491,36
	Лента тафтяная	м	18,00		344,16	1,35	464,62
	Гетинакс	кг	14,00		267,68	127,98	34257,69
	Лента асбестовая электроизиляционная	кг	0,05		0,956	274,5	262,42
	Бумага для оклейки электростали	кг	3,20		61,184	210	12848,64
	Лаки электроизоляционные	кг	1,50		28,68	93	2667,24
	Эмали грунтовые	кг	2,50		47,8	793,5	37929,30
	Масло трансформаторное	кг	0,58		11,0896	180	1996,13
	Бензин авиационный	кг	0,70		13,384	31,5	421,60
Силовые трансформаторы: масляные от 630 до 1000 кВА	Растворители	кг	0,80	1912,00	15,296	54	825,98
	Маслостойкая резина	кг	0,40		7,648	300	2294,40
	Резина профильная	кг	0,13		2,4856	135	335,56
	Силикагель	кг	4,00		76,48	349,5	26729,76
	Шнур кручёный	кг	0,30		5,736	138	791,57
	Обтирочный материал	кг	0,40		7,648	75	573,60
	Древесина твёрдых пород	м3	0,03		0,5736	11707,5	6715,42
Силовые трансформаторы: масляные от 1600 до 3500 кВА	Швеллеры	кг	27,00	1912,00	516,24	39,9	20597,98
	Сталь сортовая	кг	7,00		133,84	126	16863,84
	Электроды	кг	0,20		3,824	165	630,96
	Крепёжные изделия	кг	2,50		47,8	163,5	7815,30
	Медь шинная	кг	16,00		305,92	426	130321,92
	Медь прутковая	кг	9,50		181,64	391,5	71112,06
	Лента медная	кг	1,50		28,68	433,5	12432,78
	Припой оловянно-свинцовый	кг	0,02		0,3824	678	259,27
	Провод установочный	м	0,50		9,56	415,5	3972,18
	Провод медный алюминиевый	кг	73,00		1395,76	348	485724,48
	Картон электроизиляционный	кг	1,60		30,592	28,5	871,87
	Кабельная бумага	кг	0,60		11,472	79,5	912,02
	Телефонная бумага	кг	5,00		95,6	148,5	14196,60
	Лакоткань 700мм	м	0,21		4,0152	133,5	536,03
	Лента киперная	м	41,00		783,92	1,95	1528,64
	Лента тафтяная	м	24,00		458,88	1,35	619,49
	Гетинакс	кг	19,00		363,28	127,98	46492,57
	Лента асбестовая электроизиляционная	кг	0,08		1,5296	274,5	419,88
	Бумага для оклейки электростали	кг	5,20		99,424	210	20879,04
	Лаки электроизоляционные	кг	1,60		30,592	93	2845,06
	Эмали грунтовые	кг	3,10		59,272	793,5	47032,33
	Масло рматорное	кг	1,20		22,944	180	4129,92
	Бензин авиационный	кг	0,90		17,208	31,5	542,05

Таблица 9.15 ? Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий варианта 1

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование материала	Единица измерения	Норма расхода основных материалов на 100 чел*ч трудоёмкости ремонта и обслуживания	Трудоёмкость ремонта согласно проекту, чел*ч	Расход основных материалов на проектную трудоёмкость, ед.	Покупная цена единицы материала, руб/ед.	Стоимость материалов, потребных для ремонта, руб
Кабельные линии	Кабель всех назначений	м	40	49,31	19,72	885,24	17459,28
	Сталь сортовая	кг	2		0,99	126	124,25
	Трубы газовые	кг	2		0,99	75	73,96
	Электроды	кг	0,1		0,05	165	8,14
Итого:	17665,63

Таблица 9.16 ? Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий варианта 2

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование материала	Единица измерения	Норма расхода основных материалов на 100 чел*ч трудоёмкости ремонта и обслуживания	Трудоёмкость ремонта согласно проекту, чел*ч	Расход основных материалов на проектную трудоёмкость, ед.	Покупная цена единицы материала, руб/ед.	Стоимость материалов, потребных для ремонта, руб
Кабельные линии	Кабель всех назначений	м	40	33,45	13,38	885,24	11845,04
	Сталь сортовая	кг	2		0,67	126	84,30
	Трубы газовые	кг	2		0,67	75	50,18
	Электроды	кг	0,1		0,03	165	5,52
Итого:	11985,04

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала

Таблица 9.17 - Расчет нормативной численности рабочего персонала варианта 1

№ п/п	Показатель	Единица измерения	Количественное значение	Норматив численности, чел./ед.	Нормативная численность, чел.
1	Кабельные линии 10 кВ	км.	1,57	3,5/100	0,055
2	Концевые кабельные заделки (воронки)	ед.	20,00	2/10000	0,004
3	Закрытые трансформаторные подстанции с двумя трансформаторами и двухсторонним питанием по высокой стороне	ед.	8	3/100	0,024
4	Закрытые трансформаторные подстанции с одним трансформатором и двухсторонним питанием по высокой стороне	ед.	2	2,5/100	0,050
5	Количество комплектов АПВ и АВР	ед.	29	3/100	0,870
6	Количество присоединений на напряжение до 20 кВ
	- с масляным выключателем;	ед.	15	2,5/1000	0,038
	- с выключателем нагрузки;	ед.
	- с разъединителем.	ед.
7	Количество масляных выключателей	3 фазы	29	9,5/100	2,755
ИТОГО	3,795

Таблица 9.18 - Расчет нормативной численности рабочего персонала варианта 2

№ п/п	Показатель	Единица измерения	Количественное значение	Норматив численности, чел./ед.	Нормативная численность, чел.
1	Кабельные линии 10 кВ	км.	1,35	3,5/100	0,047
2	Концевые кабельные заделки (воронки)	ед.	20,00	2/10000	0,004
3	Закрытые трансформаторные подстанции с двумя трансформаторами и двухсторонним питанием по высокой стороне	ед.	8	3/100	0,024
4	Закрытые трансформаторные подстанции с одним трансформатором и двухсторонним питанием по высокой стороне	ед.	2	2,5/100	0,050
5	Количество комплектов АПВ и АВР	ед.	29	3/100	0,870
6	Количество присоединений на напряжение до 20 кВ
	- с масляным выключателем;	ед.	13	2,5/1000	0,033
	- с выключателем нагрузки;	ед.
	- с разъединителем.	ед.
7	Количество масляных выключателей	3 фазы	29	9,5/100	2,755
ИТОГО	3,783

Численность работников с учетом интегрального поправочного коэффициента:

(9.12)

где к_р - интегральный поправочный коэффициент, принимается равным 1,3

чел,

.чел.

Численность служащих:

(9.13)

где - коэффициент нормативной численности, принимается равным 0,2

чел,

чел.

Численность персонала:

(9.14)

чел,

.чел.

Фонд основной заработной платы определяется по формуле:

(9.15)

где - часовая тарифная ставка для оплаты работы работников i-ой квалификации;

- соответственно общая численность рабочих, чел;

- действительный фонд времени одного рабочего в год, (1930 ч)

В связи с тем, что окладные части зарплат электроэнергетических организаций составляют корпоративную (коммерческую) тайну, представленные ниже данные носят исключительно информационный характер, но максимально приближены к действительности:

Электромонтер по обслуживанию распределительных сетей III разряда - 75,93 руб/час;

Электромонтер по обслуживанию распределительных сетей VI разряда - 99,75 руб/час.

Фонд оплаты труда рабочих:

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется по формуле:

(9.16)

где - доплаты до часового фонда заработной платы, тыс. руб.,

- доплаты до дневного фонда, руб.,

- доплаты до месячного фонда, руб.

Доплаты до часового фонда заработной платы определяются по формуле: электрический реактивный мощность безопасность

(9.17)

Доплаты до дневного фонда заработной платы определяются по формуле:

(9.18)

Доплаты до месячного фонда заработной платы определяются по формуле:

(9.19)

Годовой фонд оплаты труда рабочих:

Фонд оплаты труда руководителей:

руб.,

руб.

Фонд оплаты труда обслуживающего персонала:

руб.,

руб.

Годовые амортизационные отчисления

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется по формуле:

,(9.20)

где Соб, Сэс - амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей, руб./год,

Коб, Кэс- капиталовложения в электрооборудование и электрические сети, тыс. руб.

Роб, Рэс - нормы амортизационных отчислений на реновацию, соответственно, оборудования и электрических сетей, %

Годовые амортизационные отчисления варианта 1:

(9.21)

Годовые амортизационные отчисления варианта 2:

(9.22)

Годовые материальные затраты на ремонт строительной части

Годовые затраты на ремонт строительной части электрических сетей, включающие трудовые и материальные затраты, принимаются равными 1 % от ее первоначальной стоимости, составляющей примерно 25% всех капиталовложений и определяются по формуле:

, (9.23)

руб,

руб.

Платежи по обязательному страхованию имущества

Эта составляющая издержек производства определяется в размере 0,15% от капиталовложений, и определяется по формуле:

, (9.24)

руб,

руб.

Общесетевые затраты

Общепроизводственные (общесетевые) затраты принимаются укрупненно, равными 1 % от капитальных вложений и определяются по формуле:

, (9.25)

руб,

руб.

Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды принимаются равными 30 % от фонда оплаты труда, в том числе:

1) в ПФР - 22 %;

2) в ФСС РФ - 2,9 %;

3) ФФОМС - 5,1 %

. (9.26)

Расчёт для отчислений на социальные нужды варианта 1:

руб.

Расчёт для отчислений на социальные нужды варианта 2:

руб.

9.2.9 Затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам

банков

Величина этих затрат определяется по формуле:

.(9.27)

где Ф_Р - банковская ставка по краткосрочным кредитам, принимаем 12,75%.

Затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам варианта 1:

руб.

Затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам варианта 2:

руб.

Прочие затраты

Величина этих затрат принимается равной 3% от фонда оплаты труда и определяется по формуле:

. (9.28)

Прочие затраты для варианта 1:

уб.

Прочие затраты для варианта 2:

руб.

Расчет годовых текущих эксплуатационных затрат по вариантам:

112136,11+3987,96+

(9.29)

108001,97+3550,85+

(9.30)

Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

(9.31)

где у_уд =0,6 - стоимость 1 кВт·ч ущерба от перерывов электроснабжения, руб. [12];

Р_ср - среднегодовая мощность потребителей, кВт;

- число часов на отыскание повреждения и восстановление электроснабжения;

К₁, К₂, К₃ - коэффициенты учитывающие нормативы трудоемкости для кабельных линий, трансформаторов и выключателей;

_КЛi - длина кабельных линий;

n_тi,n_выклi- число трансформаторов и выключателей

(9.32)

Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении варианта 1:

Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении варианта 2:

9.3 Определение годовых приведённых затрат по вариантам

Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Выбор оптимального варианта по этому критерию производится на основе сопоставления ряда вариантов технических решений при условии их энергетической и экономической сопоставимости по формуле:

(9.33)

где З_i ? годовые приведенные затраты, тыс.р.;

p_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике равным 0,12;

К_i- единовременные капитальные вложения i -го варианта, вызываемые проектируемым объектом, тыс. р.;

С_i - ежегодные издержки производства или эксплуатационные расходы i-го варианта, тыс.р.;

У_i - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, тыс.р./год.

Сравнение вариантов технических решений возможно при соблюдении следующих требований к расчетам:

- в одинаковых ценах;

- по переменным затратам, т.е. стоимость одинаковых элементов электроснабжения в сравниваемых вариантах может не участвовать;

- варианты расчетов должны обеспечивать одинаковый производственный результат;

- необходимо учесть меру влияния на затраты всех возможных факторов.

При подстановке в (9.33):

руб.;

руб.

Таким образом, по критерию минимума приведённых затрат экономически более выгодным вариантом является первый (смешанный).

В рыночных условиях оценка того или иного проекта производится с помощью определения основных показателей: чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности, срока окупаемости и индекса рентабельности.



9.4 Расчет доходов и показателей экономической эффективности оптимального инвестиционного проекта создания (реконструкции) схемы электроснабжения промышленного предприятия

Доход эксплуатационной деятельности энергетической службы промышленного предприятия можно рассматривать как выручку от продажи субабонентам электрической энергии по действующим тарифам с вычетом налогов на прибыль (20%), налога на добавленную стоимость (19%) и налога на имущество -2,2% от остаточной стоимости имущества (при средней норме амортизации ЛЭП и подстанций - 5% в год, остаточная стоимость имущества ежегодно уменьшается в 1,05 раза).

Структура инвестиционного цикла разделена на следующие периоды: 1) Проектная фаза (фаза разработки инвестиционного проекта) длительностью 1 год. В данный промежуток времени все затраты сводятся к стоимости бизнес-плана (приблизительно 5% от капитальных вложений); 2) Инвестиционная фаза -4 года- осуществляются капитальные вложения согласно распределению их во временном интервале; 3) Эксплуатационная фаза -7 лет с учётом всех предыдущих стадий. Предполагается, что доходы от эксплуатационной деятельности ежегодно будут возрастать на 5%, а затраты - на 3%. Величина дохода для первого года эксплуатации (пятого порядкового года инвестиционного цикла) определяется:

Р_t = 20738,39·1,10·7544,55 = 171,60 млн.руб., (9.34)

где Z=1,10 руб./кВт·час - тариф на передачу электроэнергии(расчет произведен в соответствии с Постановлением ГК РБ по тарифам № 921 от 18.12.2015 г.);

20738,39 кВт - суммарная полная электрическая мощность, потребляемая заводом;

7544,55 часов - годовое время включения электроустановок.

В остальные годы доходы определяются путем индексирования доходов первого года на 1,05. Во второй строке для первого года затраты равны затратам на бизнес-план (5% от капиталовложений), для 2-5 годов - капитальные вложения с учётом фактора времени, для остальных лет эксплуатационные затраты с индексацией на 1,03.

Срок окупаемости определяется по формуле:

Т_ф.ок = Т_ц + Д Т_ф.ок , (9.36)

где Т_ц - целое число лет от начала эксплуатации проектируемого предприятия, когда чистый дисконтированный доход остается отрицательным (таблица 9.19);

Д Т_ф.ок - дробная часть года срока окупаемости.

(9.37)

где - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения чистого дисконтированного дохода (п.12, табл. 9.19 и 9.20), млн.руб;

- величина последнего после него положительного значения чистого дисконтированного дохода. млн.руб.

Индекс доходности (Н) определяется согласно данным строк 5 и 11 таблицы 9.19 и 9.20.

Определим рентабельность инвестиций по формуле 9.38 и внесём полученные значения в таблицу 9.19 и 9.20

Таблица 9.19 - Расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта (вариант 1)

Показатели	Обозначение	Инвестиционный цикл, его фазы и годы
		Т0	Т1	Т2
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1 Доходы	индекс - 1,05	-	-	-	-	-	1,00	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30	1,35	1,40	1,45	1,50	1,55	1,60	1,65	1,70
	млн. руб.	Pt	-	-	-	-	171,60	180,18	188,76	197,34	205,91	214,49	223,07	231,65	240,23	248,81	257,39	265,97	274,55	283,13	291,71
2 Затраты с учётом ущерба	индекс - 1,03	-	-	-	-	-	1,00	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,21	1,24	1,27	1,30	1,33	1,36	1,39	1,42
	млн. руб.	Зt	2,24	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
3 Текущая прибыль, млн. руб	Пt	-2,24	-2,24	-2,24	-0,01	-0,01	-0,01	171,59	180,16	188,74	197,32	205,90	214,48	223,06	231,64	240,22	248,80	257,38	265,96	274,54
4 Норма дисконта	Ен	0,14	0,14	0,13	0,13	0,12	0,12	0,11	0,11	0,1	0,1	0,09	0,09	0,08	0,08	0,07	0,07	0,06	0,06	0,05
5 Дисконтированные затраты по годам, млн. руб	Зt/(1+Ен)t	1,97	1,97	1,98	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
6 Налоги, включаемые в себестоимость:
6.1 налог на добавленную стоимость (НДС)	-	-	-	-	-	-	32,87	34,42	35,98	37,54	39,09	40,65	42,21	43,77	45,32	46,88	48,44	49,99	51,55	53,11



Таблица 9.20 - Расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта (вариант 2)

Показатели	Обозначение	Инвестиционный цикл, его фазы и годы
		Т0	Т1	Т2
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1 Доходы	индекс - 1,05	-	-	-	-	-	1,00	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30	1,35	1,40	1,45	1,50	1,55	1,60	1,65	1,70
	млн. руб.	Pt	-	-	-	-	171,60	180,18	188,76	197,34	205,91	214,49	223,07	231,65	240,23	248,81	257,39	265,97	274,55	283,13	291,71
2 Затраты с учётом ущерба	индекс - 1,03	-	-	-	-	-	1,00	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,21	1,24	1,27	1,30	1,33	1,36	1,39	1,42
	млн. руб.	Зt	2,16	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
3 Текущая прибыль, млн. руб	Пt	-2,24	-2,16	-2,16	-0,01	-0,01	-0,01	171,59	180,16	188,74	197,32	205,90	214,48	223,06	231,64	240,22	248,80	257,38	265,96	274,54
4 Норма дисконта	Ен	0,14	0,14	0,13	0,13	0,12	0,12	0,11	0,11	0,1	0,1	0,09	0,09	0,08	0,08	0,07	0,07	0,06	0,06	0,05
5 Дисконтированные затраты по годам, млн. руб	Зt/(1+Ен)t	1,97	1,89	1,91	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01

По результатам расчётов составляется таблица 9.21 критериев экономической эффективности рассматриваемого варианта схемы электроснабжения.

Таблица 9.21 - Критерии экономической эффективности инвестиционных проектов по электроснабжению предприятия

Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей	Вывод объективности
	по расчёту	по нормативу
Вариант 1 -Радиальная сеть
1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб	923,60	>0	Проект менее эффективен
2 Внутренняя норма доходности, Ев.н, ед	23,33	0,09-0,14	Проект менее эффективен
3 Срок окупаемости инвестиций, год	4,06	<7	Проект менее эффективен
4 Рентабельность инвестиций, ед	1,17	0,09-0,14	Проект менее эффективен
Вариант 2 - Смешанная сеть
Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей	Вывод объективности
	по расчёту	по нормативу
1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб	938,64	>0	Проект эффективен
2 Внутренняя норма доходности, Ев.н, ед	24,61	0,09-0,14	Проект эффективен
3 Срок окупаемости инвестиций, год	4,05	<7	Проект эффективен
4 Рентабельность инвестиций, ед	1,23	0,09-0,14	Проект эффективен

Таблица 9.22 - Сводная таблица технико-экономических и натуральных показателей вариантов схем электроснабжения завода.

Показатели	Величина показателей
	вариант №1	вариант №2
1 Первоначальные инвестиции, тыс. руб	13502,37	13221,82
2 Инвестиции с учётом фактора времени, тыс. руб	44854,44	43200,79
3 Текущие эксплуатационные затраты, тыс. руб:
всего:	13055,42	12565,43
в том числе:
3.1 стоимость годовых потерь электроэнергии:	73,57	62,09
3.2 амортизационные отчисления:	3987,96	3550,85
3.3 фонд оплаты труда:	2356,23	2349,48
3.4 отчисления на социальные нужды:	706,868	704,843
3.5 материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования:	3810,80	3776,92
3.6 затраты на ремонт строительной части:	112,14	108,00
3.7 отчисления на обязательное страхование имущества:	67,282	64,801
3.8 плата за пользование краткосрочным кредитом:	445,36	442,38
3.9 общесетевые расходы:	1421,88	1432,59
3.10 прочие расходы:	73,34	73,48
4 Ущерб от перерывов в электроснабжении, тыс. руб	24,39	23,17
5 Годовые приведённые затраты, тыс. руб	13502,37	13221,82
6Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта схемы РЭС:
6.1 чистый дисконтированный доход, млн. руб:	923,60	938,64
6.2 внутренняя норма доходности инвестиций, ед:	23,33	24,61
6.3 фактический срок окупаемости инвестиций, год:	4,06	4,05
6.4 рентабельность инвестиций, ед:	1,17	1,23

На основании сравнения технико-экономических показателей наиболее выгоден вариант 2 - смешанная схема электроснабжения.

10. Расчёт токов КЗ

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

- выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при коротком замыкании.

- выбора устройств ограничения токов короткого замыкания.

- проектирования релейной защиты и ее настройки.

- проектирования и расчета защитных заземлений.

В практических расчетах токов короткого замыкания существуют следующие допущения:

- считается, что трехфазная система симметрична.

- не учитываются переходные сопротивления в точке короткого замыкания, то есть короткое замыкание считается глухим.

- принимается, что в течение всего процесса короткого замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе.

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи .

- намагничивающими токами силовых трансформаторов пренебрегают.

- не учитываются емкости всех элементов цепи.

Расчётная схема представлена на рисунке 10.1.



Рисунок 10.1 - Схема замещения сети

Сопротивление системы GS: Sн=350 МВА, х*н=0,7;

(10.1)

Для определения сопротивления питающей воздушной линии - 110 кВ, необходимо узнать её сечение. Согласно [12] Сечение F, мм² питающей линии выбираем по экономической плотности тока:

(10.2)

где - рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, А;

- экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки (согласно формуле 7.28) = 7545 ч. Из таблицы 1.3.36 [18] определяется - экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов j_э = 1,00 А/мм² .

(10.3)

где - максимальная мощность подстанции, МВА;

n - количество цепей;

- напряжение подстанции с высокой стороны, кВ.

(10.4)

(10.5)

Выбираем провод марки АС сечением 70 мм²: АС-70/11

I_{дл доп} для провода марки АС-70 составляет 265 А. (таблица 3.15 [19]).

Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

(10.6)

где - длительно допустимый ток для выбранного сечения линии,A;

- аварийный ток, A.

Аварийный ток определяется по формуле:

(10.7)

265 А 72,03А.

Условие проверки выполняется, следовательно, выбранный провод по длительно допустимому току проходит.

Многопроволочные провода напряжением 35 кВ и выше, выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме, дополнительно должны быть проверены на коронирование, поскольку на подстанции расстояние между проводами значительно меньше, чем на линии.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, E_0кр, кВ/см:

(10.8)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);

r₀ - радиус провода, см (таблица 7.35 [8]).

(10.9)

Напряженность электрического поля E около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(10.10)

где U - линейное напряжение, кВ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз = 1,26 D (D - расстояние между соседними фазами как показано на рисунке 10.2).

Рисунок 10.2 - Расположение проводов в питающей линии

(10.11)

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной по формуле. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0.9 , то есть должно выполняться условие:

(10.12)

(10.13)

(10.14)

(10.15)

Условие выполняется, следовательно, выбранный провод АС-70/11 по условию возникновения короны проходит.

После определения провода АС-70/11 необходимо найти активное и индуктивное сопротивление данной линии по формулам (10.16, 10.17):

Ом, (10.16)

Ом, (10.17)

где и ? справочные данные [19] таблица 3.8;

L ? расстояние от места присоединения до предприятия, км.

Сопротивление трансформатора ГПП ТДН-25000/110 согласно раздела 7 таблицы 7.7 принимаем: S_нт= 25000 кВА; U_k=10,5 %; ДР_кз=120 кВт:

(10.18)

(10.19)

(10.20)

(10.21)

Сопротивление кабельных линии были рассчитаны ранее и приведены в разделе 8, таблица 8.4 - расчет параметров линий и потери мощности.

10.1. Расчёт тока короткого замыкания в точке К1

Определяем величину тока I_кз в точке К1:

X_К1 = 9,08+7,99=17,07 Ом, (10.22)

R_К1 = 7,60 Ом, (10.23)

где X_К1 и R_К1 ? индуктивное и активное результирующее сопротивление схемы.

Ом, (10.24)

, (10.25)

где ? начальное значение периодической составляющей тока в точке К1 при трёхфазном коротком замыкании.

(10.26)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей определяется по формуле:

(10.27)

Определяется величина ударного коэффициента, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания T_а.

, (10.29)

где ? постоянная времени затухания апериодической составляющей.

. (10.30)

Для проверки шин и аппаратов на динамическую стойкость определяют ударный ток короткого замыкания:

, (10.31)

кА. (10.32)

Для проверки выключателей по отключающей способности находят значения периодической I_п,ф и апериодической Я_а,ф слагающей тока к.з. для момента размыкания контактов выключателя

Определим время разведения контактов выключателя:

= 0,01 + t_с.в , (10.33)

где t_с.в = 0,035 сек - собственное время отключения выключателя, принимаемое по каталожным данным.

= 0,01 + 0,035=0,045 сек . (10.34)

Найдём апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя:

(10.35)

Из формулы (9.35) получаем:

(10.36)

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

Определение теплового импульса:

(10.37)

где I_пф - значение периодической составляющей тока короткого замыкания при

t = ф; подставляем значение из формулы 10.26

ф - расчетное время;

T_a - постоянная времени цепи короткого замыкания, определяемая по формуле 10.28.

Расчетное время определяется по формуле:

t_кз = t_рз + t_в +Т_А+n?t, (10.38)

где t_рз - время срабатывания релейной защиты сек;

t_в - действительное время срабатывания выключателя, сек;

- постоянная времени цепи к.з., учитывает, что тепловое действие начинается не в момент времени t = 0, сек;

n - количество ступеней селективности;

- продолжительность ступени селективности (0,3 - 0,5 с).

Будем считать, что у нас стоят быстродействующие выключатели, и их время срабатывания меньше 0,1 сек. Примем для расчета время срабатывания выключателя равным t_в =0,1 сек.

Определение теплового импульса:

(10.39)

Расчет токов короткого замыкания и теплового импульса для остальных точек выполняется аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 10.1.