3.1 Охрана труда на предприятии
Охрана труда подразумевает обеспечение надлежащего уровня безопасности для здоровья и жизни персонала предприятия, сведение к минимуму рисков и вредного влияния на здоровье опасных и вредных факторов производственного процесса.
Нейтрализация вредных примесей в воздухе обеспечивается приточно-вытяжной вентиляцией, управляемой современными транзисторными частотными преобразователями и программируемыми реле, что обеспечивает ее эффективность, комфорт пользования и максимальный КПД. Очистка удаляемого загрязненного воздуха обеспечивается двухступенчатыми тканево-угольными фильтрами и очистными центробежными циклонами.
Шумовиброизоляция обеспечивается изолирующими кожухами со звукопоглощающим покрытием, резиновыми и силиконовыми прокладками, пружинами и демпферами.
Защита от нежелательного теплового воздействия обеспечивается вакуумными экранами из полированного алюминия.
Защита от ЭМИ обеспечивается защитными кожухами и установкой оборудования в удаленных местах.
Важная роль в минимизации влияния вредных и опасных для здоровья факторов отводится ограничению времени их воздействия (вводятся ограничения по допустимому времени проведения работ и т.д.).
Важнейшую роль в обеспечении охраны труда играет использование средств индивидуальной защиты (СИЗ).
Особенно важной мерой по обеспечению охраны труда является качественное обеспечение электробезопасности (ввиду особой опасности и повышенной статистической вероятности получения производственной травмы ввиду поражения электрическим током).
Основные меры по предупреждению электротравм:
- Изоляция токоведущих частей;
- Использование напряжения до 42 В;
- Использование защитного заземления и зануления;
- Использование системы выравнивания потенциалов;
- Использование УЗО;
- Использование защитных блокировок и автоматических отключений оборудования;
- Использование предупреждающих и запрещающих плакатов;
- Использование СИЗ;
- Использование защитных спецсредств (диэлектрических ковриков, изолирующих штанг и т.д.);
- Регулярные инструктажи и обучения по ТБ и охране труда, с последующей проверкой знаний.
В данном пункте рассмотрено обеспечение охраны труда на предприятии. Отдельно более подробно рассмотрено обеспечение электробезопасности.
3.2 Расчет заземляющего устройства цеховых ТП
Намечаю расположение вертикальных электродов по контуру. Максимально допустимое сопротивление со стороны 0,4 кВ Rз=4 Ом, согласно ПУЭ [18].
Удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезонности определяется по формуле:
(3.1)
где 
– удельное сопротивление грунта (известняк), 2000 Ом 
м;
– коэффициент сезонности.
Для вертикальных электродов:
Для горизонтальных электродов:
Используем контурное заземление.
Характеристики заземляющего устройства сведены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Характеристики заземляющего устройства
| Параметры вертикального электрода (сталь угловая) | Параметры горизонтального электрода (сталь полосовая) | Расположение вертикальных электродов | |
| Длина l, м | Размер b, мм | Сечение полосы, мм2 | |
| 50х5 | верхний конец ниже уровня земли на 0,8 м |
Сопротивление растеканию для одного вертикального заземлителя:
(3.2)
где 
– длина вертикального электрода, м;
– диаметр (для угловой стали приведенный диаметр) вертикального электрода, м;
– расстояние от поверхности до центра электрода, м.
Приведенный диаметр вертикального электрода 
(м) из угловой стали определяется по формуле:
(3.3)
где 
– ширина уголка, м.
Рассчитываем сопротивление растеканию для одного вертикального заземлителя.
Расчетное число вертикальных электродов определяется по формуле:
(3.4)
где 
– требуемое сопротивление контура заземления, Ом.
Полученное число округляем до ближайшего большего значения n=16 шт. Длина горизонтальной полосы определяется по формуле:
(3.5)
где 
– расстояние между вертикальными электродами, м;
– количество вертикальных электродов, шт.
(3.6)
где 
– периметр здания, м.
Периметр здания ТП:
Расстояние между вертикальными электродами:
Длина горизонтальной полосы:
Определяем сопротивление растеканию горизонтального заземлителя 
(Ом) по формуле:
(3.7)
где 
– длина горизонтального электрода, м;
– диаметр (для полосовой стали расчетный диаметр) электрода, м;
– расстояние от поверхности до центра электрода, м.
Расчетный диаметр горизонтального заземлителя (м) из стальной полосы 50 5 мм определяется по формуле:
(3.8)
где 
– ширина полосы, м.
Рассчитываем сопротивление растеканию для горизонтального заземлителя.
Рассчитаем эквивалентное сопротивление группового заземлителя:
(3.9)
где 
– коэффициент использования вертикальных электродов;
– коэффициент использования горизонтальных электродов.
Для 16 вертикальных электродов, при контурном заземлении, коэффициент использования электродов: 
; 
[13].
Схема контура заземления ТП 10/0,4 кВ показана в Приложении А.
В данном пункте проведен расчет заземляющего устройства ТП 10/0,4 кВ. В итоге контур заземления состоит из 16 вертикальных электродов длиной
3 м из угловой стали 50х50 мм, расстояние между вертикальными электродами
2,04 м; верхний конец ниже уровня земли; на глубине 0,8 м вертикальные электроды соединены горизонтальной стальной полосой 50х5 мм.
Эквивалентное сопротивление контура заземления меньше допустимого согласно ПУЭ значения 4 Ом, т.е. удовлетворяет требованиям.
3.3 Расчет заземляющего устройства ГПП
Исходя из проведенных ранее расчетов, на ГПП приняты к установке два трансформатора ТДН-10000/110, режим работы нейтрали на стороне
110 кВ – эффективно заземленная [15]. На стороне 110 кВ – максимально допустимое сопротивление контура заземления, согласно ПУЭ: Rз=0,5 Ом [18]. Используем контурное заземление.
Характеристики заземляющего устройства сведены в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Характеристики заземляющего устройства
| Параметры вертикального электрода (сталь угловая) | Параметры горизонтального электрода (сталь полосовая) | Расположение вертикальных электродов | |
| Длина l, м | Размер b, мм | Сечение полосы, мм2 | |
| 3,5 | 50х5 | верхний конец ниже уровня земли на 0,8 м |
Сопротивление растеканию для одного вертикального заземлителя:
(3.10)
где 
– длина вертикального электрода, м;
– приведенный диаметр вертикального электрода, м;
– расстояние от поверхности до центра электрода, м.
Приведенный диаметр вертикального электрода из угловой стали:
(3.11)
где 
– ширина уголка, м.
Расстояние от поверхности до центра вертикального электрода:
Сопротивление растеканию для одного вертикального заземлителя, по формуле (3.10):
Расчетное число вертикальных электродов определяется по формуле (3.4):
Полученное число округляем до ближайшего большего значения n=44 шт. Периметр территории ГПП:
Расстояние между вертикальными электродами, по формуле (3.6):
Длина горизонтальной полосы определяется по формуле (3.5):
Определяем сопротивление растеканию горизонтального заземлителя 
(Ом) по формуле (3.7):
Для 44 вертикальных электродов, при контурном заземлении, коэффициент использования электродов: 
; 
[13].
Рассчитаем эквивалентное сопротивление группового заземлителя по формуле (3.9):
В данном пункте проведен расчет заземляющего устройства ГПП. В итоге контур заземления состоит из 44 вертикальных электродов длиной 3,5 м из угловой стали 50х50 мм, расстояние между вертикальными электродами 3,64 м; верхний конец ниже уровня земли; на глубине 0,8 м вертикальные электроды соединены горизонтальной стальной полосой 50х5 мм.
Эквивалентное сопротивление контура заземления меньше допустимого согласно ПУЭ значения 0,5 Ом, т.е. удовлетворяет требованиям.
3.4 Молниезащита ТП
В данном случае используются ТП серии 2КТПН-ПК в металлическом корпусе и с металлической кровлей. Согласно руководству по эксплуатации, данный тип КТПН не требует дополнительных мер по молниезащите ввиду полностью металлического корпуса, с оединенного с контуром заземления.
3.5 Расчёт молниезащиты ГПП
Рассчитаем защитную зону двух двойных стержневых молниеотводов высотой h=22 м при расстоянии между молниеотводами а=27,5 м. Защищаемое сооружение: главная понизительная подстанция (ГПП) имеет максимальную высоту оборудования hx=10 м и габариты 35х45 м.
Зона защиты для одного молниеотвода определяется по формуле:
(3.12)
где 
– активная высота молниеотвода, м;
– коэффициент, учитывающий высоту молниеотвода;
- высота точки на границе защищаемой зоны, м.
Активная высота молниеотвода определяется по формуле:
(3.13)
Коэффициент, учитывающий высоту молниеотвода, определяется по формуле:
(3.14)
Зона защиты для одного молниеотвода, по формуле (3.12):
Определяем соотношения, необходимые для определения поправочного коэффициента для расчета наименьшей ширины защитной зоны для двух молниеотводов:
Значения наименьшей ширины зоны защиты bх двух стержневых молниеотводов показаны на рисунке 3.1 [16].
Рисунок 3.1 – Значения наименьшей ширины зоны защиты bх
двух стержневых молниеотводов: а) для a/ha=0…7; б) для a/ha=5…7
Соотношение hx/h=0,45. Кривая 0,45h на рисунке 3.1а пересекается с ординатой, восстановленной из точки 2,29 абсциссы, на уровне bx/2ha=0,89. Теперь находим наименьшую ширину защитной зоны bх на высоте hx:
(3.15)
План молниезащиты ГПП с учетом полученных данных показан на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Молниезащита ГПП
В данном пункте проведен расчет молниезащиты ГПП с помощью двух двойных стержневых молниеотводов высотой h=22 м при расстоянии между молниеотводами а=27,5 м. Зона молниезащиты покрывает всю территорию ГПП.
3.6 Защита окружающей среды
Охрана окружающей среды имеет большое значение в работе промышленных предприятий.
Система электроснабжения также должна проектироваться, эксплуатироваться и ремонтироваться с условиями причинения наименьшего ущерба окружающей среде [22].
Электрооборудование должно по возможности, при прочих равных условиях, выбираться так, чтобы минимизировать ущерб окружающей среде (экологичные и долговечные материалы, герметичное необслуживаемое электрооборудование, увеличенный срок ТО и ремонта электрооборудования и т.д.).
В данном случае для проектирования электроснабжения предприятия используется оборудование и технические решения соответствующие ГОСТ Р 54906-2012 по экологически ориентированному проектированию.
Основные источники электромагнитного излучения по возможности экранируются металлическими экранами для минимизации воздействия на живые организмы.
Значительную экологическую опасность при эксплуатации и ремонте электрооборудования представляет трансформаторное масло. Для предотвращения загрязнения им окружающей среды устанавливаются специальные маслоприемники, маслоотводы и маслосборники. Также это увеличивает и пожарную безопасность.
В целом, охрана окружающей среды на предприятии в соответствии с действующими нормативными документами обеспечивает достаточный уровень экологической безопасности.
В данном пункте рассмотрены вопросы защиты окружающей среды. Экологичность проекта обеспечивается применением современного электрооборудования, наиболее энергоэффективных решений, надлежащим контролем при организации процесса монтажа системы электроснабжения.
4. Технико-экономический расчет
Расчет сметной стоимости системы электроснабжения сведем
в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Значения к расчету сметной стоимости системы электроснабжения
| Наименование оборудования | кол-во, шт (км) | Стоимость ед., тыс. руб. | ∑ стоимость, тыс. руб. |
| ТДН-10000/110 | 12200,000 | ||
| ТМГ12-100/10 | 87,03 | 174,060 | |
| ОПН-110/88/10/450 | 32,67 | 392,040 | |
| ОПН-10/10,5-10/400 | 0,89 | 58,740 | |
| ВВБ-110-2000 | 511,23 | 1022,460 | |
| УК 56-10,5-775 | 250,2 | 500,400 | |
| ТФНД-110-100/5-0,5 | 114,36 | 1372,320 | |
| ТПЛК-10-600/5-0,5 | 68,95 | 1241,100 | |
| ТПЛК-10-30...200/5-0,5 | 32,11 | 3467,880 | |
| НАМИ-10-200 | 42,33 | 253,980 | |
| ВВ/TEL-10-20/630 | 198,2 | 594,600 | |
| РНДЗ-110/1000 | 80,57 | 805,700 | |
| КРУ K-XXVI ВВ/TEL-10/630 | 16900,000 | ||
| 2КТПН-ПК 1600-10/0,4 | 725,1 | 725,100 | |
| 2КТПН-ПК 1000-10/0,4 | 580,1 | 580,100 | |
| 2КТПН-ПК 630-10/0,4 | 464,1 | 1856,400 | |
| 2КТПН-ПК 400-10/0,4 | 371,3 | 1856,500 | |
| 2КТПН-ПК 250-10/0,4 | 297,000 | ||
| 2КТПН-ПК 160-10/0,4 | 237,6 | 237,600 | |
| ПК-10 | 1,07 | 12,840 | |
| Сириус-Т | 322,56 | 645,120 | |
| Сириус-2-Л | 37,5 | 750,000 | |
| АПвП-3х95/10 | 2,227 | 695,1 | 1547,988 |
| АПвП-3х50/10 | 0,864 | 406,2 | 350,957 |
| АПвП-3х35/10 | 0,354 | 311,3 | 110,200 |
| АПвП-3х25/10 | 1,586 | 246,8 | 391,425 |
| АПвП-3х16/10 | 1,234 | 195,7 | 241,494 |
| АС-70/11 | 73,3 | 1759,200 | |
| Итого стоимость оборудования | 50345,203 | ||
| Стоимость тары и упаковки (6% от стоимости оборудования) | 3020,712 | ||
| Транспортные расходы (5% от стоимости оборудования) | 2517,260 | ||
| Складские расходы (0,5% от стоимости оборудования) | 251,726 | ||
| Стоимость монтажных работ (20 % от стоимости оборудования) | 10069,041 | ||
| Итого сметная стоимость строительно-монтажных работ | 10069,041 | ||
| Стоимость оборудования + сметная стоимость строительно-монтажных работ | 60414,244 | ||
| Сметная прибыль 20% | 20138,081 | ||
| ВСЕГО по смете | 86342,024 |
Амортизационные отчисления рассчитываются согласно нормам отчислений [14]. Расчёты представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Значения к расчёту амортизационных отчислений
| Элементы схемы электроснабжения | Стоимость группы осн. фондов, тыс.р. | Норма отчислений, % | Амортизационные отчисления, тыс. р. | |
| Силовое электротехническое оборудование | 76401,226 | 5348,086 | ||
| КЛ 10 кВ | 6923,769 | 484,664 | ||
| ВЛ-110 кВ | 3017,028 | 211,192 | ||
| Итого: | 86342,024 | 6043,942 |
Явочный состав эксплуатационных рабочих:
(4.1)
где Σ 
– сумма у.е. обслуживания оборудования, у.е.;
– число смен на предприятии, шт;
– количество у.е. на одного рабочего, 
= 900 у.е./чел [8].
Расчёт суммы у.е. обслуживания сведен в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 – Значения к расчёту суммы условных единиц обслуживания
| Наименование оборудования | кол-во | объём обслуживания ед., у.е. | суммарный объём, у.е. |
| ТДН-10000/110 | |||
| ТМГ12-100/10 | 4,4 | 8,8 | |
| ОПН-110/88/10/450 | 2,3 | 27,6 | |
| ОПН-10/10,5-10/400 | 2,3 | 151,8 | |
| ВВБ-110-2000 | 8,4 | 16,8 | |
| УК 56-10,5-775 | 10,8 | 21,6 | |
| ТФНД-110-100/5-0,5 | 1,7 | 20,4 | |
| ТПЛК-10-600/5-0,5 | |||
| ТПЛК-10-30...200/5-0,5 | |||
| НАМИ-10-200 | |||
| ВВ/TEL-10-20/630 | 6,7 | 20,1 | |
| ТДН-10000/110 |
Окончание таблицы 4.3
| Наименование оборудования | кол-во | объём обслуживания ед., у.е. | суммарный объём, у.е. |
| РНДЗ-110/1000 | 2,4 | ||
| КРУ K-XXVI ВВ/TEL-10/630 | 12,2 | 317,2 | |
| 2КТПН-ПК 1600-10/0,4 | |||
| 2КТПН-ПК 1000-10/0,4 | |||
| 2КТПН-ПК 630-10/0,4 | |||
| 2КТПН-ПК 400-10/0,4 | |||
| 2КТПН-ПК 250-10/0,4 | |||
| 2КТПН-ПК 160-10/0,4 | |||
| ПК-10 | 0,5 | ||
| Сириус-Т | 9,8 | 19,6 | |
| Сириус-2-Л | |||
| АПвП-3х95/10 | 2,227 | 53,448 | |
| АПвП-3х50/10 | 0,864 | 15,552 | |
| АПвП-3х35/10 | 0,354 | 4,956 | |
| АПвП-3х25/10 | 1,586 | 17,446 | |
| АПвП-3х16/10 | 1,234 | 9,872 | |
| АС-70/11 | 1,5 | 36,000 | |
| Сумма | 1924,174 |
Явочный состав эксплуатационных рабочих, по формуле (4.1):
Списочный состав эксплуатационных рабочих:
(4.2)
где 
– коэффициент использования рабочего времени.
(4.3)
где 
– полезный фонд рабочего времени в году, дней;
– номинальный фонд рабочего времени в году, дней.
Явочный состав ремонтных рабочих:
(4.4)
где 
– суммарная трудоемкость ремонта, чел⸱ч/год;
– номинальный фонд рабочего времени, 
=1992 час/год [8].
Суммарная трудоёмкость ремонта определяется как:
(4.5)
где 
– количество единиц оборудования, ед;
– норма трудоемкости капитального ремонта, чел/ч;
– продолжительность капитального ремонта, ч;
– норма трудоемкости текущего ремонта, чел/ч;
– продолжительность текущего ремонта, ч.
В таблице 4.4 представлен расчет трудоёмкости ремонта оборудования.
Таблица 4.4 – Значения к расчёту трудоёмкости ремонта оборудования
| Наименование оборудования | Кол-во, ед. | Трудоемкость текущ. ремонта, чел/ч | Трудоемкость капит. ремонта, чел/ч | Итого, чел/ч | ||||
| Единицы | Всего | Среднегод | Единицы | Всего | Среднегод | |||
| ТДН-10000/110 | 56,7 | 283,3 | 340,0 | |||||
| ТМГ12-100/10 | 4,7 | 10,5 | 15,2 | |||||
| ОПН-110/88/10/450 | 1,5 | 1,5 | 7,0 | 8,5 | ||||
| ОПН-10/10,5-10/400 | 5,5 | 22,0 | 27,5 | |||||
| ВВБ-110-2000 | 4,7 | 13,3 | 18,0 | |||||
| УК 56-10,5-775 | 7,3 | 17,5 | 24,8 | |||||
| ТФНД-110-100/5-0,5 | 7,8 | 93,6 | 7,8 | 40,0 | 47,8 | |||
| ТПЛК-10-600/5-0,5 | 3,5 | 5,3 | 37,5 | 42,8 | ||||
| ТПЛК-10-30...200/5-0,5 | 3,5 | 31,5 | 225,0 | 256,5 | ||||
| НАМИ-10-200 | 3,5 | 12,5 | 16,0 | |||||
| ВВ/TEL-10-20/630 | 1,8 | 6,3 | 8,0 | |||||
| РНДЗ-110/1000 | 5,7 | 4,8 | 14,2 | 11,8 | 16,6 | |||
| КРУ K-XXVI ВВ/TEL-10/630 | 205,8 | 416,0 | 621,8 | |||||
| 2КТПН-ПК 1600-10/0,4 | 36,7 | 137,5 | 174,2 | |||||
| 2КТПН-ПК 1000-10/0,4 | 30,0 | 110,0 | 140,0 | |||||
| 2КТПН-ПК 630-10/0,4 | 80,0 | 316,7 | 396,7 | |||||
| 2КТПН-ПК 400-10/0,4 | 62,5 | 316,7 | 379,2 | |||||
| 2КТПН-ПК 250-10/0,4 | 10,0 | 50,0 | 60,0 | |||||
| 2КТПН-ПК 160-10/0,4 | 6,7 | 35,0 | 41,7 | |||||
| ПК-10 | 0,8 | 9,6 | 0,8 | 2,2 | 26,4 | 2,2 | 3,0 | |
| Сириус-Т | 10,8 | 21,6 | 1,8 | 24,0 | 25,8 | |||
| Сириус-2-Л | 4,6 | 7,7 | 42,6 | 71,0 | 78,7 | |||
| АПвП-3х95/10 | 2,227 | 60,129 | 5,0 | 233,84 | 19,5 | 24,5 | ||
| АПвП-3х50/10 | 0,864 | 19,872 | 1,7 | 77,76 | 6,5 | 8,1 | ||
| АПвП-3х35/10 | 0,354 | 7,434 | 0,6 | 26,55 | 2,2 | 2,8 | ||
| АПвП-3х25/10 | 1,586 | 28,548 | 2,4 | 98,332 | 8,2 | 10,6 | ||
| АПвП-3х16/10 | 1,234 | 19,744 | 1,6 | 61,7 | 5,1 | 6,8 | ||
| АС-70/11 | 100,0 | 420,0 | 520,0 | |||||
| Итого | 688,1 | 2627,3 | 3315,4 |
Явочный состав ремонтных рабочих, по формуле (4.4):
Списочный состав ремонтных рабочих:
(4.6)
Общая численность персонала подсчитывается как сумма численности эксплуатационного и ремонтного персонала.
Тарифный фонд заработной платы:
- для эксплуатационных рабочих
-
(4.7)
где 
– часовая тарифная ставка эксплуатационных рабочих, принимается равной 105,71 руб/час [8];
– номинальный полезный фонд рабочего времени в году, час;
– коэффициент использования рабочего времени, принимается равным 0,82 [8].
- для ремонтных рабочих
(4.8)
где 
– часовая тарифная ставка ремонтных рабочих, принимается равной 67,5 руб/час [8].
Расчет зарплаты произведу в таблице 4.5.
Таблица 4.5 – К расчёту зарплаты персонала
| Элементы фонда з/п | Заработная плата, тыс.р | |
| Экспл. рабочих | Рем.. рабочих | |
| Фонд оплаты по тарифу, за год. | 854,097 | 671,374 |
| доплата за районный коэффициент 20% | 170,819 | 134,275 |
| доплата за непрерывный стаж работы 30% | 256,229 | 201,412 |
| Итого фонд оплаты по тарифу, за год. | 1281,146 | 1007,060 |
| Доплаты до часового фонда заработной платы. | ||
| а) премия (75%) | 960,859 | 755,295 |
| б) оплата праздничных дней (1,5%) | 15,11 | |
| в) оплата за работу в ночное время (40%) | 512,458 | |
| Итого часовой фонд зарплаты | 2754,463 | 1762,356 |
| Доплаты до дневного фонда заработной платы | ||
| а) доплаты за работу в праздники | 15,11 | |
| Итого дневной фонд зарплаты. | 2754,463 | 1762,356 |
| Доплаты до годового фонда заработной платы | ||
| а) оплаты отпусков (12,8%) | 352,571 | 225,582 |
| б)оплата дней выполнения гос. обязанностей(0,48%) | 13,221 | 8,459 |
| Всего фонд годовой зарплаты | 3120,256 | 1996,397 |
| Среднегодовая заработная плата, тыс. руб/год | 520,043 | 665,466 |
| Среднемесячная заработная плата, тыс. руб/мес | 43,337 | 55,455 |
Составляется смета годовых эксплуатационных расходов, результаты представлены в таблице 4.6
Таблица 4.6 – Смета годовых эксплуатационных расходов
| № | Статьи затрат | Затраты, тыс.руб. | Процент к итогу | |
| Зарплата экспл. рабочих | 3120,256 | 20,24 | ||
| Начисление на зарплату | 948,558 | 6,15 | ||
| (30.4% от фонда з/п экспл.раб) | ||||
| Экспл. материалы | 468,038 | 3,04 | ||
| (15% от фонда з/п экспл. раб.) | ||||
| Зарплата рем. рабочих | 1996,397 | 12,95 | ||
| Начисление на зарплату | 602,912 | 3,91 | ||
| (30.2% от фонда з/п рем.раб) | ||||
| Материалы на ремонт | 698,739 | 4,53 | ||
| (35% от фонда оплаты по тарифу рем. раб.) | ||||
| Амортизационные отчисления | 6043,942 | 39,21 | ||
| Прочие затраты | 1534,996 | 9,96 | ||
| (30% от фонда з/п экспл.и рем. раб) | ||||
| Итого | 15413,836 |
Стоимость покупной электроэнергии определяется по тарифу для энергосистемы, обслуживающей предприятие:
(4.9)
где 
– ставка платы за электроэнергию, руб/кВт∙ч;
– количество потребленной электроэнергии, кВт∙ч.
Суммарные потери электроэнергии:
, (4.10)
где 
– потери э/э в ВЛ, питающей ГПП, тыс.кВт⸱ч;
– потери э/э в трансформаторах ГПП, тыс.кВт⸱ч;
– потери э/э в цеховых КЛ, тыс.кВт⸱ч;
– потери э/э в трансформаторах цеховых ТП, тыс.кВт⸱ч.
Ставка платы за каждый кВт⸱ч электроэнергии: 
=4,06 руб/кВт⸱ч [8].
Потреблённая электроэнергия рассчитывается по формуле:
(4.11)
где 
– годовой максимум нагрузки, кВт⸱ч;
– число часов максимума нагрузки, ч.
Себестоимость 1 кВт⸱ч рассчитывается по формуле:
(4.12)
где П – плата за э/э, руб;
И − годовые эксплуатационные расходы, руб;
− количество полезнопереданной электроэнергии, кВт⸱ч.
(4.13)
Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии проведем в таблице 4.7.
Таблица 4.7 – Значения к расчету себестоимости потребляемой электроэнергии
| Показатели и статьи расходов | Ед. изм. | Величина |
| Количество э/э, полученной из энергосистемы в год | тыс. кВт⸱ч. | 33508,6 |
| Годовой максимум нагрузки | кВт | 9573,88 |
| Коэффициент мощности | - | 0,873 |
| Тариф платы за э/э | руб/кВт⸱ч | 4,06 |
| Плата за э/э | тыс.руб/год | 136044,83 |
| Итого плата за полученную э/э с учётом НДС(18%) | тыс.руб/год | 160532,905 |
| Годовые экспл. расходы на обслуживание схемы | тыс.руб | 15413,836 |
| Всего годовых затрат | тыс.руб | 151458,671 |
| Потери э/э в сетях | МВт⸱ч. | 1097,265 |
| Количество э/э, полезно переданной | МВт⸱ч. | |
| Себестоимость 1 кВт⸱ч полезнопотребляемой э/э | руб/кВт⸱ч | 4,67 |
Итоговые технико-экономические показатели (ТЭП) электроснабжения представлены в таблице 4.8.
Таблица 4.8 – Технико-экономические показатели электроснабжения
| № | Показатели | Ед. изм. | Величина |
| Присоединенная мощность | кВА | 10965,73 | |
| Максимум нагрузки | кВт | 9573,88 | |
| Годовое потребление э/э | МВт⸱ч. | 30157,722 | |
| Потери энергии в распределительной сети | МВт⸱ч. | 1097,265 | |
| КПД распределительной сети | % | 96,36 | |
| Коэффициент мощности | - | 0,873 | |
| Капитальные вложения в схему | тыс.руб. | 86342,024 | |
| Численность рабочих, обслуживающих схему | чел | ||
| Себестоимость потребляемой э/э, в том числе: | руб/кВт⸱ч | 4,67 | |
| а) плата за 1кВт⸱ч | руб/кВт⸱ч | 4,060 | |
| б) себестоимость распределения | руб/кВт⸱ч | 0,61 | |
| Удельные капитальные вложения на 1 кВА присоединенной мощности | тыс. руб/кВА | 7,9 | |
| Удельная численность рабочих, обслуживающих схему | чел/МВА | 0,821 | |
| Фондовооруженность | тыс.руб/чел | 9593,6 |
В данном пункте проведен расчет итоговых технико-экономических показателей системы электроснабжения. Итоговые капитальные вложения в проект составили 86,342 млн. руб. Отчисления на амортизацию составили 6,043 млн.руб./год. Годовые эксплуатационные расходы составили 15,413 млн.руб./год.
Заключение
Разработанная система электроснабжения предприятия имеет следующую структуру. ГПП предприятия получает питание от ЛЭП 110 кВ по двухцепной ВЛ длиной 12 км напряжением 110 кВ, выполненной проводом АС-70/11. На ГПП установлены два силовых трансформатора ТДН-10000/110. В состав ГПП входит ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ. Питание цеховых КТПН осуществляется по кабельным линиям 10 кВ, проложенным в траншеях, марка кабеля АПвП. Питание маломощных потребителей осуществляется установкой там РП-0,4кВ, подключенного к ближайшей цеховой ТП по КЛ-0,4 кВ, марка кабелей АПвБбШп. Для цеховых КТПН выбраны энергоэффективные силовые трансформаторы марки ТМГ12.
Расчетные нагрузки электроприемников определены по методу коэффициента использования. Расчетная нагрузка в целом по предприятию составила 10965,73 кВА.
Согласно полученным нагрузкам потребителей рассчитана схемы внешнего