Модернизация системы энергоснабжения студенческого городка УГТУ

Diplom.docx

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА 12
1 Потребители тепла и электроэнергии 12
2 Актуальность модернизации энергоснабжения студенческого городка 13
3 Обоснование выбора темы дипломного проекта 16
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ 19
1 Выбор микротурбинной системы 19
2 Принцип работы микротурбогенератора 20
3 Конструкция турбогенератора 24
4 Силовая электроника ТЭС 25
5 Система контроля и управления ТЭС 26
6 Схема подключения МТУ при работе в автономном режиме при использовании двух установок 27
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 29
2Расчет токов короткого замыкания ТП-204 34
3Расчет токов короткого замыкания ТП-232 46
4Расчет токов короткого замыкания ТП-294 51
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 71
1 Цель и задачи экономической части дипломной работы 71
2 Капитальные затраты 72
2.1 Строительство под ключ 72
2.2 Сервисное обслуживание 73
3 Расчёт дополнительных эксплуатационных затрат 74
3.1Годовые расходы на эксплуатацию 74
3.2 Расчёт фонда заработной платы обслуживающего персонала 75
3.3 Расчёт величины страховых взносов 76
3.4 Расчёт амортизационных отчислений для внедряемого варианта 77
3.5 Всего расходы за год эксплуатации мини-ТЭС 78
4Годовая экономия при эксплуатации энергокомплекса 78
4.2 Годовые затраты на приобретение эквивалентного количества 79
4.2Годовая экономия 80
4.3 Прирост прибыли при эксплуатации мини-ТЭС 80
5 Структура себестоимости электроэнергии при ее производстве на мини-ТЭЦ 81
5.1Дополнительная удельная экономия при утилизации тепла 81
5.2 Себестоимость электроэнергии с учетом утилизации тепла 81
6 Расчет прибыли от использования научно-технических решений 82
7 Оценка коммерческой эффективности использования научно-технических решений 83
8 Коммерческая эффективность 87
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 90
1 Охрана окружающей среды и анализ концентрации выбросов 90
2 Обслуживающий персонал 91
3 Мероприятия по ТБ при эксплуатации электрооборудования 91
4 Профилактические мероприятия направленные на предупреждение пожаров в ТЭС 93
5 Ведомость противопожарного инвентаря 95
6 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ при эксплуатации электрооборудования 96
7 Заземление электроустановки 96
8 Система контроля и управления в аварийных ситуациях100
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ103
Целью дипломной работы является модернизация системы энергоснабжения объектов студенческого городка УГТУ.
В современном мире вопросы проектирования тепло- и электроисточников рационализация и систематизация технических решений в области энергоснабжения обеспечивающие высокие экономические показатели проектируемых установок приобретают повышенную значимость.
Эта значимость энергосбережения и энергоснабжения объясняется следующими факторами:
энергетической зависимостью от импорта электроэнергии и природного сырья и как следствие большими тарифами на тепловую и электрическую энергию;
экономической нестабильностью в стране и как результат промышленным застоем и низким прожиточный минимумом;
охраной окружающей среды ее важностью так как наша страна является в большей степени аграрной страной и вопросы экологии занимают одно из приоритетных мест;
устареванием и износом оборудования электростанций.
Высокие тарифы на тепловую и электрическую энергию часто заставляют потребителя переходить на автономное энергоснабжение особенно промышленного потребителя или потребителя нуждающегося в больших объемах тепла и электроэнергии.
В данном дипломном проекте рассматривается задача децентрализации системы тепло- электроснабжения комплекса зданий составляющих единый центр – студенческий городок УГТУ. Проводится анализ и расчет всех существующих видов тепло- и электроэнергии на основании которых мной выбрано необходимое оборудование для автономной подачи энергоснабжения спроектированы участки тепловой сети для подключения всех зданий к источнику теплоснабжения. В заключительной части проекта проводится экономический анализ целесообразности принятого решения рассчитываются сроки окупаемости проекта его рентабельность и эффективность.
На основании выше сказанного можно сделать вывод о том что тема дипломной работы является актуальной.
ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
1 Потребители тепла и электроэнергии
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» является некоммерческой организацией созданной для достижения образовательных научных социальных культурных и управленческих целей в целях удовлетворения духовных и иных нематериальных потребностей граждан в образовании а также в иных целях направленных на достижение общественных благ. На данный момент в имущественном комплексе университета имеется 14 общежитий которые являются жильем для представителей университета.
Наиболее эргономичные условия труда повышают эффективность образовательного процесса студенты и сотрудники нуждаются в светлых теплых достаточно просторных хорошо вентилируемых аудиториях. Основными факторами формирующими условия в помещениях являются чистота воздуха микроклимат освещение внутренний и уличный шум.
Микроклимат закрытых помещений - это тепловое состояние среды обусловленное теплоощущением человека и зависящее от температуры относительной влажности и скорости движения воздуха а также от температуры окружающих человека поверхностей.
В современных учебных заведениях применяют преимущественно системы центрального водяного отопления. В качестве нагревательных приборов используются радиаторы или бетонные панели. Теплоносителем систем центрального водяного отопления является вода с температурой до 95°С. Нагревательные приборы должны иметь гладкую поверхность допускающую легкую очистку их следует размещать у наружных стен под окнами без ограждений. Не допускается расположение нагревательных приборов возле внутренних стен они должны быть под окнами.
Приточно-вытяжная вентиляция в первую очередь необходима для лабораторий столовых спортзалов в душевых сушильных и некоторых других помещений.
Для создания всех перечисленных условий университет нуждается в энергоснабжении не только электрической энергией но и тепловой. Тепловая энергия в виде горячей воды используется для отопления горячего водоснабжения и вентиляции. Электрическая энергия в большей степени используется для освещения и работы электрического оборудования.
2 Актуальность модернизации энергоснабжения студенческого городка
В настоящее время теплоснабжение студенческого городка осуществляется из городских тепловых сетей обеспечивающих теплоснабжение потребления по второй категории. Студенческий городок запитан от трех электрических подстанций: ТП 232ТП 204 ТП 294.
Функционирование теплофикационных централизованных систем сопровождается большими тепловыми потерями (достигающими 25-30 %) при транспорте горячей воды и затратами электроэнергии на перекачку сетевой воды. Кроме того вследствие высокой повреждаемости тепловых магистралей надежность централизованных систем теплоснабжения оказывается низкой.
При всем многообразии способов производства электрической и тепловой энергии все более широкое использование индивидуальных установок показывает рост тенденции ухода от традиционной централизованной системы энергоснабжения. В этих условиях одним из важных направлений совершенствования теплофикационных систем и обеспечения максимальной экономии топлива является создание систем теплоснабжения на базе мини-ТЭС с использованием микротурбинных комплексов.
При принятии решения о строительстве собственной станции необходимо принимать во внимание преимущества микротурбинной установки а именно:
высокий КПД — до 92%;
периодическое сервисное обслуживание автономных электростанций на основе микротурбин проводится не чаще 1 раза в год (каждые 8000 часов);
ресурс микротурбинных установок до капитального ремонта — до 60 000 часов;
эластичность к нагрузкам - способность автономных электростанций на основе микротурбин работать в диапазоне нагрузки от 0 до 100% без остановок и снижения ресурса;
всего одна движущаяся часть — вал ротора и отсутствие трущихся деталей обеспечивающие высокую надежность микротурбинной установки;
уникальные воздушные подшипники микротурбин исключают необходимость использования моторного масла охлаждающей жидкости и лубрикантов;
низкий уровень шума (до 60 дБ) и вибраций;
непрерывность работы микротурбинных тепловых электростанций в автономном режиме или параллельно с централизованной сетью;
потребление широкого спектра топлива в том числе с нестабильными характеристиками состава и содержанием сероводорода до 7%. Виды потребляемого топлива: природный газ высокого или низкого давления биогаз (мусорный газ газ получающийся при очистке сточных вод анаэробный газ) попутный нефтяной газ факельный газ жидкие виды топлива (керосин дизельное топливо биодизельное топливо) сжиженный газ (метан пропан-бутановые смеси) низкокалорийные газы шахтный метан метан угольных пластов коксовые газы сингаз (синтез-газ);
интегрированная система синхронизации и защиты энергомодуля;
простая конструкция микротурбины обеспечивает быстроту и легкость монтажа подключения к топливным и электрическим коммуникациям возможность сервисного обслуживания и капитального ремонта на месте эксплуатации в течение 1 дня;
компактные размеры микротурбины надежная опорная поверхность;
удобная система дистанционного мониторинга и контроля параметров работы микротурбины через GSМ модем. Близость к потребителю и как следствие отсутствие необходимости в дорогостоящих линях электропередач и подстанциях ;
экологическая чистота.
Причины строительства мини-ТЭС:
низкие надежность и качество энергоснабжения от централизованных сетей. К сожалению аварии в сетях случаются достаточно часто местами имеет место низкое качество электроэнергии (например колебание частоты и напряжения - критично для работы современного оборудования). Бесперебойное энергоснабжение является обязательным условием работы ответственных потребителей. Собственная мини-ТЭС позволяет минимизировать эти проблемы. Автономность мини-ТЭС производящих электроэнергию и тепло на месте потребления даёт гарантию от перебоев или аварийных отключений которые неизбежны из-за изношенности электрических и тепловых сетей;
высокие тарифы на электрическую и тепловую энергию. Себестоимость энергии собственной мини-ТЭС ниже тарифов на 50-200 % что позволяет станции окупаться за период до 10 лет.
Экономическая эффективность использования мини-ТЭС:
относительно быстрый возврат инвестированного капитала;
отсутствие платы за технологическое подключение;
минимум тепловых потерь и утечек в теплотрассах;
возможность установки в помещениях действующих котельных;
отсутствие необходимости строительства ЛЭП ТЭП протяженной кабельной сети.
Высокая степень автоматизации
Короткие сроки ввода в эксплуатацию
3 Обоснование выбора темы дипломного проекта.
Основными направлениями повышения технического уровня действующего энергооборудования в энергетике являются: «модернизация с максимальным использованием резервов повышения экономичности и мощности действующего оборудования техническое перевооружение и реконструкция действующих мощностей с внедрением новой техники и современных передовых технологий» в том числе — с заменой физически изношенного и морально устаревшего оборудования. В дополнение к планируемому значительному вводу новых мощностей неизбежны работы по продлению срока эксплуатации (ресурса) оборудования в среднем по два-три % установленной мощности ежегодно. Благодаря меньшей капиталоемкости продление ресурса является альтернативой обновлению энергооборудования.
В связи с техническим перевооружением Университета целесообразно модернизировать устаревшую систему электроснабжения студенческого городка спортивного комплекса «Буревестник» Столовой №66 и прилегающих зданий.
Для произведения модернизации необходимо на основании системы энергоснабжения объектов студенческого городка УГТУ изучить план расположения электрооборудования правильно выбрать новую схему электроснабжения и произвести все необходимые расчёты.
Модернизация системы электроснабжения позволит:
увеличить надёжность стабильность системы электроснабжения обеспечить электроприёмники электроэнергией требуемого качества;
повысить безопасность и удобство эксплуатации;
расширить спектр возможностей по автоматизации системы электроснабжения студенческого городка.
Многообразие потребителей энергии и требований к виду и качеству энергообеспечения заставляет по-новому взглянуть на роль автономных энергетических агрегатов малой мощности (от десятков киловатт до нескольких мегаватт) в общей структуре энергетики.
Вместе с тем наличие большой доли оборудования уже отслужившего проектный ресурс или приближающегося к этому сроку связано с неизбежным выводом из эксплуатации части этого оборудования что приводит к определенному сокращению производства тепловой и электрической энергии. В таких условиях в ближайшей перспективе серьезное внимание следует уделить сооружению относительно дешевых автономных энергетических установок (АЭУ) малой мощности различного назначения финансирование которых возможно как из местных бюджетов так и за счет инвестиций частного капитала.
К автономным энергетическим установкам должно быть предъявлено требование комплектности и блочной поставки а следовательно необходимо создания малогабаритных турбин камер сгорания насосов и теплообменного оборудования.
В связи с реальностью поставленных задач по развитию автономной энергетики и высокой востребованностью их на рынке локальных источников электрической и тепловой энергии был выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований направленных на разработку и создание микротурбинных генераторов (МТГ).
Микротурбина - это электростанция с очень низким уровнем вредных выбросов она не требует больших расходов на эксплуатацию и обслуживание. Минимальная электрическая мощность микротурбины - несколько кВт. Микротурбины легко объединяются в кластер - единую энергетическую систему. Кластер из микротурбин позволяет вырабатывать значительную мощность - до 10 МВт. В режиме когенерации микротурбина способна успешно решать задачи теплоснабжения различных объектов: Тригенерация применительно к микротурбине дает возможность преобразовывать избытки тепловой энергии в холод производимый абсорбционными холодильными машинами. В связи с выбранной темой дипломного проекта: «Модернизация энергетического снабжения студенческого городка УГТУ» принята к расчету и разработке система энергоснабжения на основе МТГ.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
1 Выбор микротурбинной системы
По существующим нагрузкам (16 МВТ) с учетом резерва был выбран модуль «Capstone» состоящий из двух микротурбинных систем С1000 установленной электрической мощностью 1000 кВт. Параметры микротурбины сведены в таблицу 1.
Таблица 1. Параметры микротурбины
Параметры микротурбины
Электрическая мощность
КПД по электричеству
Общий КПД электростанции (с утилизацией тепла)
Диапазон рабочего напряжения
Максимальный ток в фазе
Длина х Ширина х Высота
Расход топлива при номинальной нагрузке
Выход тепловой энергии
Уровень шума на расстоянии 10 метров
Скорость вращения турбины
Срок службы до капитального ремонта
Микротурбинные системы серии С1000 были специально спроектированы компанией БПЦ Энергетические Системы для размещения оборудования в едином компактном пространстве. Их основой стал микротурбинный двигатель С200. Основное преимущество кластерной установки заключается в уникальном решении всех коммуникаций энергоблока за счет которого осуществляется внутреннее резервирование позволяющее выводитьвводить отдельные двигатели в эксплуатацию не прерывая работу всей энергосистемы. Это обеспечивает удобство и независимость обслуживания каждого модуля С200 входящего в состав системы. В результате чего достигается высокая степень надежности всего энергоблока что позволяет избежать перебоев или полного прекращения подачи электроэнергии при остановке одного или нескольких двигателей.
Модель С200 обладает рядом конструктивных особенностей благодаря которым увеличен электрический КПД до 35% и общий срок службы установки:
упорный подшипник вынесен в холодную зону;
увеличено расстояние между подшипниками вала ротора;
увеличен рекуператор.
Системы серии С1000 отличаются компактностью модульностью конструкции и масштабируемостью. Выходную электрическую мощность любой из установок семейства С1000 можно оперативно увеличить до максимального значения в 1 МВт при сохранении исходных габаритных размеров. Блочно-модульная конструкция позволяет устанавливать энергосистемы С1000 друг на друга что дает возможность оптимально разместить их на ограниченной площади.
2 Принцип работы микротурбогенератора
Принцип работы микротурбины Capstone схематично показан на рисунке2.1. Перед подачей в микротурбину внешний воздух проходит через входной воздушный фильтр малого сопротивления использующийся для очистки воздуха а также для снижения потери мощности двигателя. Отфильтрованный внешний воздух проходя через генератор охлаждает обмотки статора что позволяет отказаться от использования дополнительных устройств охлаждения генератора. Уменьшение числа компонентов двигателя ведет к упрощению конструкции сведению к минимуму риска поломки отдельной составной части и как следствие повышению надежности всей системы.
Рисунок 2.1 - Принцип работы микротурбины Capstone
Компрессор увеличивает давление воздуха откуда сжатый воздух поступает в рекуператор. Использование рекуператора повышает электрический КПД двигателя и позволяет в 2 раза снизить объем потребляемого топлива за счет использования тепловой энергии выхлопа для подогрева воздуха поступающего в камеру сгорания. Нагретый сжатый воздух поступает в камеру сгорания где смешивается с топливом и происходит возгорание смеси. Горение топливно-воздушной смеси происходит при постоянном давлении и низких рабочих температурах что приводит к снижению вредных атмосферных выбросов. Камера сгорания и колесо турбины выполнены из специальных высокотемпературных материалов что дает возможность использовать широкий диапазон топлива с различной теплотворной способностью.
Специальные антикоррозийные материалы примененные в составе системы подвода топлива к форсункам позволяют микротурбине работать на высокосернистом топливе с содержанием сероводорода (H2S) до 7%. Условно низкие температуры сгорания топлива (510–954 °С) при которых достигается минимальный уровень вредных выбросов в атмосферу являются достаточными для сжигания высокосернистого газа без нанесения вреда двигателю. Температура выхлопных газов (260–309 °С) препятствуют образованию конденсата серной кислоты и как следствие быстрому износу деталей турбины. Это также является одним из факторов увеличения ресурса до капитального ремонта.
В турбине энергия горячего газа преобразуется в работу. При входе в сопловой аппарат турбины под действием высоких температур горячие газы расширяются и их тепловая энергия преобразуется в кинетическую. Затем в роторной части турбины кинетическая энергия газов переходит в механическую энергию вращения ротора турбогенератора. Высокая частота вращения ротора (до 96 000 об.мин.) позволила добиться уменьшения габаритов турбины благодаря чему энергоустановка имеет малый вес и компактные габаритные размеры. Часть мощности турбины расходуется на работу воздушного компрессора а оставшаяся часть является полезной выходной мощностью. Газотурбинный двигатель приводит во вращение находящийся с ним на одном валу высокоскоростной генератор. Если установка оборудована системой когенерации (утилизации тепла выхлопных газов) то выхлопные газы из рекуператора проходят через теплообменник. Данный теплообменник передает тепло выхлопных газов циркулирующей воде использующейся в промышленных и коммунальных системах горячего водоснабжения обогрева помещений или для других нужд. Общий КПД турбины (электрический и тепловой) при таком режиме достигает 92% что приводит к значительной экономии топлива и снижению себестоимости вырабатываемой энергии. Благодаря применению в конструкции двигателя особого типа генератора с постоянным магнитом в роторе и электрического инвертора вместо традиционного синхронного генератора с редуктором частота вращения ротора микротурбины изменяется от 45 000 до 96 000 оборотов и при этом не связана с выходным напряжением. Отсутствие этой связи и возможность изменения частоты вращения в широком диапазоне приводит к оптимальному расходу топлива пропорциональному нагрузке. Для запуска микротурбинной установки Capstone используется блок аккумуляторных батарей который компенсирует ток нагрузки в то время как двигатель набирает обороты. За счет этого микротурбина способна выдерживать 80%-й наброс нагрузки. При единовременном сбросе нагрузки до 80% часть тока берет на себя блок аккумуляторных батарей а скорость вращения вала замедляется с помощью тормозных резисторов. Таким образом достигается абсолютная эластичность к нагрузке без увеличения износа двигателя и существенного снижения КПД энергосистемы. Это свойство особенно важно для объектов с непрерывным но неравномерным потреблением энергии таких как объекты ЖКХ и инфраструктуры городские жилые районы и коттеджные поселки. Силовая цифровая электроника управляет работой микротурбины и всех ее вспомогательных систем (см. рисунок 2.2).
Рисунок 2.2 – Функциональная схема работы микротурбины
Она преобразует переменный ток переменной частоты от генератора в постоянный ток а затем в переменный ток постоянной частоты промышленной сети — 50 Гц 380 В. Это позволяет практически мгновенно реагировать на изменение нагрузки и выдавать требуемую мощность.
3 Конструкция турбогенератора
Турбогенератор является основной и наиболее наукоёмкой частью установки.
В отличие от компаний которые для сокращения затрат на разработку используют в качестве первичного двигателя авиационные газотурбинные двигатели специалисты компании разработали турбогенератор с «чистого листа» максимально учитывая особенности эксплуатации энергетических установок в наземных условиях.
В результате чего был разработан турбогенератор который принципиально отличается от агрегатов на основе авиационных двигателей.
Рисунок 2.3 - Конструкция микротурбинного двигателя
Прежде всего это заключается:
– в простоте конструкции (значительно сокращено количество высокоточных и очень трудоёмких в изготовлении деталей узлов и агрегатов);
– в низкой степени повышения давления на выходе из компрессора;
– в применении в конструкции решений которые традиционно используются в силовых установках наземного применения таких как: гидродинамический подшипник скольжения керамические материалы рекуператор низкоэмиссионная камера сгорания;
– в более низких затратах на техническое обслуживание;
– в более высоком назначенном и межремонтном ресурсе.
Общий вид турбогенератора в разрезе показан на рисунке 2.3.
4 Силовая электроника
В состав силовой электроники входят: – система автоматического управления; – выпрямитель; – преобразователь постоянного напряжения – основной инвертор; – стартовый инвертор; – зарядное устройство Структурная схема силовой электроники показана на рисунке 2.4. Управление преобразователем и инверторами осуществляется отдельными программируемыми контроллерами. Обеспечивается устойчивая высокоэффективная работа инвертора и стабильность параметров выходного напряжения или тока.
Рисунок 2.4 - Структурная схема силовой электроники
Система автоматического управления силовой электроники также обеспечивает:
– защиту установки от обратных токов;
– контроль уровня нагрузки и других электрических параметров;
– компенсацию реактивной мощности в диапазоне 06 1;
– параллельную работу с другими установками (деление нагрузки) в автономном режиме;
– работу параллельно с сетью без ограничения количества установок.
5 Система контроля и управления ТЭС
Контроль и управление микротурбинной осуществляются микропроцессорной системой автоматического управления (см. схему на рисунке 2.5). Благодаря высокой степени автоматизации и надежной системе управления установка работает в автоматическом режиме не требуя постоянного присутствия персонала при нормальном режиме работы. В случае критической ситуации система автоматически выключает установку и запоминает причину аварийного отключения. Система управляет режимами автоматического пуска остановки контролирует параметры работы поступающие с датчиков расхода топлива температуры скорости вращения электрической нагрузки и т. д. В цифровой системе управления реализованы сложные алгоритмы которые поддерживают устойчивую работу установки и многофункциональность применения с точки зрения пользователя. В частности предусмотрена возможность автоматического запуска при падении напряжения в сети (при использовании микротурбины в качестве резервного источника электроэнергии). Система управления обеспечивает работу в автономном режиме в режиме параллельной работы с сетью для снятия пиковых нагрузок и передачи дополнительной электроэнергии в сеть.
Система управления оснащена пультом оператора для ручного управления и программирования различных режимов. Достоинством системы является функция удаленного управления через каналы связи и сети интернетинтранет в том числе управления группами установок расположенными в разных местах но работающими как единое целое. Координацию работы системы из нескольких десятков микротурбин осуществляет специальный компьютер — Advanced Power Server который по заданным алгоритмам синхронизирует работу генераторов и оптимизирует распределение нагрузки. Advanced Power Server позволяет осуществлять управление кластером содержащим до 100 микротурбин. Может быть задан последовательный параллельный или смешанный режим работы отдельных установок объединенных в кластер. Для первоначального пуска турбины каждая установка снабжена блоком аккумуляторных батарей.
Рисунок 2.5 - Схема управления микротурбины
6 Схема подключения МТУ при работе в автономном режиме при использовании двух установок
Принципиальная однопроводная электрическая схема подключения показана в Приложении 1.Для синхронизации частоты выходного напряжения и деления электрической нагрузки установки соединяются между собой с помощью двух оптико-волоконных кабелей подключаемых к платам управления инверторов. Для обеспечения питания внешних нагрузок и собственных нужд мини-ТЭС обычно используются различные шины. Шина собственных нужд подключается с помощью АВР. К первой шине подключаются внешние потребители а ко второй – собственные нужды МТУ мини–ТЭС а также потребители второй категорий. В данном случае основным источником электроснабжения являются МТУ резервным – СЭС ЦЭС. Применение АВР в данном случае очевидно. Он переводит питание собственных нужд МТУ и мини- ТЭС с резервного источника после запуска МТУ на выходную шину или наоборот с МТУ на резервный источник в случае аварийного останова МТУ.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Электрические сети напряжением 04 кВ являются наиболее
распространенными. Они применяются на всех производственных
объектах и во многом определяют надежность работы электроустановок
и предприятия в целом. Построение этих сетей определяется
технологией производства требованиями надежности электроснабжения приемников удобством и безопасностью обслуживания технико-экономическими показателями а также требованиями защиты и автоматики.
Многочисленные и разнообразные местные производственные факторы в большой степени определяют систему проводки сети 04 кВ влияют на ее конфигурацию и схему.
Широкая номенклатура современного электротехнического оборудования и проводниково-кабельной продукции определяет уровень технической оснащенности таких сетей. Внедряются новые типы защитных аппаратов способных отключать токи КЗ а также ограничивать их максимальное значение уменьшать термическое и электродинамическое действие на защищаемые сети и аппаратуру.
Требования к техническим мерам защиты регламентируются двумя основополагающими нормативными документами: правилами устройства электроустановок и комплексом стандартов ГОСТ Р 50571. Согласно этим документам безопасное и надежное функционирование электроустановок в сетях 04 кВ зависит от способа заземления нейтрали от устройства нейтрального проводника в электроустановке. Эти факторы определяют: условия безопасности работы в электрических сетях (защита от поражения электрическим током) значения перенапряжений и способы их ограничения электромагнитную совместимость в нормальном режиме работы и при коротких замыканиях пожаробезопасность (вероятность возникновения пожаров при коротких замыканиях) токи при однофазных замыканиях на землю повреждаемость и выбор оборудования бесперебойность электроснабжения потребителей проектирование и эксплуатацию сети. Выбору и принятию технических решений по реализации перечисленных позиций должен предшествовать расчет токов в нормальном режиме эксплуатации и при коротких замыканиях. Точность определения последних будет определяться принятыми допущениями учтенными сопротивлениями элементов цепи короткого замыкания режимом работы схемы.
Построение схемы сети 04 кВ определяется значениями токов короткого замыкания (выбор аппаратуры и зищит) и возможностями применяемых защитных аппаратов. В этих сетях на токи КЗ влияют сопротивления всех элементов схемы по мере удаления места повреждения от главных шин наблюдается их быстрое снижение. Из аппаратов защиты в сетях 04 кВ распространены плавкие предохранители и встроенные в автоматические выключатели максимальные токовые защиты имеющие существенный разброс. Поэтому требования защиты сети накладывают определенные ограничения на типы и характеристики применяемых защитных аппаратов длины и сечения кабелей и следовательно построение схемы сети.
Расчет выполняется с целью выбора коммутационной аппаратуры шинопроводов кабелей и другого электрооборудования а также для проверки чувствительности защит.
Определяются также значения ударного тока короткого замыкания Iуд и его тепловой импульс. Их используют для выбора аппаратуры (автоматических выключателей рубильников) шинопроводов и другого электрооборудования.
Чтобы определить расчетный ток КЗ с целью проверки электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания необходимо предварительно составить расчетную схему электроустановки.
В нее включают все элементы электроустановки влияющие на величину тока КЗ. При этом необходимо учитывать удаленность точки КЗ от какого-либо источника ЭДС.
Далее составляется схема замещения для расчета ТКЗ. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета.
После составления схемы замещения выполняется упрощение схемы до простейшего вида.
Схема и ее упрощение представлено на рисунках 3.1-3.8.
Рисунок 3.1 - Упрощение схемы замещения этап 1
Рисунок 3.2 - Упрощение схемы замещения этап 2
Рисунок 3.3 - Упрощение схемы замещения этап 3
Рисунок 3.4 - Упрощение схемы замещения этап 4
Рисунок 3.5 - Упрощение схемы замещения этап 5
Рисунок 3.6 - Упрощение схемы замещения этап 6
Рисунок 3.7 - Упрощение схемы замещения этап 7
Рисунок 3.8 - Упрощение схемы замещения этап 8
Параметры используемых кабелей сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 - Параметры используемых кабелей
2Расчет токов короткого замыкания ТП-204.
Активное погонное и индуктивное сопротивления кабельных линий электропередачи определяется по соотношениям:
Линия 1.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 35 мм2 прокладка в траншее lл = 180 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r04 = 0894· 180 = 01875 Ом;
x04 = 00637· 180 = 000993 Ом.
Линия 2.1(7.1) выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r05 = 0261 · 50 = 001305 Ом;
x05 = 00602 · 50 = 000301 Ом.
Линия 3.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 150 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r03 = 0261 · 150 = 003915 Ом;
x03 = 00602 · 150 = 000903 Ом.
Линия 4.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 25 мм2 прокладка в траншее lл = 40 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r02 = 125· 40 = 005 Ом;
x02 = 00662· 40 = 0002648 Ом.
Линия 5.1 резервная.
Линия 6.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r01 = 0261 · 50 = 001305 Ом;
x01 = 00602 · 50 = 000301 Ом.
Линия 8.1 резервная.
Линия 9.2 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r15 = 0261 · 50 = 001305 Ом;
x15 = 00602 · 50 = 000301 Ом.
Линия 10.2 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 150 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
x14 = 00602 · 150 = 000903 Ом.
Линия 11.2 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 35 мм2 прокладка в траншее lл = 180 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r13 = 0894· 180 = 016092 Ом;
x13 = 00637· 180 = 0011466 Ом.
Линия 12.2(16.2) выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r12 = 0261 · 50 = 001305 Ом;
r12 = 00602 · 50 = 000301 Ом.
Линия 13.2 резервная.
Линия 15.2 резервная.
Линия 14.2 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 35 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r11 = 0894· 180 = 00625 Ом;
x11 = 00637· 180 = 000331 Ом.
Активное сопротивления предохранителей определяется по соотношению:
Предохранитель 1.1 ПН-400 :
Предохранитель 2.1(2.7) ПН-250 :
Предохранитель 3.1 ПН-400 :
Предохранитель4.1 ПН-250 :
Предохранитель 6.1 ПН-250 :
Предохранитель 9.1 ПН-250 :
Предохранитель 10.1 ПН-250 :
Предохранитель 11.1 ПН-250 :
Предохранитель 12.1(16.1) ПН-400 :
Предохранитель 14.1 ПН-250 :
Предохранители повышают вероятность своевременного отключение тока КЗ.
2.1Расчет токов короткого замыкания шинопровода 1
Определение полного сопротивления участка сети. Полное сопротивление участка сети z является геометрической суммой активного r и индуктивного x сопротивлений. В схеме с последовательно включенными элементами при определении полного сопротивления до места КЗ необходимо отдельно определить суммарное активное сопротивление r отдельно суммарное индуктивное x а затем найти их геометрическую сумму:
В соответствии со схемой замещения и ее упрощением найдем zэкв:
Т.к. z01 и z02 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Эквивалентные активные и реактивные сопротивления цепи состоящей из двух параллельно включенных элементов определяются по выражениям:
Т.к. z03 и zэкв1 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Т.к. z04 и zэкв2 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Т.к. z05 и zэкв3 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
После нахождения эквивалентного сопротивления находим ток короткого замыкания на зажимах микротурбины:
Определим постоянную времени затухания :
При приближенном определении iуд на шинах за генератором мощностью 400 кВА и более принимают наибольшее возможное значение ударного коэффициента куд = 15
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 1 ток короткого замыкания составляет 1392А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
Iкз Imax – условие выполняется значит нагрузка не превышает допустимую.
2.2Расчет токов короткого замыкания шинопровода 2
Схема замещения составляется и сокращается аналогично первому шинопроводу.
Т.к. z11 и z12 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы составляет:
Определяем активные и реактивные сопротивления цепи:
Т.к. z13 и zэкв1 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы составляет:
Т.к. z14 и zэкв2 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы составит:
Т.к. z15 и zэкв3 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Определим постоянную времени затухания:
Принимаем наибольшее возможное значение ударного коэффициента куд = 15ю
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 2 ударный ток составляет 1476А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
3. Расчет токов короткого замыкания шинопровода 3 и 4 (ТП-232).
Активное погонное и индуктивное сопротивления кабельных линий электропередачи:
Линия 1.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 260 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r01 = 0261· 260 = 00679 Ом;
x01 = 00602 · 260 = 00157 Ом.
Линия 2.3 резервная.
Линия 7.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 95 мм2 прокладка в траншее lл = 205 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r02 = 0329 · 205 = 00674 Ом;
x02 = 00602 · 205 = 00123 Ом.
Линия 8.3 резервная.
Линия 3.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 180 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r03 = 0261 · 180 = 0047 Ом;
x03 = 00602 · 180 = 00108 Ом.
Линия 3.3.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 120 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r04 = 0261 · 120 = 00313 Ом;
x04 = 00602 · 120 = 00072 Ом.
Линия 4.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 1350 м. Марка кабеля выберем АСБ.
r05 = 0258 · 1350= 03483 Ом;
x05 = 00602 · 40 = 00813 Ом.
Линия 5.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 95 мм2 прокладка в траншее lл = 85 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r06 = 0329 · 85 = 0028 Ом;
x06 = 00602 · 85 = 00051 Ом.
Линия 6.3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 410 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r07 = 0261 · 410 = 0107 Ом;
x07 = 00602 · 410 = 00247 Ом.
Линия 16.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 410 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r11 = 0261 · 410 = 0107 Ом;
x11 = 00602 · 410 = 00247 Ом.
Линия 13.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 95 мм2 прокладка в траншее lл = 85 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r12 = 0329 · 85 = 0028 Ом;
x12 = 00602 · 85 = 00051 Ом.
Линия 10.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 180 м. Марка кабеля выберем АСБ.
r13 = 0258 · 1350= 03483 Ом;
x13 = 00602 · 1350 = 00813 Ом.
Линия 11.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 240 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r14 = 0261 · 240 = 00619 Ом;
x14 = 00602 · 240 = 00144 Ом.
Линия 11.4.1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 60 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r15 = 0261 · 60 = 00157 Ом;
x15 = 00602 · 60 = 00036 Ом.
Линия 15.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 95 мм2 прокладка в траншее lл = 205 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r16 = 0329 · 205 = 00674 Ом;
x16 = 00602 · 205 = 00123 Ом.
Линия 9.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 260 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r17 = 0261 · 260 = 00679 Ом;
r17 = 00602 · 260 = 00157 Ом.
Линия 12.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 50 мм2 прокладка в траншее lл = 267 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r18 = 0258 · 267 = 00689 Ом;
r18 = 00602 · 267 = 00161 Ом.
Линия 14.4 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 16 мм2 прокладка в траншее lл = 120 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r19 = 0258 · 120 = 0031 Ом;
r19 = 00602 · 120 = 00072 Ом.
Определяем активные сопротивления предохранителей:
Предохранитель 1.2 ПН-250 :
Предохранитель 7.2 ПН-250 :
Предохранитель 3.2 ПН-250 :
Предохранитель4.2 ПН-250 :
Предохранитель 5.2 ПН-100 :
Предохранитель 6.2 ПН-400 :
Предохранитель 16.2 ПН-400 :
Предохранитель 13.2 ПН-400 :
Предохранитель 10.2 ПН-100 :
Предохранитель 11.2 ПН-250 :
Предохранитель 15.2 ПН-250 :
Предохранитель 9.2 ПН-400 :
Предохранитель 12.2 ПН-250 :
Предохранитель 14.2 ПН-250 :
3.1 Расчет токов короткого замыкания шинопровода 3
В соответствии со схемой замещения и ее упрощением найдем zэкв.
Находим эквивалентные активные и реактивные сопротивления цепи:
Т.к. z04 и zэкв2 соединены последовательно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Т.к. z06 и zэкв4 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Т.к. z07 и zэкв5 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 3 ударный ток составляет 903А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
3.2 Расчет токов короткого замыкания шинопровода 4
Т.к. z16 и zэкв4 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы составит:
Т.к. z17 и zэкв5 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Т.к. z18 и zэкв6 соединены параллельно эквивалентное сопротивление такой схемы определяется:
Принимают наибольшее возможное значение ударного коэффициента куд = 15.
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 4 ударный ток составляет 1322 А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
iуд Imax – условие выполняется значит нагрузка не превышает допустимую.
4 Расчет токов короткого замыкания ТП-294
Линия 1.5 (2.5)выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 95 мм2 прокладка в траншее lл = 50 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r01 = 0329· 50 = 00447 Ом;
x01 = 00602 · 50 = 00032 Ом.
Линия 3.5 резервная.
Линия 4.5 резервная.
Линия 5.5 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 70 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r02 = 0261 · 70 = 00183 Ом;
x02 = 00602 · 70 = 00042 Ом.
Линия 6.5 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 70 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r03 = 0261 · 70 = 00183 Ом;
x03 = 00602 · 70 = 00042 Ом.
Линия 7.6 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 70 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r11 = 0261 · 70 = 00183 Ом;
x11 = 00602 · 70 = 00042 Ом.
Линия 8.6 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 70 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r12 = 0261 · 70 = 00183 Ом;
x12 = 00602 · 70 = 00042 Ом.
Линия 9.6 резервная.
Линия 10.6 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 25 мм2 прокладка в траншее lл = 150 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r13 = 125 · 150 = 01875 Ом;
x13 = 00662 · 150 = 00099 Ом.
Линия 11.6 (12.6) выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 120 мм2 прокладка в траншее lл = 100 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r14 = 125 · 150 = 01875 Ом;
x14 = 00662 · 150 = 00099 Ом
Линия 13.6 резервная.
Линия 14.6 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами сечение жил - 35 мм2 прокладка в траншее lл = 40 м. Марка кабеля выберем ААШВ.
r15 = 0894 · 40 = 00358 Ом;
x15 = 00637 · 40 = 00025 Ом.
Предохранитель 1.5 ПН-250 :
Предохранитель 5.5 ПН-400 :
Предохранитель 6.5 ПН-400:
Предохранитель 7.6 ПН-400 :
Предохранитель 10.6 ПН-100 :
Предохранитель 11.6 ПН-400 :
Предохранитель 14.6 ПН-100 :
4.1 Расчет токов короткого замыкания шинопровода 5
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 5 ударный ток составляет 1066 А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
4.2 Расчет токов короткого шинопровода 6
Принимаем наибольшее возможное значение ударного коэффициента куд = 15.
При расчете работы полной нагрузки на шинопроводе 6 ударный ток составляет 1421 А а максимальный допустимый ток в фазе микротурбины составляет 1550А:
Данный раздел выполняется в соответствии с рекомендациями [4].
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Цель и задачи экономической части дипломной работы
В данном дипломном проекте рассматривается задача децентрализации системы тепло-электроснабжения комплекса зданий составляющих единый центр – студенческий городок УГТУ. Проводится анализ и расчет всех существующих видов тепло- и электроэнергии на основании которых мной выбрано необходимое оборудование для автономной подачи энергоснабжения спроектированы участки тепловой сети для подключения всех зданий к источнику теплоснабжения.
В данной части проекта проводится экономический анализ целесообразности принятого решения рассчитываются сроки окупаемости проекта его рентабельность и эффективность.
2 Капитальные затраты
Таблица 4.1 - Исходные данные
Микротурбогенератор CAPSTONE С1000. с АКБ
Элекрическая мощность одной установки (Р)
Тепловая мощность одной установки (Q1)
Количество установок (n)
Тариф на электроэнергию
Тариф на подключение заявленной мощности
Тариф на тепловую энергию
Коэффициент утилизации тепла
Коэффициент загрузки
2.1 Строительство под ключ
Удельная проектная стоимость строительства определяется поставщиком энергоустановки и взята средняя стоимость строительства под ключ а именно 2500 на 1 кВт установленной мощности энергоустановки.
Курс доллара составляет 35 руб. а значит стоимость строительства (Сстр) составит 87500 руб. на 1 кВт установленной мощности энергоустановки.
Исходя из нашей потребности в 2000 кВт мощности установки (Р) стоимость строительства энергоустановки под ключ (капитальные вложения КВ) составит:
2.2 Сервисное обслуживание
Для более надежной работы энергоустановки необходимо проводить сервисное обслуживание. Сервисное обслуживание заключается в проведении регламентных работ предписанных заводом изготовителем для соответствующего типа оборудования.
Техническое обслуживание необходимо минимум один раз в год как для любого газового оборудования. Необходимость более частого обслуживания определяется в зависимости от условий эксплуатации. Между техническими обслуживаниями пользователю следует наблюдать за работой системы и в случае возникновения сомнений в правильности работы оборудования обращаться в сервисную службу.
Обязанности сервисной службы зависят от условий договора заключенного с потребителем.
Стоимость сервисного обслуживания зависит от многих факторов – тип мощность удаленность объекта от сервисной службы тип заключенного договора и т. п.
В среднем стоимость сервисного обслуживания(Ссо1) одной энергоустановки составляет 1%. Итого стоимость сервисного обслуживания (Ссо) составит:
Суммарные капитальные вложения для внедряемого варианта составляют 175000 тыс. руб. из них затраты на новое оборудование (Соб) которые впоследствии амортизируются составляют 140000 тыс. руб.
3 Расчёт дополнительных эксплуатационных затрат
Дополнительные эксплуатационные затраты связаны с внедрением и обслуживанием нового оборудования. Ежегодные затраты складываются из стоимости амортизационных отчислений оплаты труда обслуживающему персоналу страховых взносов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве расходов на содержание оборудования и т. д.
Амортизационные отчисления включают в себя затраты на восстановление основных фондов исходя из балансовой стоимости и установленных норм.
Затраты на оплату труда включают в себя затраты на оплату труда основному персоналу предприятия а также затраты на оплату труда работникам занятым в эксплуатационной деятельности и не состоящим в штате организации.
Страховые взносы определяются в процентах от затрат на оплату труда (30% в 2014 году) и ограничены величиной предельного размера базы для их начисления утверждённого в текущем периоде.
Расходы на содержание оборудования включают в себя затраты на текущее обслуживание и ремонт приобретаемого оборудования и рассчитываются в процентах от его стоимости.
К прочим расходам относят налоги сборы затраты на командировки оплату услуг связи и др.
3.1 Годовые расходы на эксплуатацию
Часовое потребление газа мини-ТЭЦ составляет:
где Рг – расход газа.
n – количество установок.
Годовое потребление газа мини-ТЭЦ
Покупка природного газа:
3.2 Расчёт фонда заработной платы обслуживающего персонала:
В соответствии со своими обязанностями обслуживающий персонал обязан: следить и обеспечивать надёжную работу установки; в соответствии с планом проводить профилактические и ремонтные работы; составлять заявки на ремонт и профилактический осмотр оборудования.
Тарифная ставка того или иного разряда определяется как произведение тарифной ставки первого разряда на тарифный коэффициент. Размеры тарифных ставок могут устанавливаться или в виде фиксированных однозначных величин или в виде «вилок» определяющих предельные (минимальные и максимальные) значения.
Величины используемых в расчёте тарифных ставок для рабочих приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Тарифные ставки рабочих
Тарифная ставка руб.
Электромонтер по ремонту электрооборудования 4-го разряда
Электромонтер по ремонту электрооборудования 5-го разряда
где = 03 - коэффициент учитывающий премии рабочим;
= 13 - районный коэффициент;
= 05 - коэффициент учитывающий северную надбавку;
- эффективный годовой фонд рабочего времени;
- часовая тарифная ставка рабочего
- списочная численность рабочих i-го разряда чел.
3.3 Расчёт величины страховых взносов
Величина страховых взносов определяется в соответствии с Федеральным законом №212-ФЗ от 24 июля 2009 года «О страховых взносах в Пенсионный фонд Российской Федерации Фонд социального страхования Российской Федерации Федеральный фонд обязательного медицинского страхования» (в редакции Федеральных законов от 25.06.2012 №94-ФЗ от 03.12.2012 №243-Ф3 от 25.12.2012 №269-ФЗ и от 02.07.2013 №175-ФЗ) и составляет в 2014 году 30%. Применяются следующие тарифы страховых взносов:
Пенсионный фонд РФ - 22%;
Фонд социального страхования РФ - 29%;
Федеральный фонд обязательного медицинского страхования - 51%.
Расчёт страховых взносов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве производится согласно страховым тарифам на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний (от 03.12.2012 №228-ФЗ от 29.02.2012 №16-ФЗ от 30.11.2011 №356-Ф3 ФЗ №331-Ф3 от 08.12.2010 ФЗ №179-ФЗ от 22.12.2005) а также классификации видов экономической деятельности по классам профессионального риска утверждённой Приказом Министерства здравоохранения и соцразвития РФ от 18.12.2006 №857.
Производство нефтепродуктов относится ко 2 классу профессионального риска. Величина страховых взносов составляет 03%. Таким образом суммарная величина страховых отчислений от фонда заработной платы составит:
Величина страховых взносов (СВ) составит:
3.4 Расчёт амортизационных отчислений для внедряемого варианта
Величина ежегодных амортизационных отчислений зависит от срока полезного использования и полной начальной стоимости.
Амортизационные отчисления (АО) рассчитываются по формуле:
где - балансовая стоимость оборудования
- норма амортизации оборудования i-го вида %.
При этом норма амортизационных отчислений представляет собой величину обратную сроку полезного использования выраженную в процентах. Срок полезного использования определяется в соответствии с «Классификацией основных средств включаемых в амортизационные группы» утверждённой Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 г. №1 (в ред. Постановлений Правительства РФ от 09.07.2003 №415 от 08.08.2003 №476 от 18.11.2006 №697 от 12.09.2008 №676 от 24.02.2009 №165 от 10.12.2010 №1011).
3.5 Всего расходы за год эксплуатации мини-ТЭЦ:
Всего расходы за год эксплуатации мини-ТЭЦ составят:
4Годовая экономия при эксплуатации энергокомплекса
Производимое количество электроэнергии в год зависит от электрической мощности установки (Р) загрузки оборудования (КЗ) и от времени работы установки (МЧ):
Производимое количество тепловой энергии в год:
где Q1 – тепловая мощность одной установки;
n – количество установок;
Кут – коэффициент утилизации тепла.
4.1 Годовые затраты на приобретение эквивалентного количества:
электрической энергии:
Годовые затраты на приобретение эквивалентного количества электрической энергии составят:
Годовые затраты на приобретение эквивалентного количества тепловой энергии составят:
Всего затраты на покупку электро- и теплоэнергии со сторорны:
Всего затраты на покупку электро- и теплоэнергии со сторорны составят:
4.2 Годовая экономия:
-при производстве собственной электроэнергии:
-дополнительная прибыль при продаже тепла на сторону:
4.3 Прирост прибыли при эксплуатации мини-ТЭЦ:
Прирост прибыли составит:
5Структура себестоимости электроэнергии при ее производстве на мини-ТЭЦ:
5.1Дополнительная удельная экономия при утилизации тепла:
Дополнительная удельная экономия составит:
5.2Себестоимость электроэнергии с учетом утилизации тепла
Рисунок 4.1 – Себестоимость электроэнергии
6 Расчет прибыли от использования научно-технических решений
Годовой прирост прибыли от внедрения мероприятия () определяется по формуле:
где - годовой экономический эффект;
- эксплуатационные затраты;
Рассчитывается налог на имущество за год (Ни) по формуле:
где - остаточная стоимость основных фондов на начало года;
- остаточная стоимость основных фондов на конец года;
- ставка налога на имущество %.
Ставка налога на имущество в республике Коми по состоянию на 01.01.2014г. составляет 22% .
Аналогично рассчитываем налог на прибыль () по годам определяется по формуле:
где - ставка налога на прибыль.
Ставка налога на прибыль по состоянию на 01.01.2014г. составляет 20%
Аналогично рассчитываем на все остальное время.
Прирост чистой прибыли () рассчитывается по формуле:
7 Оценка коммерческой эффективности использования научно-технических решений
Основными показателями коммерческой эффективности проекта являются накопленный чистый доход (ЧД) и чистый дисконтированный доход (ЧДД) проекта внутренняя норма доходности (ВНД) простой срок окупаемости (Ток) срок окупаемости с учетом дисконтирования (ТДок) индекс доходности инвестиций и индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД).
Расчет показателей ЧД и ЧДД по годам производится по формулам:
Чистый доход в -ом году определяется как:
где - чистая прибыль в -ом году;
- амортизационный отчисления в -ом году;
- инвестиции в -ом году
Приведение денежных потоков осуществляемых в t-ом году к базисному моменту времени (t0) производится путём умножения их на коэффициент дисконтирования (αt) ед:
где - норма дисконта %;
- порядковый номер базисного года;
- порядковый номер расчетного года.
Норма дисконта равна 10% тогда:
Обобщающим показателем коммерческой эффективности разработки является чистый дисконтированный доход. Показатель чистого дисконтированного дохода (ЧДД) тыс. руб. определяется как накопленный приведённый денежный поток за весь расчётный период:
Далее рассчитываем накопленный чистый дисконтированный доход (ЧДДнакоп):
Накопленный чистый дисконтированный доход за первый год составит:
Накопленный чистый дисконтированный доход за второй год составит:
Далее рассчитываем индекс доходности (ИД) по формуле:
Индекс доходности составит:
Также определяем индекс доходности с учётом дисконтирования (ИДД)по формуле:
Индекс доходности с учётом дисконтирования составит:
Далее определяем срок окупаемости:
Сроком окупаемости с учётом дисконтирования называется момент времени начиная с которого дисконтированный чистый доход исчисленный накопленным итогом становится и в дальнейшем остаётся неотрицательным. Если научно-техническое мероприятие эффективно то срок окупаемости существует.
Срок окупаемости с учётом дисконтирования (ТД0К) лет определяется на основе решения уравнения:
Срок окупаемости составит:
8 Коммерческая эффективность
В результате проведенных расчетов были получены следующие показатели коммерческой эффективности:
чистый дисконтированный доход при принятой ставке дисконта 10 % за период расчета 6 лет в ценах по состоянию на 01.01.2014 является положительным и составляет рублей;
срок окупаемости с учетом дисконтирования 5 лет;
индекс доходности 1577;
индекс доходности с учетом дисконтирования 1194.
Результаты расчета доказывают эффективность внедрения нового режима так как величина интегрального эффекта (чистого накопленного дисконтированного дохода) является положительной. Величина внутренней нормы доходности (ВНД) составляет 17 % что больше ставки дисконтирования а индекс доходности инвестиций (в том числе индекс доходности дисконтированных инвестиций) превышает 1 что также свидетельствует об эффективности разработки и внедрения данной системы.
В таблице 4.3 будет приведен расчет коммерческой эффективности.
Мини-ТЭЦ обладают замечательными особенностями: дешевизной электро- и теплоэнергии близостью к потребителю отсутствием необходимости в дорогостоящих ЛЭП и подстанциях экологической безопасностью мобильностью легкостью монтажа и многими другими факторами.
Капитальные вложения (КВ) руб.
Остаточная стоимость (ОС) на н.г. руб.
Остаточная стоимость (ОС) на к.г. руб.
Прибыль от внедрения руб.
Налог на имущество руб
Ставка налога на прибыль %
Налог на прибыль руб.
Амортизационные отчисления руб.
Чистый доход (ЧД) руб.
Таблица 4.3 - Расчет коммерческой эффективности
Продолжение таблицы 4.3
Коэффициент дисконтирования ед.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) руб.
Накопленный чистый дисконтированный доход руб.
Дисконтированный КВ руб.
Индекс доходности инвестиций (ИД) ед.
Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) ед.
Срок окупаемости с учетом дисконта
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Охрана окружающей среды и анализ концентрации выбросов
Микротурбинная система Capstone С1000 обеспечивает потребителей самой экологически чистой электроэнергией.
По данным Агентства по охране окружающей среды ЕРА введение в эксплуатацию одного микротурбинного комплекса Capstone С1000 приводит к сокращению выбросов СO равносильному удалению с шоссе 700 легковых автомобилей или посадке 300 гектаров сосновых и еловых лесов.
Предельно-допустимая концентрация NOx максимально разовая. мгм3:
- максимально разовая ПДКмр - 0085;
- среднесуточная ПДКсс - 004;
- класс опасности - 2;
Предельно-допустимая концентрация СО максимально разовая. мгм3:
- максимально разовая ПДКмр - 100;
- среднесуточная ПДКсс - 20;
- класс опасности - 4;
Предельно-допустимая концентрация бензапирена максимально разовая. мгм3:
- максимально разовая ПДКмр – 015·10-6;
- среднесуточная ПДКсс – 01·10-6;
- класс опасности - 1;
Выброс бензапирена - 0 49·10-7 мг
Поток выхлопных газов 67 кгс
В частности установка работает без вибраций не излучая большого шума в окружающее пространство даже без применения специальных шумопоглощающих кожухов. Тщательные рабочие испытания и опыт эксплуатации турбины показали надежную работу топливной системы и камеры сгорания которая пригодна для работы на разных видах топлива: природный шахтный сжиженный попутный газы причем с весьма высоким содержанием сероводорода биогаз а так же жидкое дизельное топливо и керосин. Низкие требования к качеству топлива (загрязненности примесями) сочетаются с отличными характеристики по выбросам вредных продуктов сгорания которые были продемонстрированы в ходе специальных испытаний и подтверждены соответствующими сертификатами официальных органов по охране окружающей среды. Уровень их столь низок что устанавливает новые экологические стандарты для малых электростанций.
2 Обслуживающий персонал
Контроль работы микротурбин на объектах возлагается на одного-двух прошедших обучение специалистов имеющих не менее третьей группы допуска по электробезопасности которые при этом могут совмещать обязанности электрика или главного энергетика. Микротурбинная электростанция работает в полностью автоматическом режиме и не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала. Непрерывную работу энергоцентра обычно обеспечивают две смены специалистов во главе с начальником смены который подчиняется главному энергетику или главному инженеру.
3 Мероприятия по ТБ при эксплуатации электрооборудования
Эксплуатация электрооборудования подстанции включает в себя оперативное обслуживание и осмотр действующего электрооборудования.
Оперативное обслуживание электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры распределительных устройств подстанций коммутационных аппаратов силовых и измерительных трансформаторов приборов защиты автоматики контроля и учета электроэнергии а также оперативные переключения обеспечивающие бесперебойное питание электроприемников.
Оперативное обслуживание электроустановок может осуществляться как одним лицом так и бригадой из двух и более человек.
При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В старший в смене или одиночный дежурный должен иметь квалификационную группу не ниже IV а в электроустановках напряжением до 1000 В – не ниже III.
При осмотре установки напряжением выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры распределительных устройств. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером. В случае необходимости работнику с квалификационной группой не ниже IV разрешается для осмотра вход в камеру при условии что в проходах расстояние от пола до нижних фланцев изоляторов аппаратов трансформаторов не менее 2 м а до не огражденных токоведущих частей – не менее чем 275 м. при напряжении до 35 кВ. Присутствие второго лица необходимо для наблюдения за действиями человека вошедшего в камеру РУ предупреждения его об опасном приближении к токоведущим частям а так же для оказания ему при необходимости первой помощи.
При обнаружении во время осмотра случайного замыкания какой-либо токоведущей части на землю запрещается до отключения поврежденного участка приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4-5 метров в закрытых РУ во избежание поражения шаговым напряжением.
Если окажется необходимым приблизиться к месту замыкания то необходимо использовать защитные средства (диэлектрические боты или галоши).
Самостоятельное обслуживание электроустановок напряжение до 1000 В разрешается рабочим-электрикам имеющим квалификационную группу не ниже III.
Дежурному электрику разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы щитков пусковых устройств и т.п. соблюдая при этом особую осторожность.
Смена сгоревших вставок предохранителей должна выполняться при снятом напряжении. Но при невозможности снятия напряжения смену плавких вставок пробочных или трубчатых предохранителей допускается производить под напряжением при отключенной нагрузке.
В процессе эксплуатации электроустановок необходимо периодически производить их плановый ремонт испытание изоляции электрических машин аппаратов кабелей сетей внутреннего электроснабжения а также наладку электроприводов релейной защиты и т.п. Кроме того возможны небольшие по объему работы по предупреждению и ликвидации аварий и мелких неполадок.
Согласно требованиям правил техники безопасности работы производимые в действующих электроустановках в отношении принятых мер безопасности разделяются на 4 категории:
работы выполняемые при полном снятии напряжения;
работы выполняемые при частичном снятии напряжения;
работы выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей находящихся под напряжением;
работы выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением.
До начала ремонтных или наладочных работ необходимо выполнить технические и организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работающих.
4 Профилактические мероприятия направленные на предупреждение пожаров в ТЭС
Основными причинами возникновения пожаров в электроустановках являются нарушения инструкций и Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей а именно недопустимые опасные перегревы обмоток и магнитопроводов вследствие длительных перегрузок которые могут привести к загоранию изоляции; перегрузки проводов и кабелей длительная работа сетей в режиме КЗ вследствие несрабатывания защиты; перегрев контактов в соединении проводов и присоединениях их к зажимам электроприемников.
Учитывая факторы пожарной опасности электроустановок ПУЭ и ПТЭ рекомендуют допустимые температуры нагрева частей электрических машин и аппаратов проводников и контактов масла в маслонаполненных аппаратах и других частей электрооборудования. Поэтому в процессе эксплуатации электроустановок необходимо контролировать температуру нагрева электрических машин аппаратов токоведущих проводов и контактов.
Оборудование ТЭС размещается в огнестойком помещении. Для предупреждения распространения пожара с одного здания на другое а также для возможного подъезда пожарных машин предусмотрены подъездные пути с твердым обоснованием а так же устроены противопожарные разрывы. При этом обращено особое внимание на правильное размещение оборудования с точки зрения предотвращения пожара или взрыва при эксплуатации.
Помещение где имеются горючие вещества и топливо имеет устройство противопожарного назначения. К таким устройствам относятся противопожарные преграды устройство защитных зон обваловок и водяных завес. Для ликвидации пожаров предусмотрена система автоматического пожаротушения и сигнальные устройства.
Основными профилактическими мероприятиями направленными на предупреждение пожаров является строгое соблюдение правил хранения и обращения с горючими и смазочными материалами. Не разрешается хранение горючих материалов в открытой таре в производственных помещениях на лестничных клетках и свободных площадках.
К масляной системе предъявляются особые требования пожаробезопасности. Для обеспечения прочности маслопроводы сваривают только дипломированные сварщики дуговой сваркой а не газовой. Качество сварных швов тщательно контролируется просвечиванием гамма-лучами. Масляную систему и баки очищают от шлама и загрязнений паром под давлением четыре-шесть кгссм2. Масляные баки разрешается ремонтировать только после их очистки. При этом должны соблюдаться правила техники безопасности при работе в резервуарах. Запрещена промывка масляных баков легковоспламеняющимися жидкостями. После окончания ремонтных сварочных работ маслопроводы испытывают повышенным давлением равным 125 рабочего но не менее 18—20 кгссм2.
Обслуживающий персонал обязан вести постоянное наблюдение за исправностью и техническим состоянием оборудования содержанием в чистоте всего помещения наличием свободных проходов и т. п.
Большое значение имеет система планово-предупредительного ремонта обеспечивающая ряд организационных и технических мероприятий по уходу надзору обслуживанию и ремонту оборудования зданий и сооружений.
Исправное и работоспособное оборудование обеспечивает выполнение производственного плана и безопасные условия труда.
Обслуживающий персонал должен уметь проводить профилактическую работу направленную на предупреждение пожаров и поддержание санитарно-гигиенических условий труда.
5 Ведомость противопожарного инвентаря
Ведомость противопожарного инвентаря представлена в таблице 5.1.
Таблица 5.1- Ведомость противопожарного инвентаря
Наименование средства пожаротушения
Углекислотный огнетушитель ручной
Ящик с песком вместимостью 05 м3 и лопата
Войлок кошма или асбест (1×12×15 2×2м2)
6 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ при эксплуатации электрооборудования
Таблица 5.2 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ
Наименование средства защиты
Наименьшее допустимое количество
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)
Переносное заземление
Временные ограждения (щиты)
Переносные плакаты и знаки безопасности
Шланговый противогаз
Указатель напряжения
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические галоши
Диэлектрический ковер
7 Заземление электроустановки
Расчет заземления производится для того чтобы определить сопротивление сооружаемого контура заземления при эксплуатации его размеры и форму. Как известно контур заземления состоит из вертикальных заземлителей горизонтальных заземлителей и заземляющего проводника. Вертикальные заземлители вбиваются в почву на определенную глубину.
Горизонтальные заземлители соединяют между собой вертикальные заземлители. Заземляющий проводник соединяет контур заземления непосредственно с электрощитом.
Размеры и количество этих заземлителей расстояние между ними удельное сопротивление грунта – все эти параметры напрямую зависят на сопротивление заземления.
Требуется рассчитать контурный заземлитель ТЭС со следующими данными: наибольший ток через заземление при замыканиях на землю 1500А; грунт в месте сооружения подстанции - суглинок; климатическая зона 1.
Согласно ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства 4 Ома.
Определяется необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественных заземлителей включенных параллельно из выражений
Сопротивление искусственного заземлителя составит:
Рекомендуемое для предварительных расчетов удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя (суглинка) составляет 100 Ом м. Повышающие коэффициенты К для горизонтальных протяженных электродов при глубине заложения 08 м равны 45 и соответственно 18 для вертикальных стержневых электродов длиной 2 - 3 м при глубине заложения их вершины 05 - 08 м.Расчетные удельные сопротивления: для горизонтальных электродов расч.г = 45х100 = 450 Ом м; для вертикальных электродов расч.в = 18х200 = 360 Ом м.
Определяется сопротивление растеканию одного вертикального электрода - уголка № 50 длиной 25 м при погружении ниже уровня земли на 07 м по формуле:
t =07 + 252 = 195 м.
Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования Ки(вз) = 06:
Определяется сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полосы 40х4 мм2) приваренных к верхним концам уголков. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре Ки(гз) при числе уголков примерно 24 и отношении al = 2 равен 024.
Сопротивление растеканию полосы по периметру контура (l = 42 м рисунок 13) по формуле равно:
Рисунок 5.1 Схема заземляющего контура БКЭС
Уточненное сопротивление вертикальных электродов
Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использования Ки(вз)= 052 принятом при n = 24 и al = 2
Окончательно принимается 26 уголков.
8 Система контроля и управления в аварийных ситуациях
Контроль и управление микротурбинной осуществляются микропроцессорной системой автоматического управления (см. схему на рисунке 2.5). Благодаря высокой степени автоматизации и надежной системе управления установка работает в автоматическом режиме не требуя постоянного присутствия персонала при нормальном режиме работы. В случае критической ситуации система автоматически выключает установку и запоминает причину аварийного отключения.
Система управляет режимами автоматического пуска остановки контролирует параметры работы поступающие с датчиков расхода топлива температуры скорости вращения электрической нагрузки и т. д. В цифровой системе управления реализованы сложные алгоритмы которые поддерживают устойчивую работу установки и многофункциональность применения с точки зрения пользователя. В частности предусмотрена возможность автоматического запуска при падении напряжения в сети (при использовании микротурбины в качестве резервного источника электроэнергии).
Система управления обеспечивает работу в автономном режиме в режиме параллельной работы с сетью для снятия пиковых нагрузок и передачи дополнительной электроэнергии в сеть.
Система управления оснащена пультом оператора для ручного управления и программирования различных режимов. Достоинством системы является функция удаленного управления через каналы связи и сети нтернетинтранет в том числе управления группами установок расположенными в разных местах но работающими как единое целое. Координацию работы системы из нескольких десятков микротурбин осуществляет специальный компьютер — Advanced Power Server который по заданным алгоритмам синхронизирует работу генераторов и оптимизирует распределение нагрузки.
Advanced Power Server позволяет осуществлять управление кластером содержащим до 100 микротурбин. Может быть задан последовательный параллельный или смешанный режим работы отдельных установок объединенных в кластер.
Для первоначального пуска турбины каждая установка снабжена блоком аккумуляторных батарей.
Принципиальная однопроводная электрическая схема подключения показана в Приложении 1.Для синхронизации частоты выходного напряжения и деления электрической нагрузки установки соединяются между собой с помощью двух оптико-волоконных кабелей подключаемых к платам управления инверторов. Для обеспечения питания внешних нагрузок и собственных нужд мини-ТЭС обычно используются различные шины. Шина собственных нужд подключается с помощью АВР. К первой шине подключаются внешние потребители а ко второй – собственные нужды МТУ мини–ТЭС а также потребители второй категорий. В данном случае основным источником электроснабжения являются МТУ резервным – СЭС ЦЭС. Применение АВР в данном случае очевидно. Он переводит питание собственных нужд МТУ и мини- ТЭС с резервного источника после запуска МТУ на выходную шину или наоборот с МТУ на резервный источник в случае аварийного останова МТУ
В современном мире вопросы проектирования тепло- и электроисточников рационализация и систематизация технических решений в области энергоснабжения обеспечивающие высокие экономические показатели проектируемых установок на сегодняшний день приобрели повышенную значимость.
В данном дипломном проекте рассмотрена задача децентрализации системы тепло- электроснабжения комплекса зданий составляющих единый центр – студенческий городок УГТУ. Проводен анализ и расчет всех существующих видов тепло- и электроэнергии на основании которых выбрано необходимое оборудование для автономной подачи энергоснабжения спроектированы участки электрической сети для подключения всех зданий к источнику электроснабжения.
Проведена проверка выбранного и уже установленного оборудования на устойчивость к токам короткого замыкания проведен анализ выбросов микротурбинной установки а также ее заземление.
В заключительной части проекта проводится экономический анализ целесообразности принятого решения рассчитываются сроки окупаемости проекта его рентабельность и эффективность.
В результаты расчета доказывается эффективность разработки и внедрения данной системы. В целом предполагаемые мероприятия по модернизации оборудования позволят значительно повысить бесперебойность энергоснабжения а следовательно и повысить эффективность образовательного процесса.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Коновалова Л. Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок [Текст]: учеб. Л. Л. Коновалова Л .Д. Рожкова – М.: Энергоатомиздат 1989. – 528 с.
Сибикин Ю. Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий [Текст]: учеб. Ю. Д. Сибикин – М.: Издательский центр «Академия» 2006. – 368 с.
Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: учеб. Б.Ю. Липкин – М.: Высшая школа 1990. – 363 с.
Правила устройства электроустановок [Текст]: - 7-е изм. – М.: Издательство НЦ ЭНАС 2003.
Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий [Текст]: учеб. А. А. Федоров Л. Е. Старкова – М.: Энергоатомиздат 1987. – 368 с.
Князевский Б. А. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: учеб. Б.А. Князевский Б.Ю. Липкин – М.: Издательский центр «Высшая школа» 1969. – 610 с.
Павловская А. В. Организация и планирование электроснабжения технологических комплексов и промышленных установок в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: учеб. пособие А.В. Павловская. – Ухта: УИИ 1995. – 94.
Узлов О. В. Выпускная квалификационная работа дипломированного специалиста направления 140600 «Электротехника электромеханика и электротехнологии» [Текст]: учеб. пособие О.В. Узлов З.Х. Ягубов. – Ухта: УГТУ 2009. – 84 с.
Шоль Н. Р. Дипломное и курсовое проектирование. Оформление презентация [Текст]: учебно-метод. пособие Н. Р. Шоль А. В. Сальников Л. Ф. Тетенькина. – 2-е изд. доп. и перераб. – Ухта : УГТУ 2012. – 59 с.
Кабышев А. В. Электроснабжение объектов. Ч. 2. Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 1000 В [Текст]: учеб. Пособие А.В. Кабышев. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета 2009 - 168с.
Хавроничев С. В. Расчет токов коротких замыканий и проверка электрооборудования: учеб. пособие С. В. Хаврони-чев И. Ю. Рыбкина. – Волгоград: ИУНЛ ВолгГТУ 2012. – 56 с.
Мазурина Е. В. Оценка экономической эффективности научно-технических решений в сфере электроснабжения и автоматики промышленных установок и технологических комплексов [Текст] : метод. указания Е. В. Мазурина. – Ухта : УГТУ 2014. – 83 с.

Chertezh2.dwg

Летняя баскетбольная площадка
Спорткомплекс БУРЕВЕСТНИК
Трансформаторная 232
Трансформаторная 204
Трансформаторная 294
Проектируемая Микротурбинная установка №1
Проектируемая Микротурбинная установка №2
Наименование здания или помещения
План расположения зданий и сооружений студенческого городка УГТУ
ДП-02069562-140604-003-14
Однолинейная схема электроснабжения студенческого городка УГТУ. Схема 1.
Однолинейная схема электроснабжения
Структурная схема силовой электроники микротурбинной установки
Схема заземляющего контура
д. 50 пр. Космонавтов
д. 5225 пр. Космонавтов
н.о. Частных гаражей
Заземляющие и нулевые защитные проводники присоединяют сваркой к транспортной раме с обоих концов. При установке нескольких блоков
стыки транспортных рам должны быть сварены. 2. В системе с глухозаземленной нейтралью - нулевую шину присоединить к заземлителю. 3. Один из опорных швеллеров каждого блока присоединяют сваркой не менее
чем в двух местах к установочному швеллеру
который используется в качестве заземляющего проводника.
Однолинейная схема электроснабжения студенческого городка УГТУ. Схема 2.
Однолинейная схема электроснабжения студенческого городка УГТУ. Схема 3.
Газотурбинный Двигатель
Шестифазный выпрямитель
DCDC преобразователь постоянного напряжения
Контроллер DCDC преобразователя постоянного напряжения
Контроллер инвертора
p-3w стартовый инвертор
В Аккумуляторная батарея
Стальная полоса 40х4 мм
Капитальные вложения
Остаточная стоимость на к.г.
Влияние на балансовую стоимость
Остаточная стоимость на н.г.
Влияние налога на имущество
Прибыль от внедрения
Ставка налога на прибыль
Влияние на амортизационные отчисления
Накопленный чистый доход
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Накопленный чистый дисконтированный доход
Индекс доходности инвестиций
Внутренняя норма доходности
Таблица расчета показателей коммерческой эффективности проекта
Дополнительные капитальные вложения
Показатели абсолютной экономической эффективности проекта
Годовой прирост прибыли от внедрения научно-технического решения
Индекс доходности эффективности