Строительство электрической подстанции "Южная"

600 А

110 кВ

40 ВА

163 А

110 кВ

29,8 ВА

ТВТ - 110 - I - 600/5

I_раб ? I_н

U_с ? U_н

S_2ном ? S_2р

400 А

110 кВ

40 ВА

163 А

110 кВ

29,8 ВА

ТОЛ - 10 - 1500/5

I_раб ? I_н

U_с ? U_н

S_2ном ? S_2р

1500А

10 кВ

10 ВА

895 А

10 кВ

8,9 ВА

ТОЛ - 10 - 300/5

I_раб ? I_н

U_с ? U_н

S_2ном ? S_2р

300 А

10 кВ

10 ВА

22 А

10 кВ

8,9 ВА

4.9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения.

Трансформаторы напряжения для питания измерительных приборов и реле выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключённых приборов.

Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки осуществляется по формуле (4.1).

Проверка по классу точности осуществляется по следующей формуле:

S_2ном ? S_2р (4.22)

где S_2ном - номинальная вторичная нагрузка в классе точности, ВА;

S_2р - расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТН, ВА.

Для установки на подстанции на 10 кВ принимаем трансформатор НТМИ - 10 - 66 У1 с мощностью вторичной обмотки 120 ВА в классе точности 0,5.

Мощность приборов подключаемых к ТН составляет 2,5 ВА (один Э377). Произведем проверку ТН.

Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки:

U_с ? U_ном

10 ? 10 (кВ).

Проверка по классу точности:

S_2ном ? S_2р

120 > 2,5 (ВА).

5. Релейная защита и автоматика

В процессе работы системы электроснабжения могут возникать повреждения отдельных её элементов и ненормальные режимы.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливают релейную защиту (РЗ), которая представляет собой совокупность автоматических устройств, обеспечивающих отключение повреждённой части сети или электроустановки.

К устройствам РЗ предъявляются следующие требования: высокая надёжность, селективность, то есть отключение только повреждённого участка, быстродействие, высокая чувствительность, простота, наличие сигнализации о повреждениях.

5.1 Источники оперативного тока

Ток, питающий цепи дистанционного управления коммутационной аппаратуры, цепи релейной защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, называется оперативным. Следовательно, род оперативного тока определяется РЗ, автоматикой, приводами применяемых выключателей и другими устройствами.

При КЗ и ненормальных режимах работы сети напряжение источника оперативного тока и его мощность должны иметь достаточные значения для надёжного отключения и включения соответствующих выключателей и для срабатывания вспомогательных реле защиты и автоматики. Следует учитывать и тот факт, что существующая аппаратура защиты и управления на постоянном оперативном токе является более совершенной, чем такая же аппаратура на переменном токе.

Вследствие наличия на подстанции большого количества коммутационной аппаратуры следует использовать постоянный оперативный ток.

В качестве источников оперативного тока используются шкафы управления оперативным током (ШУОТ) серии ШУОТ-2403 разработанные и выпускаемые Оренбургским АО «Инвестор».

5.2 Защита и автоматика трансформаторов 16 МВА

На трансформаторах 16 МВА предусматриваются следующие устройства защиты и автоматики:

Продольная дифференциальная токовая защита от повреждений внутри бака трансформатора и на выводах, выполненная на реле ДЗТ - 11;

Газовая защита трансформатора и устройства РПН от повреждений внутри кожуха трансформатора и от понижения уровня масла;

Максимальная токовая защита трансформатора на стороне 110 кВ, с пуском минимального напряжения, действующая на выходные реле защиты трансформатора. Пуск минимального напряжения выполняется от ТН - 10 кВ, установленных на секциях шин 10 кВ;

Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения на вводах 10 кВ трансформатора, действующая с первой выдержкой времени на отключение выключателей ввода, со второй - на выходные реле защиты трансформатора;

Максимальная токовая защита от перегрузки на вводах 10 кВ трансформатора с действием на сигнал;

Устройство автоматического повторного включения однократного действия на выключателях 10 кВ вводов трансформаторов;

Для восстановления питания потребителей 10 кВ при устойчивом КЗ на питающих ВЛ 110 кВ на каждой секции шин 10 кВ ПС 110 кВ «Южная» предусматривается защита минимального напряжения, включенная на ТН шин 10 кВ и действующая на отключение ввода 10 кВ.

5.3 Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ

На секционных выключателях 10 кВ типа ВВ/ТЕ 0 - 20/630 (100, 1600) УХЛ1 в соответствии с заводской схемой ячейки К-63 предусмотрены:

Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ;

Устройство АВР. Пуск АВР осуществляется при отключении выключателя ввода трансформатора от выходных реле защиты трансформатора и от защиты минимального напряжения.

5.4 Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек

На трансформаторах предусматривается фазная токовая отсечка и максимальная токовая защита от междуфазных КЗ.

На трансформаторах собственных нужд, кроме того, предусматривается защита от замыканий на землю в сети 0,4 кВ с действием на отключение выключателя 10 кВ ТСН.

5.5 Защита и автоматика линий 10 кВ

На каждой линии 10 кВ предусматриваются следующие устройства, размещенные в ячейке КРУ типа К-63:

Максимальная токовая отсечка;

Максимальная токовая защита с выдержкой времени;

Автоматическое повторное включение однократного действия;

Предусматривается подключение к каждой линии группового устройства селективной сигнализации замыканий на землю типа УСЗ - ЗМ;

Предусматривается отключение части линий 10 кВ от устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и последующее автоматическое повторное включение при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Общая схема релейной защиты и автоматики линий 10 кВ приведена в приложении 3.

5.5.1 Максимальная токовая защита

Построим схему на реле РТ - 40. По условиям селективности максимальная токовая защита (МТЗ) должна действовать при условии:

(5.1)

где I_сз - ток срабатывания защиты;

I_{р max} - максимально возможный ток нагрузки, I_{р max} = 300 А;

k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле, для защит с реле РТ - 40 k_отс = 1,2;

k_з - коэффициент запуска, учитывающий самозапуск двигателей, для смешанной нагрузки k_з = 2;

k_в - коэффициент возврата, для защит с реле РТ - 40 k_в = 0,8.

После выбора тока срабатывания производится проверка чувствительности защиты. Для основных защит:

(5.2)

где I_{к min} - минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого участка, взят из «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска» I_к³ = 444А.

Далее определяется ток срабатывания реле:

(5.3)

где n_тт - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - коэффициент схемы, характеризующий схему включения реле.

Проводим выбор тока срабатывания МТЗ на одной из отходящих от ПС линий. Примем, что линии идут к ТП 400 кВА:

Принимаем ток уставки I_сз = 70 А. Выдержка времени защиты t_в = 1 с.

Расчетное двухфазное КЗ на шинах 0,4 кВ ТП:

Т.е. защита по чувствительности нас удовлетворяет.

Определяем ток срабатывания реле:

Выбираем к установке реле РТ - 40 / 2.

5.5.2 Максимальная токовая отсечка

Выбираем защиту второй ступени, т.е. токовую отсечку.

Токовая отсечка (ТО) представляет собой разновидность МТЗ, обеспечивающей быстрое отключение поврежденного участка. Селективность ТО достигается за счет ограничения зоны их действия. Для этого ток срабатывания отсечки I_со выбирается больше максимально возможного тока КЗ в начале смежного участка электрической сети (I_к.max):

I_со = k_н * I_к.max. (5.4)

Это является основным условием выбора тока срабатывания отсечки.

Здесь k_н - коэффициент надежности, учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле, для защит с реле РТ - 40 k_н = 1,2;

Чувствительность отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности:

(5.5)

где I_{к min} - минимальный ток КЗ в начале защищаемого участка.

Построим схему на реле РТ - 40.

I_со = 1,2 * 444 = 533 (А).

Принимаем ток уставки I_со = 540 А.

В качестве расчетного примем двухфазное КЗ на шинах 10 кВ ПС «Южная»:

Т.е. защита по чувствительности нас удовлетворяет.

Определяем ток срабатывания реле:

Выбираем к установке реле РТ - 40 / 20.

5.5.3 Автоматическое повторное включение

Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу [7].

Устройства АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени t_АПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АВР электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем t_АПВ=1с.

5.5.4 Защита от замыканий на землю

Однофазные замыкания на землю имеют место в сетях с изолированной нейтралью (6 - 35 кВ) и составляют 70 - 80 % всех повреждений линий. Токи замыкания не превышают 20 - 30 А, поэтому замыкания на землю не являются короткими замыканиями. Согласно ПУЭ такой режим допускается в течение 2 ч, чтобы выявить поврежденный элемент и перевести потребителей на другой источник питания.

Устройство селективной сигнализации замыканий на землю выполняется с помощью трансформаторов тока нулевой последовательности. Магнитопровод такого трансформатора тока охватывает три фазы защищаемой сети, а к обмотке подключают токовое реле РТ - 40 / 0,2.

Токи срабатывания защиты рассчитываются после уточнения значений емкостных токов защищаемых линий.

5.5.5 Автоматическая частотная разгрузка

Согласно ГОСТ - 13109 - 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.

При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.

В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с, а с частотой 48,5 Гц - 60 с.

АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧР I.

В настоящее время выпускается аналого-цифровое измерительное реле частоты типа РСГ - 11, которое срабатывает при снижении при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.

При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ - ЧАПВ).

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.

6. Учет электроэнергии

Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 110/10 кВ «Южная» рекомендуются к установке интеллектуальные счётчики АЛЬФА и установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “АББ ВЭИ Метроника”.

Счётчик АЛЬФА предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

Принцип измерения счётчика АЛЬФА заключается в аналого-цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик АЛЬФА состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах.

На ПС 110/10 кВ «Южная» устанавливаем счётчики АЛЬФА на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики АЛЬФА модификации A1D, учитывающие электроэнергию в одном направлении, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущей на собственные нужды подстанции также используем счётчики модификации A1D. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока.

Для большого числа присоединений целесообразно внедрять одновременно с установкой счетчиков АЛЬФА автоматизированную систему коммерческого учета электроэнергии.

Для подстанции, как и для всего предприятия Тобольских электрических сетей рекомендуется к внедрению система учета электроэнергии АльфаЦЕНТР. Эта система удовлетворяет потребностям заказчиков всех уровней - от небольших предприятий с несколькими счетчиками до распределенных энергосистем с несколькими тысячами счетчиков. Программный комплекс базируется на принципах клиент-серверной архитектуры (Операционные системы Windows NT/2000, UNIX, СУБД ORACLE).[13]

Информационно - вычислительный комплекс АльфаЦЕНТР осуществляет измерение активной и реактивной мощности в двух направлениях и потребления активной и реактивной энергии за сутки, месяц, год (по группам в целом и с раскладкой по временным зонам). Определяются средние мощности на интервале усреднения 1, 3, 5, 10, 15 или 30 мин. При этом с разных точек учета можно снимать профили с разным интервалом усреднения. Проводятся автоматические расчеты по расчетным группам и временным зонам, отслеживаются превышения заданных лимитов, ведутся архивы. Также осуществляется индикация следующих параметров: частота, пофазные токи и напряжения, пофазные углы сдвига между токами и напряжениями, пофазная мощность.

Система в параллельном режиме проводит сбор данных со счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи, расчеты, самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня, анализ полноты данных и сбор недостающих.

Следует отметить, что для обслуживания АСКУЭ требуется высококвалифицированный персонал, подготовка которого связана с определенными затратами. Тем не менее, опыт показывает, что экономия электроэнергии составляет от 15 до 30 %.[13]

7. Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная»

7.1 Технико-экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»

В данном разделе производится технико-экономическое сравнение двух вариантов, описанного в данном проекте.

Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».

Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш - Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).

Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта.

Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.

При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками И. Т.е. передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии Э, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.

В отечественной практике при выборе оптимального варианта проектного решения в качестве критерия используется показатель - годовые приведенные строительно-эксплуатационные расходы (затраты). Приведенные затраты (руб/год) состоят из: отчислений от капитальных вложений К на сооружение линий и подстанции; текущих эксплуатационных издержек производства - стоимости потерь электроэнергии, затрат на техническое обслуживание и ремонт, а также затрат на амортизацию С.

Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле:

З = Е_н * К + С, (7.1)

где Е_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, зависящий от нормативного срока окупаемости капитальных вложений Т_ок, продолжительность которого принимается с учётом срока службы основного оборудования (10 лет).

(7.2)

Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведенных затрат, т.е. из вариантов проектного решения выбирается тот, который обеспечит:

З_опт > min (7.3)

Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по сметной стоимости строительства, приведенной в таблице 7.1. При этом в связи с тем, что часть сооружений подстанции были построены в 1990-х, их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается. Стоимость капиталовложений по второму варианту приводятся к уровню 2006 г. домножением цен 1991 г. на коэффициент приведения равный для оборудования - 20, для строительно-монтажных работ - 14.

Т.е. капиталовложения по вариантам составляет: К1 = 35563,9 тыс. руб., Кп = 25719,9 тыс. руб.

Таблица 7.1

Сметная стоимость строительства подстанции

№ № П.п.	Наименование работ	Укрупнённые показатели стоимости, тыс. руб.
		1-ый вариант	2-ой вариант
1.	Перезавод питания 1-ой цепи	13000	2000
2.	Строительство ВЛ-110кВ в двухцепном исполнение на железобетонных опорах длиной около 10км на участке ПС Южная до захода на ПС Волгинская	45000	45000
3.	Строительство ПС 110/10кВ 2/16000кВА	150000	150000
4.	Проектирование подстанции с подводящими линиями	11800	11800
5.	Заменяя систем ОД и КЗ 110кВ на элегазовые выключатели 110кВ на ПС 110кВ Волгинская	3700	3700
	Итого:	223500	212500

Годовые эксплуатационные издержки С состоят из стоимости потерь электроэнергии в линиях С_пл, стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах С_пт и эксплуатационных отчислений С_э и определяются по формуле:

И = С_пл + С_пт + С_э. (7.4)

Стоимость потерь электроэнергии в линиях определяются по формуле:

С_пл = ДЭ_л * с₀, (7.5)

где ДЭ_л - потери электроэнергии в линиях;

с₀ = 0,31 руб/кВт/ч - удельная стоимость потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_л = 3 * I_max.p² * r₀ * l * ф, (7.6)

где I_max.p, r₀, l параметры линий определенные ранее,

ф - время максимальных потерь, определяемое по выражению:

(7.7)

где T_max - число часов использования максимума.

Для обоих вариантов параметры линий

I_max.p = 163 А, r₀ = 0,21 Ом/км,

l = 0,35 км, и число часов использования максимума T_max = 5500 ч. Получаем:

ДЭ_л = 3 * 163² * 0,21 * 0,35 * 3979,5 = 23,31 тыс. кВт*ч,

С_пл = 23,31* 0,38 = 8,9 тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

С_пт = ДЭ * с₀, (7.8)

где ДЭ_т - потери электроэнергии в трансформаторах:

(7.9)

где n - число трансформаторов;

ДP₀ и ДP_к - номинальные потери трансформатора в режиме ХХ и КЗ соответственно (взяты из таблицы 2.1);

Т время работы трансформаторов, ч/год (при работе круглый год Т = 8760 ч);

S_п фактическая мощность, протекающая по трансформатору;

S_ном - номинальная мощность трансформатора.

Для обоих вариантов параметры трансформаторов

ДP₀ = 25 кВт, ДP_к = 307 кВт, S_п = 15,5 МВА, S_ном = 25 МВА. Получаем:

С_пт = 672,8 * 0,38 = 255,7 тыс. руб.

Стоимость эксплуатационных отчислений С_а определяется по формуле:

С_а = р_У * К (7.10)

где р_У = р_а + р_р + р_о отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание, соответственно, о.е./год [5]. По второму варианту в среднем по подстанции отчисления на амортизацию составят 0,1, по первому варианту в связи с установкой современного оборудования эти расходы снизятся до 0,025.

Для двух вариантов стоимость амортизационных отчислений составит:

С_аI = 0,025 * 49940,6 = 1248,5 тыс. руб.

С_аII = 0,1 * 40096,6 = 4009,7 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки С для первого и второго вариантов составят:

С_I = 8,9 + 255,7 + 1248,5 = 1513,1 тыс. руб.

С_II = 8,9 + 255,7 + 4009,7 = 4274,3 тыс. руб.

Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле (7.1):

З_I = 0,1 * 35563,9 + 1513,1 = 7632,16 тыс. руб.

З_II = 0,1 * 25719,9 + 4274,3 = 7883,56 тыс. руб.

Анализ полученных решений показывает, что наиболее рациональным вариантом для строительства подстанции является 1 вариант, имеющий большие капитальные вложения, но в то же время более современное оборудование, меньшие затраты на эксплуатацию, меньшее время монтажа, удобство обслуживания, а также ряд других преимуществ.

7.2 Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта

Эффективность инвестиционного проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в строительство ПС 110/10 кВ «Южная» и питающих ее ВЛ 110 кВ.

Показателями экономической эффективности внедрения проекта служат:

– Накопленная чистая дисконтированная стоимость по варианту подстанции;

– Срок окупаемости инвестиций;

– Норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности).

Соответствующие затрат и результатов инвестиционного проекта распределены на значительном отрезке времени и поэтому неравноценны, так как затраты в более поздние сроки предпочтительней аналогичных затрат в более ранний период.

Чтобы привести результаты и затраты к какому-то моменту времени (начала финансирования, начала эксплуатации, списания) используют коэффициент дисконтирования. Чистая текущая стоимость (дисконтирования) будет рассчитываться каждый на год по формуле:

ЧТС_t = ПН_t * б_t, (7.11)

где ПН_t - поток наличности в t-м году;

б_t -коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода.

б_t = (1 + Е)^tр - ^t, (7.12)

где Е - коэффициент эффективности капитальных вложений или цена авансированного капитала, определяемый ставкой банковского процента по долгосрочным депозитам;

t_р - расчетный год;

t - год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

Поток наличности за каждый год определяется по выражению:

ПН_t = Э_t - H_t - K_t + A_t, (7.13)

где Э_t = C_It - C_IIt - экономический эффект, равный разности годовых эксплуатационных затрат по сравниваемым вариантам без амортизации;

H_t - налоги, уплаченные предприятием с имущества и прибыли;

K_t - капитальные вложения в инвестиционный проект;

A_t - амортизационные отчисления.

Определим показатели экономической эффективности проекта.

В качестве K_t принимаем капитальные затраты на завершение строительства выбранного варианта проекта, т.е. K_t = 35563,9 тыс. руб.

Амортизационные отчисления при расчетном периоде 15 лет:

A_t = 100/15 = 6,7 %.

Экономия на текущих затратах:

Э_t = 4009,7 - 1248,5 = 2761,2 тыс. руб.

Налоговые отчисления складываются из двух видов налогов:

1) Налог на имущество

Н_имt = С_остt * Н_ст /100, (7.14)

где Н_ст = 2 % - ставка налога;

С_остt = K_t - А_t * t - остаточная стоимость проекта.

2) Налог на прибыль

Н_прt = (Э_t - Н_имt) * Н_ст /100, (7.15)

где Н_ст = 25 % - ставка налога.

Суммируя потоки наличности за каждый год расчетного периода, определяется накопленный поток наличности - НПН_t. А суммируя чистую текущую стоимость - накопленную чистую текущую стоимость НЧТС_t. Расчет показателей экономической эффективности инвестиций приведен в таблице 7.2. График окупаемости инвестиций показан на рисунок 7.1.

Таблица 7.2 Расчет накоплений чистой текущей стоимости инвестиционного проекта «ПС 110/10 кВ Южная»	10	-	2761,2	3495,8	282,3	619,7	0,43	5355	11343,9	2302,7	-5410,8
	9	-	2761,2	3495,8	330	607,8	0,47	5319,2	5988,9	2500	-7713,5
	8	-	2761,2	3495,8	377,7	595,9	0,52	5283,4	669,7	2747,4	-10213,5
	7	-	2761,2	3495,8	425,3	584	0,57	5247,7	-4613,7	2991,2	-12960,9
	6	-	2761,2	3495,8	473	572,1	0,63	5211,9	-9861,4	3283,5	-15925,1
	5	-	2761,2	3495,8	520,6	560,1	0,69	5176,3	-15073,3	3571,6	-19235,6
	4	-	2761,2	3495,8	568,3	548,2	0,76	5140,5	-20249,6	3906,8	-22807,2
	3	-	2761,2	3495,8	615,9	536,3	0,83	5104,8	-25390,1	4237	-26714,1
	2	-	2761,2	3495,8	663,6	524,4	0,91	5069	-30494,9	4612,8	-30951,1
	1	35563,9	-	-	-	-	1,0	- 35563,9	- 35563,9	- 35563,9	- 35563,9
	Годы	К	Эt	At	Нимt	Нпрt	б	ПНt	НПНt	ЧТСt	НЧТСt

Продолжение таблицы 7.2	16	-	2761,2	3495,8	0	690,3	0,24	5566,7	44221,5	1336	4817,5
	15	-	2761,2	3495,8	44,1	679,3	0,27	5533,6	38654,8	1494,1	3481,5
	14	-	2761,2	3495,8	91,7	667,4	0,29	5497,9	33121,1	1594,4	1987,4
	13	-	2761,2	3495,8	139,4	655,4	0,32	5462,2	27623,3	1747,9	393
	12	-	2761,2	3495,8	187	643,5	0,36	5426,5	22161,1	1953,5	-1354,9
	11	-	2761,2	3495,8	234,7	631,6	0,39	5390,7	16734,6	2102,4	-3308,4
	Годы	К	Эt	At	Нимt	Нпрt	б	ПНt	НПНt	ЧТСt	НЧТСt

Рисунок. 7.1 График окупаемости инвестиций

Определяем индекс доходности инвестиционного проекта (индекс рентабельности):

(7.16)

Т.к. ИД > 1, то проект можно принять к внедрению.

Определяем внутренний коэффициент окупаемости проекта (норму рентабельности) - ВКО. Под нормой рентабельности принимают такое значение коэффициента дисконтирования, при котором НЧТС = 0. Необходимо определить методом подбора такое значение б, при котором НЧТС примет значение равное нулю.

Расчет ЧТС при разных вариантах коэффициента экономической эффективности приведен в табл. 7.3., а изменение НЧТС в зависимости от коэффициента экономической эффективности на рис. 7.2.

Рисунок 7.2 Изменение НЧТС, в зависимости от коэффициента экономической эффективности

Таблица 7.3

Расчет ЧТС при различных значениях коэффициента экономической эффективности

Годы	ПНt	Е = 10 %	Е = 11 %	Е = 12 %	Е = 13 %
		б	ЧТС	б	ЧТС	б	ЧТС	б	ЧТС
1	-35563,9	1	-35563,9	1	-35563,9	1	-35563,9	1	-35563,9
2	4964,1	0,91	4612,8	0,9	4562,1	0,9	4562,1	0,89	4511,4
3	4997,5	0,83	4237	0,81	4134,9	0,8	4083,8	0,79	4032,8
4	5030,9	0,76	3906,8	0,73	3752,6	0,72	3701,2	0,7	3598,4
5	5064,2	0,69	3571,6	0,66	3416,4	0,64	3312,8	0,62	3209,3
6	5097,6	0,63	3283,5	0,6	3127,1	0,57	2970,8	0,55	2866,5
7	5131	0,57	2991,2	0,54	2833,8	0,51	2676,3	0,48	2518,9
8	5164,3	0,52	2747,4	0,48	2536	0,46	2430,4	0,43	2271,9
9	5197,7	0,47	2500	0,43	2287,3	0,41	2180,9	0,38	2021,3
10	5231,1	0,43	2302,7	0,39	2088,5	0,36	1927,8	0,34	1820,7
11	5264,4	0,39	2102,4	0,35	1886,7	0,33	1778,9	0,3	1617,2
12	5297,8	0,36	1953,5	0,32	1736,5	0,29	1573,7	0,26	1410,9
13	5330,1	0,32	1747,9	0,29	1584	0,26	1420,2	0,23	1256,3
14	5364,5	0,29	1594,4	0,26	1429,5	0,23	1264,5	0,21	1154,6
15	5397,8	0,27	1494,1	0,23	1272,7	0,21	1162,1	0,18	996
16	5428,7	0,24	1336	0,21	1169	0,19	1057,7	0,16	890,7
НЧТС		4817,5		2253,2		539,3		-1387

С помощью данных таблицы 7.3 рассчитывается ВКО по выражению:

(7.1)

где Е₁ и Е₂ - коэффициенты экономической эффективности, при которых НЧТС является, соответственно, положительной и отрицательной.

Для данного проекта ВКО = 12,28 %. Это значит, что коэффициент экономической эффективности капитальных вложений не должен быть выше 12,28%. В проекте Е = 10 %, т.е. для предприятия данный проект выгоден. По показателю ЧТС проект окупается через 12,5 лет, по ПН - 8 лет.

Основные показатели экономической эффективности капиталовложений в проект ПС 110/10 кВ «Южная» приведены на чертеже 4.

8. Безопасность и экологичность проекта

8.1 Охрана труда и техника безопасности

Оценим опасные и вредные факторы, воздействующие на персонал обслуживающий подстанцию, и меры по предотвращению этих факторов.

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

другие факторы.

Для создания нормальных условий труда при проведении работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования проектом предусмотрена компоновка подстанции, обеспечивающая возможность применения автокранов, телескопических вышек, передвижных лабораторий, инвентарных устройств и средств малой механизации (см. чертеж 2).

Персонал, осуществляющий ремонт, техническое и оперативное обслуживание подстанции обеспечен производственными помещениями, размещенными в здании ОПУ.

Электробезопасность на подстанции обеспечивается применением:

1) Надлежащей изоляции;

2) Соответствующих разрывов до токоведущих частей;

3) Ограждения;

4) Заземляющего устройства;

5) Предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

6) Защиты от коротких замыканий и перенапряжений;

7) Молниезащитного устройства;

8) Устройств защитного отключения электроустановок;

9) Выравнивания потенциалов;

10) Защиты персонала от воздействия электромагнитных полей и др.

Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ 110 кВ предусматриваются:

1) Конструкция опор и ВЛ, допускающая подъем на опоры и производство работ без снятия напряжения, обеспечивающая возможность закрепления унифицированных монтажных приспособлений и доступ обслуживающего персонала к узлам крепления гирлянд изоляторов;

2) Зазамление каждой опоры.

Все технические решения приняты в соответствии действующими нормами и правилами, включая и правила техники безопасности.

При соблюдении правил технической эксплуатации, технологических карт по производству работ, а также правил ТБ при эксплуатации электроустановок, эксплуатация сооружений по данному проекту безопасна.

8.2 Расчет заземляющего устройства

Важным фактором безопасности является заземление оборудования. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения, возникающего на металлических частях оборудования, нормально не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под ним при повреждении изоляции.

Для предотвращения возможности возникновения потенциала на корпусе оборудования его заземляют путём надёжного присоединения к контуру заземления.

Заземлению подлежат:

нейтрали трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

разрядники и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т.п.;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

металлические щиты и пульты всех назначений, на которых устанавливаются приборы, аппараты и другие средства автоматизации, а также металлические конструкции для установки электрических приборов и кнопок управления.

Произведем расчёт заземляющего устройства подстанции:

Для условий проектирования требуемая величина сопротивления заземляющего устройства 0,5 Ом, для ее обеспечения необходимо монтировать искусственные заземлители.

Удельное сопротивление грунта в соответствии с данными изысканий с = 50 Ом/м на глубине до 10 м, глубина промерзания суглинка 210 см.

Принимаются заземлители из электродов диаметром 12 мм длиной 10 м, для связи используется стальная полоса сечением 40х4 мм². Предварительно с учетом площади, занимаемой объектом, намечаем расположение заземлителей по периметру.

Определяем сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя (соединительной полосы):

(8.1)

где с - удельное сопротивление грунта;

l - длина контура;

b - ширина полосы;

t = 0,7 м - глубина заглубления полосы от уровня земли.

Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей:

R_в = R_и - R_г, (8.2)

где R_и - требуемое сопротивление искусственного заземлителя.

R_в = 0,5 - 0,2786 = 0,2214 Ом,

Определяется сопротивление стеканию тока одного вертикального заземлителя:

(8.3)

где l - длина электрода;

d - диаметр электрода;

h - глубина промерзания грунта.

Необходимое число электродов:

(8.4)

Принимаем N = 30. Размещаем электроды по контуру заземляющего устройства с тем расчетом, чтобы расстояние между электродами было больше длины электрода.

Дополнительно к контуру на территории подстанции устраиваем сетку из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8 - 1 м от оборудования, с поперечными связями через каждые 30 м, для выравнивания потенциалов у входов и въездов, а также по краям контура прокладываем углублённые полосы. Эти неучтённые горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления, проводимость их идёт в запас надёжности.

Расчетное сопротивление заземляющего устройства 0,494 Ом. Размещение вертикальных и горизонтальных заземлителей показано в приложении 5.

8.3 Расчет молниезащитного устройства

Молниезащита - комплекс защитных устройств, предназначенный для обеспечения безопасности людей, сохранности сооружений, оборудования и материалов от возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии и других проявлений атмосферного электричества.

На подстанциях 6-500 кВ трансформаторы, ОРУ, ЗРУ маслохозяйство и другие взрывоопасные и пожароопасные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии. В зданиях и сооружениях, имеющих металлическую кровлю, достаточно заземлить металлические части. ОРУ защищают стержневыми молниеотводами. Полное сопротивление заземлителя не должно превышать 80 Ом.

Защита изоляции от прямых ударов молнии осуществляется установкой молниеотводов на концевой опоре ВЛ 110 кВ и прожекторной мачте высотой по 35 м. Расстояние между молниеотводами 45 м. Территория подстанции относится зоне защиты Б.

Область защиты двойного стержневого молниеотвода определяется по следующим формулам:

Высота начала зоны защиты молниеотвода:

h₀ = 0,85 h, (8.5)

где h = 35 м - высота молниеотвода.

h₀ = 0,85 * 35 = 29,75 м.

Границы зоны защиты на уровне земли:

r₀ = 1,5 h, (8.6)

r₀ = 1,5 * 35 = 52,5 м.

Границы зоны защиты на высоте h_x = 6,5 м - максимальной высоты основного оборудования подстанции:

(8.7)

Предусматривается растекание тока молнии по магистралям заземления в нескольких направлениях, а также установка 2 вертикальных электродов длиной 5 м для каждого молниеотвода.

Зоны защиты молниеотвода, соотнесенные с генеральным планом подстанции, показаны на чертеже 5.

8.4 Оценка экологичности проекта

Проектируемая ПС 110/10 кВ «Южная» и устанавливаемое на ней оборудование не имеют вредных выбросов в атмосферу. Для предотвращения загрязнения окружающей территории и водоемов при аварийном выбросе масла из трансформаторов предусмотрены маслоприемники, закрытые маслоотводы и маслосборник.

Для предотвращения вредного и опасного влияния электромагнитных полей на человека и животные организмы приняты следующие меры:

1. Ограждение подстанции для предотвращения попадания посторонних на её территорию;

2. Ограничение времени работы при наличии ЭМП;

3. Максимальное удаление источников ЭМП от флоры и фауны.

Специальных мероприятий по шумозащите не требуется, так как ПС размещается в удалении от жилой зоны застройки. Проектируемая ВЛ 110 кВ не вызывает загрязнение атмосферы, не создает повышенных шумов и не оказывает вредного влияния на растительный мир.

Заключение

1. Для повышения надежности электроснабжения потребителей города Тобольска ПС «Южная» целесообразно разместить в подгорной части города Тобольска ближе к центру нагрузок исторической застройки города.

2. Вариант №2 схемы подключения ПС 110/10кВ «Южная» к сети 110кВ, предусматривающий подключение ответвлением от ВЛ-110кВ Иртыш-Тобольская (3-я цепь), более дешевый, но значительно уступает варианту №1 с подключением одной цепи в ячейку 110кВ на ПС «Иртыш», как в части релейной защиты и ремонтоприспособленности, так и в части обеспечения надежности электроснабжения потребителей города.

В связи с этим рекомендуем принять как приоритетный вариант №1: подключение ПС «Южная» к сети 110кВ в продление действующей ВЛ-1 ЮкВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с перезаводом питания 1-ой цепи от шин 110кВ ПС 500/220/110/1ОкВ «Иртыш» с установкой новой ячейки 110кВ на ОРУ-110кВ ПС «Иртыш».

3. С учетом ожидаемой нагрузки, рекомендовать к установке на ПС 110/10кВ «Южная» двух трансформаторов мощностью по 16МВА и элегазовых выключателей на стороне 110кВ.

4. Для повышения надежности электроснабжения потребителей города Тобольска от ПС «Волгинская» и «Южная» произвести замену ОД и КЗ 110кВ на ПС «Волгинская» на элегазовые выключатели.

Размещено на Allbest.ru

...