Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

(2.24)

где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Т- продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

Кд - сумма дисконтированных капиталовложений:

(2.25)

Где Кt -капиталовложения на t-м шаге;

аt - коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле

(2.26)

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

(2.27)

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения:

(2.28)

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции определяется по формуле:

(2.29)

где Пчист - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

- стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т- период ввода объекта в эксплуатацию.

9. Пример расчета ЧДД за 2015 год для двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами типа ТРДН-40000/110

1) В = СТ •W• Y =2,79• 234093,6•0,5 = 326560,6 тыс.руб

2) Капиталовложения в подстанцию распределим по годам строительства следующим образом:

2012 год - 20% от К = 56985,8 тыс.руб.

2013 год - 50% от К = 142464,6 тыс.руб.

2014 год - 30% от К = 85478,8 тыс.руб.

3) Ипот =CT••?W = 2,79•3342,17= 9324,66 тыс.руб,

4) Иобсл = 0,06•K =0,06•299820,2= 17095,8тыс.руб.

Иобсл - рассчитывается с 2015г по 2023 г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

ПВАЛ = В - Ипот - Иобсл =326560,6 - 9324,66 -17095,8= 300140,2 тыс.руб

Н = 0,6•ПВАЛ = 0,6•300140,2 =180084,1 тыс.руб

Пчист = ПВАЛ - Н = 300140,2-180084,1 = 120056,1 тыс.руб

Удельная себестоимость трансформации электроэнергии

руб/кВт•ч

ЧДД2015 = ПЧИСТ 2015 - 0 =120056,1 - 0 = 120056,1 тыс.руб (так как в 2015 году не было инвестиций)

ЧДД = ЧД•б =120056,1 •1 =120056,1 тыс.руб

Эинт = -75791,2 + (-248173,3) + (-342200) + 120056,1 = -222143,9 тыс.руб, где

-222143,9 - ЧДД за 2012 год,

-109581,8- ЧДД за 2013 год,

-3517,8- ЧДД за 2014 год,

95393,2 - ЧДД за 2015 год.

Рентабельность продукции:

Средняя рентабельность рассчитывается после расчета вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:

(2.30)

Индекс доходности:

Внутренняя норма доходности Евн = 0,4911 руб/руб

Результаты расчётов ожидаемых технико-экономических показателей по данному проекту представлены в таблице 1.4. Графическое определение срока окупаемости инвестиций представлено на рисунке 1.4.

Таблица 1.4

Технико-экономическое обоснование

Рис.1.4 Графическое определение сроков окупаемости проектов

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый расчёт является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5 лет, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=1,47 руб./руб.).

ВНД проекта 49,11%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65•0,6=39 МВА

Sдоп=Sном•Кав=40•1,4=56 МВА

Sдоп > Sав

56 >39

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.

2.6 Безопасность жизнедеятельности

В энергетике большое внимание уделяется разработке вопросов обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала и надежности работы электрооборудования. В данной выпускной квалификационной работе разрабатываются вопросы заземления, молниезащиты и освещения тупиковой подстанции напряжением 110/10 кВ.

2.6.1 Анализ возможных вредных и опасных факторов при монтаже и эксплуатации проектируемого объекта

Расчет тупиковой подстанции 110/10 кВ является устройством без технологического производства, поэтому вредные выбросы в атмосферу отсутствуют.

Для предотвращения загрязнения окружающей среды при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения пожара проектом предусматривается сооружение маслоприемника, рассчитанного на задержание полного объема масла одного трансформатора. Аварийные маслотоки рассчитаны на отвод в течение 15 минут 50% объема масла из маслоприемника.

Противопожарные мероприятия запроектированы в соответствии с инструкциями по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий.

Основные сооружения тупиковой подстанции по капитальности относятся ко II классу. В связи с этим принята I степень огнестойкости конструкций ОРУ.

Тупиковая подстанция относится к III группе по единичной мощности трансформаторов (до 40 МВ·А). В связи с этим пожарный водопровод на территории подстанции не предусматривается. Подстанция должна быть снабжена первичными средствами пожаротушения согласно действующим нормам. Тушение пожара предполагается осуществлять выездными аварийными бригадами ПЭС и местной пожарной командой.

К маслонаполненному оборудованию, зданию ОПУ и сооружениям предусматриваются проезды для технологических автомашин. Расстояния между зданиями и сооружениями приняты в соответствии с противопожарными нормами и требованиями.

Сооружения подстанции относятся ко II категории молниезащиты. Молниезащита сооружений II категории запроектирована в соответствии с «Указаниями по проектированию грозозащиты подстанций напряжением 35 кВ и выше» и обеспечивает защиту от прямых ударов молнии и от заноса высоких потенциалов через надземные металлические конструкции.

Безопасность организации работ при эксплуатации и ремонте, строительстве и наладке проектируемой подстанции определены ПУЭ.

При электромонтаже и ремонте оборудования проектируемой подстанции следует применять меры защиты от механических травм (работа в касках с застегнутым подбородным ремнём), ожогов, от поражения электрическим током(при переключениях обязательно наличие у персонала термостойких защитных костюмов).

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическим приводом должны быть приняты меры против непредусмотренного включения или отключения приводов. Для предотвращения такого включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным приводом снимаются.

Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от данного выключателя.

После того, как смонтирована ошиновка трансформатора и его обмотки присоединены к шинам РУ, их внешние вывода необходимо замкнуть накоротко и заземлить на случай подачи напряжения на трансформатор, который не принят в эксплуатацию. То же относится к измерительным трансформаторам.

Чтобы исключить возможность прикосновения или опасного приближения к неизолированным токоведущим частям, должна быть обеспечена недоступность с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или недоступном месте.

Корпуса трансформаторов, светильников, аппаратов и других металлических не токоведущих частей могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус. Если корпус при этом не имеет заземления, то прикосновение к нему опасно так же как к фазе. Безопасность обеспечивается путем заземления корпуса заземлителем.

Для защиты персонала от поражения электрическим током от частей нетоковедущих, но случайно попавших под напряжение на РПП 110 кВ и выше, рассчитываются сложные заземляющие устройства, присущие электрическим сетям с большими токами замыкания на землю.

Для улучшения знаний персоналом правил техники безопасности и правил техники эксплуатации проводятся дни техники безопасности, противоаварийные и противопожарные тренировки обслуживающего персонала подстанции. Также проводятся ежегодные экзамены по МПОТ и ПТЭ, на которых прошедшим экзамены присваивается более высокая группа по ЭБ, либо подтверждается уже имеющаяся.

Способы защиты:

1) уменьшение мощности источника - уменьшение параметров излучения в самом источнике (защита количеством) - графит, резина и т.д.;

2) экранирование источника излучения (рабочего места);

3) выделение зоны излучения (зонирование территории);

4) Установление рациональных режимов эксплуатации установок;

5) применение сигнализации;

6) Защита расстоянием (особенно эффективна для СВч);

7) Защита временем (от тока промышленной частоты) ;

8) Средства индивидуальной защиты (специальные костюмы).

На ПС и в РУ напряжением 1-10 кВ в зонах пребывания обслуживающего персонала напряженность магнитного поля (МП) должна соответствовать требованиям санитарных правил и норм.

На ПС и в ОРУ напряжением 110 кВ и выше в целях снижения воздействия ЭП на персонал необходимо:

- применять металлоконструкции ОРУ из оцинкованных, алюминированных или алюминиевых элементов;

- лестницы для подъема на траверсы металлических порталов располагать, как правило, внутри их стоек (лестницы, размещенные снаружи, должны быть огорожены экранирующими устройствами, обеспечивающими внутри допустимые уровни напряженности ЭП).

На ПС и в ОРУ 110 кВ и выше для снижения уровня напряженности ЭП следует исключать соседство одноименных фаз в смежных ячейках.дстанция электрический замыкание ток

Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.

Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту. Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.

Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.

При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.

Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления. Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Произведён расчёт понизительной тупиковой подстанции напряжением 110/10 кВ. На подстанции для обеспечения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей установлены два силовых двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой типа ТРДН, мощностью по 40000 кВ·А каждый. Выбрана главная схема электрических соединений подстанции, определены токи короткого замыкания, выбраны электрооборудование, токоведущие части, измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Принятый объем релейной защиты и автоматики обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей с учетом питания подстанции от взаиморезервируемых источников питания.

Регулирование напряжения на тупиковой подстанции осуществляется с помощью устройства РПН на высоком напряжении.

Проектируемая подстанция принята комплектной, блочного типа КТПБ. Распределительное устройство 110 кВ выполнено открытым. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется шкафами внутренней установки с вакуумными выключателями.

Проведен расчет освещения, заземления и молниезащиты подстанции. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими молниеотводами и молниеотводами.

Все принятые в дипломном проекте технические решения экономически обоснованы, технически целесообразны и безопасны.

В разделе для углубленной разработки рассмотрена диагностика высоковольтных выключателей на базе приборов «Никта» и ПКВ М6. Приведены технические характеристики приборов, схема подключения прибора ПКВ М6 к выключателям для проведения диагностики.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основная литература:

1. Гуревич В.И. Устройства электропитания релейной защиты. Проблемы и решения [Электронный ресурс]: учебно-практическое пособие/ Гуревич В.И.-- Электрон. текстовые данные.-- М.: Инфра-Инженерия, 2013.-- 288 c.

2. Релейная защита и автоматика в электрических сетях [Электронный ресурс]/ -- Электрон. текстовые данные.-- М.: Издательский дом ЭНЕРГИЯ, Альвис, 2012.-- 632 c.

3. Жарков Ю.И. Автоматизация диагностирования систем релейной защиты и автоматики электроустановок [Электронный ресурс]: монография/ Жарков Ю.И., Лысенко В.Г., Стороженко Е.А.-- Электрон. текстовые данные.-- М.: Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте, Маршрут, 2005.-- 178 c.

4. Булычев А.В. Релейная защита в распределительных электрических сетях [Электронный ресурс]: пособие для практических расчетов/ Булычев А.В., Наволочный А.А.-- Электрон. текстовые данные.-- М.: ЭНАС, 2011.-- 206 c.

5. Векторные диаграммы в схемах релейной защиты и автоматики [Электронный ресурс]/ -- Электрон. текстовые данные.-- М.: ЭНАС, 2002.-- 62 c.

6. Электроснабжение [Электронный ресурс]: методические указания к курсовой работе для студентов по направлению подготовки 140400 «Электроэнергетика и электротехника» профиля подготовки «Электропривод и автоматика» очной и очно-заочной форм обучения/ -- Электрон. текстовые данные.-- Липецк: Липецкий государственный технический университет, ЭБС АСВ, 2013.-- 26 c.

7. Соловьев А.Л. Релейная защита городских электрических сетей 6 и 10 кВ [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Соловьев А.Л., Шабад М.А.-- Электрон. текстовые данные.-- СПб.: Политехника, 2012.-- 175 c.

Дополнительная литература:

1. Релейная защита и автоматика в электрических сетях [Электронный ресурс]/ -- Электрон. текстовые данные.-- М.: Издательский дом ЭНЕРГИЯ, Альвис, 2012.-- 632 c.

2. Николайчук О.И. Современные средства автоматизации [Электронный ресурс]/ Николайчук О.И.-- Электрон. текстовые данные.-- М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2009.-- 248 c.

3. Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ РД 153-34.0-35.617-2001 [Электронный ресурс]/ -- Электрон. текстовые данные.-- М.: Издательский дом ЭНЕРГИЯ, 2012.-- 264 c.

4. Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ. РД 153-34.3-35.613-00 [Электронный ресурс]/ -- Электрон. текстовые данные.-- М.: Издательский дом ЭНЕРГИЯ, 2012.-- 80 c.

5. Глазырин В.Е. Расчет релейной защиты понижающих автотрансформаторов на базе микропроцессорных шкафов [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Глазырин В.Е., Давыдов В.А., Щеглов А.И.-- Электрон. текстовые данные.-- Новосибирск: Новосибирский государственный технический университет, 2011.-- 91 c.

6. Магомадов Р.А-М., Абдулхакимов У.И., Садаева З.С. Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов специальностей - 13.02.06 Релейная защита и автоматизация электроэнергетических станций; 13.02.03 Электрические станции, сети и системы; 13.02.07 Электроснабжение. Грозный. ГГНТУ: 2016.-22 с.

Размещено на Allbest.ru