| Меню |
- Главная
- Юридпсихология
- Этика эстетика
- Электротехника
- Эктеория
- Физика
- Управление персоналом
- Уголовный процесс
- Уголовное право
- Схемотехника
- Стратегический менеджмент
- САПР
- Ресторанно-гостиничный бизнес бытовое обслуживан
- Реклама и PR
- Режущий инструмент
- Неопределено
- Метрология
- Матметоды в эк-ке
- Исторические личности
- Искусство и культура
- Информатика
- Иностранные языки
- Гражданское процессуальное право
- Гражданское право
- Государственное регулирование и налогообложение
- Сонник
- Карта сайта
| Поиск |
 Реконструкция электроснабжения г. Барнаула | |||||||||||
ремонтно-эксплуатационное обслуживание, - монтаж и наладка оборудования, - комплексная механизация и автоматизация производственных процессов, - рациональное использование энергоресурсов. Производительность труда и затраты производства зависят непосредственно от характера разделения труда внутри энергохозяйства и его производственной структуры, которая должна быть динамичной и изменяться в соответствии с развитием предприятия. Единое руководство необходимое для нормального функционирования предприятия с большим количеством разнообразных энергоустановок осуществляется главным энергетиком и возглавляемым им отделом главного энергетика (ОГЭ), а непосредственно на местах руководством цехов. ОГЭ работает в тесном взаимодействии с отделами капитального строительства, главного механика, технолога и т.д. Главный энергетик, непосредственно руководящий ОГЭ, осуществляет также техническое и методологическое руководство службами цеховых энергетиков, надзор за эксплуатацией оборудования и использованием на предприятии энергоресурсов. При этом он руководствуется действующим законодательством, приказами, указаниями министерства энергетики, ПТБ, ПУЭ и т.п. Обычно главный энергетик назначает двух заместителей, которые осуществляют техническое и оперативное руководство. В данной работе ставится целью провести приближённый экономический расчёт системы электроснабжения завода на напряжении выше 1000 В. 9.2 Определение капитальных вложенийКапитальные затраты в систему электроснабжения имеют следующие составные элементы [17]: (9.1) где KЛЭП – капиталовложения на сооружение линий электропередач (воздушных или кабельных), ККТП – капиталовложения на установку трансформаторных подстанций, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики (ОРУ, ЗРУ, КРУН), КВА – капиталовложения на установку высоковольтной аппаратуры. Таблица 9.1 - Расчет капиталовложений по проекту | |||||||||||
|
Элемент системы |
Кол-во единиц |
Стоимость элементов, тыс. рублей |
|
||||||||
|
|
|
Оборудование |
Монтаж |
Строительство |
Полная |
|
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|||||
|
Силовой тр-р ТДН- 10000/110 |
2 |
2000 |
400 |
1000 |
6800 |
|
|||||
|
Выключатель ВМТ-110Б |
3 |
650 |
130 |
325 |
3315 |
|
|||||
|
Трансформатор тока (110 кВ) |
15 |
100 |
20 |
50 |
2550 |
|
|||||
|
Тр-р напряжения (110 кВ) |
6 |
1000 |
200 |
500 |
10200 |
||||||
|
Разрядник (РВС-20) |
4 |
105 |
21 |
53 |
714 |
||||||
|
Разрядник (РВМГ- 110) |
6 |
210 |
42 |
105 |
2142 |
||||||
|
Ячейка КРУ (с ТСН) |
2 |
180 |
36 |
90 |
612 |
||||||
|
Ячейка КРУ (с ВМПП) |
16 |
23 |
5 |
12 |
640 |
||||||
|
Ячейка КРУ (с НАМИ) |
2 |
37 |
7 |
19 |
126 |
||||||
|
КТП- 10/0,4 (2-400) |
1 |
184 |
21 |
52 |
177 |
||||||
|
КТП- 10/0,4 (1-630) |
14 |
104 |
42 |
104 |
2829 |
||||||
|
КТП- 10/0,4 (2-630) |
1 |
208 |
24 |
60 |
204 |
||||||
|
КТП- 10/0,4 (2- 1000) |
3 |
240 |
48 |
120 |
5712 |
||||||
|
КТП- 10/0,4 (2- 1600) |
3 |
280 |
56 |
140 |
476 |
||||||
|
КЛ ААШв (в км) 50 70 120 240
|
4,7 5,2 0,7 2,5 |
160 220 285 480 |
229 |
573 |
5602 |
||||||
|
Итого: |
- |
- |
- |
- |
38342 |
||||||
9.3 Определение годовых эксплуатационных издержек
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
, (9.2)
где ИА - ежегодные амортизационные отчисления капитальных затрат,
, (9.3)
где рАi – норма амортизационных отчислений для i-х элементов системы электроснабжения (рА.ГПП=9,4%, рА.КТП=10,4%, рА.КРУ=6,3%, рА.КЛЭП=2,4%),
Кi – капиталовложения на сооружение i-х элементов системы электроснабжения (таблица 9.1):
;
ИЭР - издержки на текущую эксплуатацию и ремонт сетей и электрооборудования,
, (9.4) где рЭРi – норма отчислений на эксплуатацию и ремонт для i-х элементов системы электроснабжения (рЭР.ГПП = 3%, рЭР.КТП = 4%, рЭР.КРУ = 2%, рЭР.КЛЭП = 1,5%):
;
СЭ - стоимость потерь электроэнергии в сетях и оборудовании:
, (9.5)
где ∆W - потери электроэнергии:
, (9.6)
где ∆WТ – потери в трансформаторах ГПП:
, (9.7)
где ∆РХХ – активные потери холостого хода (∆РХХ=18 кВт),
Т – время работы приемника (Т = 8760 ч.),
∆РКЗ – активные потери короткого замыкания (∆РКЗ=85 кВт),
t – время максимальных потерь (t=3000ч),
∆WС – потери энергии в распределительных сетях:
, (9.8)
где рС - потери в электрических распределительных сетях (рС=6%: 4% - в сетях 10 кВ, 2% - в сетях 0,4 кВ),
Wгод – годовое потребление электроэнергии:
, (9.9) где РР – расчётная мощность предприятия (РР=29108 кВт),
;
∆WС.Н. – расход электроэненргии на собственные нужды:
, (9.10) где РС.Н. – мощность потребителей собственных нужд подстанции (РС.Н.=345 кВт),
- удельная стоимость потерь электроэнергии (при ТМ =5000 ч., t=3000ч. удельная стоимость потерь составляет = 0,19 руб./кВт·ч)
.
Таблица 9.2 - Расчёт ежегодных отчислений
Элементы
Ра, %
Фа, тыс.руб.
Рэр, %
Фэр, тыс.руб.
ГПП 110/бкВ
9,4
2418
3
846,6
ЦТП 10/0,4 кВ
10,4
602,2
4
310,1
КРУ 10кВ
6,3
86,2
2
39,2
КЛЭП 10кВ
2,4
134,5
1,5
8,2
Итого:
-
3120,5
-
1204,1
Наверх