Электроснабжение объектов нефтедобычи Урганчинского месторождения

Селективным (избирательным) действием защиты называется такое действие, при котором автоматически отключается только поврежденный элемент электроустановки (трансформатор, линия, двигатель и т.п.) Обеспечение селективной работы устройств релейной защиты - одна из важнейших задач, решаемых при проектировании и обслуживании этих устройств.

Надежность функционирования релейной защиты предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на срабатывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутствии. Надежность функционирования релейной защиты должна обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению и условиям применения, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

Чувствительностью релейной защиты называют ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производится при помощи коэффициентов чувствительности, значения которых для разных типов защит и реле указываются в «Правилах устройства электроустановок». Определение коэффициентов чувствительности производится при наиболее неблагоприятных видах повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. Все короткие замыкания при этом рассматриваются как металлические, т.е. не учитываются возможные переходные сопротивления в месте короткого замыкания и в том числе сопротивление электрической дуги.

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и комплектных и многофункциональных устройств релейной защиты. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах.

Выбор рабочих уставок защиты принято производить в расчете на «наихудший случай» (реально возможный), учитывая, что неправильное действие защиты даже при маловероятном сочетании обстоятельств может привести к большому ущербу.

При выполнении расчетов релейной защиты необходимо строго соблюдать действующие «Правила устройства электроустановок», «Руководящие указания по релейной защите», а также директивные указания Главного технического управления, выпускаемые в виде противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, решений и сборников.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбора уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные исходные данные, к которым относятся:

- схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы - автоматически или неавтоматически);

- сопротивления и э. д. с. (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы;

- режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;

- параметры линий, трансформаторов и т.д.;

- значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.д. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

- характеристики электроприемников;

- типы выключателей;

- типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

- типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств релейной защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

- типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.

Для обеспечения селективности рабочие уставки защит смежных элементов должны быть согласованы между собой. Поэтому выбор уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети. При необходимости расчета уставок защиты одного вновь включаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками существующих защит, по возможности не изменяя последних.

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети.

3.3.1 Расчет токов К.З.

Основной особенностью распределительных сетей является соотношение сопротивлений линий и трансформаторов питающей их энергосистемы с сопротивлениями линий и трансформаторов рассчитываемой сети, что позволяет значительно упростить расчеты.

Путем преобразования все генераторы и сети можно привести к простейшей схеме замещения, в которой все генераторы заменяются одним эквивалентным генератором с электродвижущей силой Е_С, а сопротивления всех линий и трансформаторов до шин подстанции, питающей распределительную сеть, заменяются сопротивлением энергосистемы z_c. Сопротивления линий и трансформаторов распределительной сети от шин питающей подстанции до места короткого замыкания (К. З.) суммируются и заменяются одним сопротивлением z_р.с. Для современных мощных энергосистем суммарное сопротивление z_к=z_c+ z_p.c оказывается очень велико, а ток К. З. мал. В результате К. З. не сопровождается понижением напряжения генераторов и работой их регуляторов возбуждения.

Ток трехфазного К. З. I_к⁽³⁾ через сопротивление z_к определяется по закону Ома, как для источника тока с неизменной фазной электродвижущей силой Е_с:

, 3.3.1

где величины z_с и z_р.с определены для одной фазы.

Такой подход позволяет не учитывать переходные процессы в генераторах, что значительно упрощает все расчеты. В практических расчетах Е_с заменяется линейным напряжением холостого хода U_х вторичной обмотки трансформатора, питающего распределительную сеть. Уравнение (4.3.1) приводится к основному расчетному виду

. 3.3.2

Сопротивление z_с по сравнению с z_{р. с} настолько мало, что им можно пренебречь и принять z_с = 0, т.е.

. 3.3.3

Следующим упрощением для расчетов в распределительных сетях является возможность не вычислять особо ток двухфазного К. З., а определять его по току трехфазного К. З.:

. 3.3.4

Отдельные участки сетей связаны между собой трансформаторами. Поэтому при составлении схемы замещения необходимо привести все сопротивления , находящиеся на разных сторонах трансформатора к одному напряжению - расчетному. Принято для упрощения, что трансформатор идеальный - его сопротивление равно нулю, потерь мощности в нем нет. По значениям напряжений U₁ и U₂ и токов I₁ и I₂ на обеих сторонах трансформатора можно определить сопротивления и мощности:

; ; ; .

Так как потерь в трансформаторе нет, то S₁ = S₂, откуда

; 3.3.5

. 3.3.6

Для расчета токов К. З. составляем схему замещения.

Рис. 3.1

3.3.2 Расчет защиты высоковольтной линии

Максимальная токовая защита (МТЗ) и токовая отсечка (ТО) - наиболее распространенные типы релейной защиты. Они устанавливаются практически на всех элементах подстанций: на трансформаторах, электродвигателях, воздушных и кабельных линиях всех классов напряжения.

МТЗ и ТО запускаются при возникновении на защищаемом элементе сверхтока, значение которого превышает заранее установленный ток срабатывания (уставку) измерительных органов защиты - максимальных реле тока. При этом ТО дает команду на отключение защищаемого элемента, как правило, мгновенно, поскольку зона ее действия не выходит за пределы этого элемента. МТЗ действует на отключение с выдержкой времени для того, чтобы дать возможность сработать раньше другим аналогичным защитам, расположенным ближе к месту повреждения.

Расчет параметров срабатывания МТЗ главным образом состоит из выбора тока срабатывания измерительных органов защиты и выдержки времени логического элемента задержки, т.е. уставок по току и по времени. Для ТО чаще всего выбирается только уставка по току.

Выбранные уставки по току и по времени должны обеспечивать правильную работу защиты, отвечающие требованиям селективности, чувствительности, быстродействия и надежности.

Ток срабатывания МТЗ выбирается по следующим условиям:

- несрабатывания при сверхтоках послеаварийных перегрузок;

- согласования чувствительности защит защищаемого последующего и предыдущих элементов;

- обеспечения необходимой чувствительности защиты ко всем видам КЗ в основной зоне и в зонах дальнего резервирования.

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ I_c.з выбирается по выражению:

, 3.3.7

где k_н - коэффициент надежности отстройки, равный 1,1 - 1,4;

k_в - коэффициент возврата максимальных реле тока или комплектных устройств того же назначения, равный 0,8 - 0,9;

k_сзп - коэффициент самозапуска, равный 1,2 - 1,5;

I_{раб max} - максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента.

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению

, 3.3.8

где k_н.с - коэффициент надежности согласования, равный 1,1 - 1,3;

k_р - коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1;

- наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания МТЗ параллельно работающих предыдущих элементов (n);

- геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n).

При примерно однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас.

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности k_чув, который показывает, насколько минимальный ток КЗ при разных видах КЗ I_{к min} превышает ток срабатывания защиты I_с.з.:

. 3.3.9

Минимальные значения коэффициента чувствительности защит должны быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и не менее 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования.

Время срабатывания МТЗ с независимой от тока выдержкой времени выбирается по условию селективности в секундах, по выражению:

, 3.3.10

где t_{с.з. пред} - время срабатывания МТЗ предыдущего элемента, т.е. более удаленного от источника питания;

Дt - ступень селективности, равная 0,5 с.

Селективность ТО обеспечивается выбором ее тока срабатывания I_с.о большим, чем максимальное значение тока КЗ I⁽³⁾_{к max} при повреждении в конце защищаемой линии:

. 3.3.11

Коэффициент надежности k_н для ТО, установленных на линиях электропередач равен 1,2 - 1,3.

По выше изложенной методике производим расчет уставок РЗА линий 35кВ питающих подстанцию «Урганчинскую» 35/10 кВ на ЭВМ, используя программу «Sprav», применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.3. «Протокол расчета защиты линии»).

Таблица 3.3. Протокол расчета защиты линии

Подстанция:	Архангельская
Линия:	187 1(2)ц
Напряжение линии (кВ):	35
Макс. ток КЗ на шинах подстанции (А):	14147.7
Мин. ток КЗ на шинах подстанции (А):	11055.3
Мин. ток КЗ в конце линии (А):	1439.1
Защита выключателя ввода:
Тип МТЗ: РТ-40 Характеристика независимая
Ток срабатывания МТЗ (А):	1200
Время срабатывания МТЗ (С):	3.5
Защита секционного выключателя:
Тип МТЗ: РТ-40 Характеристика независимая
Ток срабатывания МТЗ (А):	1000
Время срабатывания МТЗ (С):	3.0
Оборудование ячейки линии:
Тип МТЗ: РТ-40 Характеристика независимая
Тип МТО: РТ-40
Тр-ры тока и коэф. схемы:	100/5 1.00
Ток электромагнита дешунтирования (А):	5
Данные нагрузки линии:
Вид нагрузки:	Промышленная
Установленная мощность нагрузки (кВА):	5000.0
Эксплуатационный ток нагрузки (А):	82.6
Расчетные данные защиты линии:
Ток срабатывания МТЗ перв./втор. (А):	500/25.00
Время срабатывания МТЗ (С):	2.5
Коэффициент чувствительности МТЗ:	2.88
Ток срабатывания МТО перв./втор. (А):	1000/50.00
Время срабатывания МТЗ (С):	0.0
Коэффициент чувствительности МТЗ:	9.58

3.3.3 Расчет уставок РЗА двухобмоточного трансформатора

Защита силовых трансформаторов, в том числе понижающих трансформаторов распределительных сетей (с обмоткой высшего напряжения от 3 до 110 кВ), должна выполняться по «Правилам устройства электроустановок».

Основные условия расчета МТЗ для линий, изложенные в разделе 3.3.2., могут быть применены и для выбора уставок МТЗ (без пуска по напряжению) понижающих трансформаторов. Выбор тока срабатывания защиты производится по выражениям 3.3.6, 3.3.7, где только лишь коэффициент надежности согласования k_н.с выбирается несколько большим при наличии на трансформаторе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При расчете токов КЗ и выборе уставок защит необходимо также учитывать все возможные режимы работы трансформаторов при их числе более одного, а также при наличии автоматического ввода резерва (АВР) в питаемой сети.

Дифференциальная (продольная) токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от КЗ на выводах, а также внутренних повреждений.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей:

1. необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора под напряжение (на холостой ход) или при восстановлении напряжения после отключения внешнего КЗ в питающей сети;

2. необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия выравниванием неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

- невозможностью точной установки расчетных чисел витков (дробных) уравнительных обмоток; этим вызывается появлением составляющей тока небаланса, обозначаемой I??_нб;

- регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса, обозначаемой I?_нб.

Наряду с этими составляющими существует составляющая тока небаланса (I?_нб), обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты (в практических расчетах ее принято считать равной току намагничивания или полной погрешности е худшего из трансформатора тока). Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они характеризуются большими и значительно отличающими друг от друга сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты и параметрами трансформаторов тока. Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты трансформаторов состоит из трех составляющих:

. 3.3.12

Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от этого тока небаланса:

, 3.3.13

где k_н - коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, может быть принят равным 1,3.

Вторым условием выбора тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение:

, 3.3.14

где k_н - коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, может быть принят равным 1,3;

I_{ном. тр} - номинальный ток трансформатора.

Коэффициент чувствительности дифференциальной защиты

, 3.3.15

Составляющие тока небаланса, входящие в выражение 4.3.11определяются расчетом следующим образом:

- составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока,

, 3.3.16

где I_{к. макс} - периодическая составляющая (при t = 0) при расчетном внешнем трехфазном КЗ;

е - относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей, принимается равным 0,1;

k_одн - коэффициент однотипности, принимается равным 1,0, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер - коэффициент, учитывающий переходной режим, для реле с быстронасыщающим трансформатором тока (НТТ) принимается равным 1;

- составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора,

, 3.3.17

где I_{бк. мак} и I_{вк. мак} - периодические составляющие токов (при t = 0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;

ДU_*б и ДU_*в - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора (ДU_*РПН), рекомендуется принимать равным половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне трансформатора;

- составляющая, обусловленная неточностью установки расчетных чисел витков уравнительных обмоток:

, 3.3.18

где щ_1расч и щ_2расч - расчетные числа витков обмоток реле для неосновных сторон;

I_1к.макс и I_2к.макс - периодические составляющие токов КЗ (при t = 0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используется соответственно числа витков щ₁ и щ₂.

При расчете чисел витков обмоток НТТ вначале определяются вторичные токи в плечах дифференциальной защиты трансформатора. Сторону, где проходит наибольший ток, рекомендуют принимать за основную. Для этой стороны ток срабатывания реле

, 3.3.19

где I_с.з.осн - ток срабатывания защиты, выбранный по условиям 3.3.13 - 3.3.15 и приведенный к напряжению основной стороны;

n_m.осн - коэффициент трансформации трансформаторов тока на основной стороне;

k⁽³⁾_сх.осн - коэффициент схемы для трансформаторов тока на основной стороне.

Для трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения на стороне ВН (?U_РПН? ±10%) и большим различием токов при внешних КЗ при крайних положениях регулятора РПН расчеты I_к.макс, I_нб, выбор I_с.з и выбор числа витков обмотки НТТ, включаемой в плечо ВН, более удобно производится для значений, приведенных к этой же регулируемой стороне ВН, даже если на этой стороне ВН меньший вторичный ток.

Число витков обмотки НТТ реле, подключаемой к трансформаторам тока основной стороны,

, 3.3.20

где F_с.р - м.д.с., необходимая для срабатывания реле, равная (100 ± 5) А.

В качестве основной обмотки может использоваться либо одна из уравнительных обмоток, либо рабочая (дифференциальная) обмотка реле. При условии равенства нулю (при неучете небаланса) результирующая м.д.с. в режимах нагрузки или внешних КЗ имеет вид:

. 3.3.21

Из соотношения 4.3.20 следует, что число витков обмотки НТТ, включаемой на неосновной стороне, должно быть

. 3.3.22

По выше изложенной методике производим расчет уставок РЗА силового трансформатора Т1 (Т2) подстанции «Урганчинская» 35/10 кВ на ЭВМ, используя программу «Sprav», применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.4. «Протокол расчета уставок РЗА двухобмоточного трансформатора»).

Таблица 3.4. Протокол расчета уставок РЗА двухобмоточного трансформатора

Подстанция:	Урганчинская
Тип силового трансформатора:	ТМ - 2.5
Группа соединения трансформатора:	звезда/треугольник-11
Коммутационный аппарат на стороне:
ВН: Выключатель
НН: Выключатель
Диспетчерский номер:	Т1(Т2)
Ном. напряжение трансформатора кВ:
ВН:	35
НН:	10.5
Пределы регулирования ВН (%):	± 2х2.50
Первичный номинальный ток (А):
ВН:	41.29
НН:	137.63
Напряжение короткого замыкания (%)	5.97
Сопротивление трансформатора (Ом):	26.40/29.25/32.25
Режим заземление нейтрали:	Изолированный
Оперативный ток:	Выпрямленный
Тип реактора:	Отсутствует
Номинальное напряжение реактора (кВ):	0.00
Номинальный ток реактора (А):	0.00
Номинальное сопротивление реак. (Ом):	0.00
Макс. реактанс сист. прям. посл.(Ом):	12.3
Мин. реактанс сист. прям. посл.(Ом):	12.7
Мин. реактанс сист. нул. посл.(Ом):	0.00
Макс. ток трехфазного к.з. (А):	1644.8/486.9(1622.9)
Мин. ток трехфазного к.з. (А):	1593.0/482.2(1607.5)
Дифференциальная токовая защита
Тип трансформаторов тока:
ВН:	ТВ-35
НН:	ТЛК-10
Коэффициент трансформации ТТ:
ВН:	100/5
НН:	200/5
Схема соединения ТТ:
ВН:	Треугольник
НН:	Неполная звезда
Тип реле диф. защиты:	А1V070
Количество плеч диф. защиты:	2
Вторичный номинальный ток (А):
ВН:	3.6
НН:	3.4
Первичный ток срабатывания:	128.5
Принятое число витков:
ВН:	9
НН:	9
Принятое число витков торм. обмотки:	-
Чувст-ть диф. защиты при к.з. за тр.:	3.0
Чувст-ть диф. защиты при к.з. за реак.:	-
Чувст-ть кат. откл. при к.з. за тр.:	-
Чувст-ть кат. откл. при к.з. за реак.:	-
Коэф. надежности работы кат. откл.:	-
Вторичный максимальный ток (А):	142.28
Газовая защита
Тип газового реле:	BF-80/Q
Скорость срабат. откл. элемента (м/с):	0.65
Максимальная токовая защита
Тип реле:
ВН:	А1V070
НН:	Сириус-В
Тип трансформаторо тока:
ВН:	ТВ-35
НН:	ТЛК-10
Коэффициент трансформации ТТ:
ВН:	100/5
НН:	200/5
Схема соединения ТТ:
ВН:	Треугольник
НН:	Неполная звезда
Первичный ток срабатывания МТЗ (А):
ВН:	260
НН:	880
Вторичный ток срабатывания МТЗ (А):
ВН:	22.5
НН:	22.0
Время срабатывания МТЗ (С):
ВН:	2.0
НН:	1.5
Чувствительность МТЗ при к.з. за тр-ром:
ВН:	1.55
НН:	1.50
Чувствительность МТЗ при к.з. за реак.:
ВН:	-
НН:	-
Коэф. надежности катушек отключения:	-
Блокировка мин. напр. пит-ся от ТН:	-
Уставки блокировки по U (В):	-
по U2(В):	-
Максимальная токовая защита СВ НН
Тип реле:	Сириус-С
Тип трансформаторо тока:	ТЛК-10
Коэффициент трансформации ТТ:	200/5
Схема соединения ТТ:	Неполная звезда
Первичный ток срабатывания МТЗ (А):	750
Вторичный ток срабатывания МТЗ (А):	18.75
Время срабатывания МТЗ (С):	1.0
Чувствительность МТЗ СВ НН:	1.7
Блокировка мин. напр. пит-ся от ТН:	-
Уставки блокировки по U (В):	-
по U2(В):	-
Коэф. согласов. МТЗ СВ и МТЗ НН:	1.17
Защита от перегрузки
Тип реле:
ВН:	А1V070
НН:	Сириус-В
Первичный ток срабатывания (А):
ВН:	51.0
НН:	170
Вторичный ток срабатывания (А):
ВН:	4.41
НН:	4.25
Время действия защиты (на сигнал) (С):	9.0
Автоматика
Уставки по U пуск. реле АВР (В):	40
Время АВР на откл. ввода НН (С):	6.0
Время АВР на вкл. СВ НН (С):	0.5
Время действия авт. восст-я схемы (С):	2.0
Время АПВ ввода НН (С):	3.0

Примечания:

1. Реактансы и токи даны при напряжении ВН = 35 кВ

2. В скобках даны токи при напряжении НН = 10.5 кВ

Рис. 2 Схема включения реле

4. Экономическая часть

4.1 Методика расчета экономической эффективности новой техники, технологии

Общий подход к выбору наилучшего варианта реализации мероприятия НТП на этапе ТЭО сводится к следующему

- отбираются варианты из потенциально возможных, каждый из которых удовлетворяет всем заданным ограничениям: социальным стандартам, экологическим требованиям, по времени реализации и др. В число рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивные технико-экономические показатели, которые превосходят или соответствуют лучшим мировым достижениям. При этом должны учитываться возможности закупки техники в необходимом количестве за рубежом, организации собственного производства на основе приобретения лицензии, организации совместного производства с зарубежными странами;

- по каждому варианту из числа допустимых определяются ( с учетом динамики ) затраты и экономический эффект;

- лучшим признается эффект, у которого величина экономического эффекта максимальна, либо - при условии тождества полезного результата - затраты на его достижение минимальны.

Расчет экономического проводится с обязательным использованием приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия НТП моменту времени tp. В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу выпуска продукции или использования в производстве новой технологии, новых методов организации производства, труда и управления

Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент приведения L_t.

В качестве начального года расчетного периода t_н принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода t_к определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия НТП, включающего разработку, освоение, серийное производство, а также использование результатов осуществления мероприятия в народном хозяйстве. Конечный год расчетного периода может определяться плановыми (нормативными) сроками обновления продукции по условиям ее производства и использования или сроками службы средств труда (с учетом морального старения ).

Экономический эффект от использования мероприятия НТП в отрасли учитывается три года, за исключением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, по которым срок учета принимается 6 лет с момента получения технологического эффекта в виде увеличения текущих отборов нефти.

Дифференцированные нормативы сроков обновления для ряда бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в приложении 8. При выборе расчетного периода определения экономического эффекта мероприятий НТП в области технологии разработки нефтяных месторождений следует ориентироваться на экономически обоснованный срок их эксплуатации.

Экономический эффект мероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

4.1.1

где Э_т - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Р_т - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

З_т - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий НТП за расчетный период.

При стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию НТП возможны два основных случая:

а) использования мероприятия позволяет получить дополнительную добычу нефти, газа и продуктов ее переработки. В этом случае стоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведенной продукции в оптовых ценах. Стоимостная оценка затрат складывается из затрат на производство и использовании продукции, полученной от реализации мероприятия НТП;

б) использования мероприятия изменяет экономические показатели существующего производства конечной продукции, за счет реконструкции, модернизации, совершенствования техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации и т.д. В этом случае стоимостная оценка результатов при постоянных объемах конечной продукции выражается в изменении затрат на производство. При различных объемах конечной продукции стоимостная оценка результатов учитывает, кроме изменения затрат, и изменение объема выпускаемой продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимость продукции от реализации мероприятий НТП.

Стоимостная оценка результатов за расчетный периуд определяется следущим способом:

 4.1.2

где Р_t- стоимостная оценка результатов в t-ом году рабочего периода, руб.;

tн, tк - начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Р_т) определяется как сумма основных (Р_т^о) и сопутствующих (Р_т^с) результатов.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятий определяется:

а) для новых предметов труда, если их применение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

4.1.3

б) для новых средств труда длительного пользования, если их применение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

4.1.4

где Ц_t - цена единицы продукции (с учетом эффективности применения), производимой с помощью новых средств труда в году t ;

А_t - объем применения новых средств труда в году t ;

В_t - производитель средств труда в году t ;

в) для новых предметов и средств труда длительного пользования, использование которых в объеме А_t изменяет экономические показатели существующего производства продукции:

4.1.5

Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятий НТП.

Социальные и экологические результаты осуществления мероприятий НТП определяются по степени отклонения социальных и экологических показателей от целевых нормативов, установленных в централизованном порядке, и масштабов воздействия на окружающую среду и социальную сферу. Стоимостная оценка указанных результатов может проводиться с использованием формулы:

4.1.6

где Р_t^c - стоимостная оценка социальных и экологических результатов осуществления мероприятия в году t ;

R_it - величина отдельного результата (в натуральном измерении) с учетом масштаба его внедрения в году t ;

а_it - стоимостная оценка единицы отдельного результата в году t ;

n - количество показателей, учитываемых при определении воздействия мероприятия на окружающую среду и социальную сферу.

Затраты (Э_т) на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты при производстве (Э_т^п) и при использовании продукции (Э_т^и) без учета на ее приобретение:

 4.1.7

Затраты на производство (использование) продукции рассчитываются единообразно:

4.1.8

где З_t^п(п) - величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

И_t^{п(п) -} текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;

К_t^п(п) - единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t ;

Л_t^{п(п) -} остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t .

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать ряд лет, величина Л_tk определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

В случае реализации мероприятия с использованием основных фондов, созданных до начала расчетного периода следует:

а) включать в состав единовременных затрат соответствующую остаточную стоимость этих основных фондов на момент их привлечения, если существует возможность альтернативного использования фондов на других объектах (силовые и рабочие машины, транспортные средства и т.д.);

б) не учитывать остаточную стоимость территориально закрепленных основных фондов ( скважины, шахты, здания и т.д.), которые не имеют альтернативы использования для производства другой продукции.

Порядок определения текущих и единовременных затрат в расчетах экономического эффекта, исключающий повторный счет одних и тех же затрат и учитывающий особенности, связанные с привлечением производственных фондов на время реализации мероприятия НТП.

Для мероприятий НТП, характеризующихся стабильностью технико-экономических показателей (объемов производства, показателей качества,затрат и результатов) по годам расчетного периода, расчет экономического эффекта производится по формуле:

4.1.9

где Р_г - неизменная по годам расчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающая основные и сопутствующие результаты;

З_г - неизмененные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятий НТП.

4.1.10

где И - годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

К_P - норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом фактора времени;

Е_н - норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений (Е_н=0,1);

К - единовременные затраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетному году).

Расчет по формуле (4.1.9) может проводиться и в том случае, когда на стадии ТЭО неизвестна динамика результатов и затрат по мероприятию.

Расчеты по формуле (4.1.9) могут быть использованы для сравнения вариантов при условии совпадения у них времени начала производства. В противном случае необходимо пользоваться формулой (4.1.1).

Экономический эффект, определяемый по условиям использования продукции, служит для получения исходных данных при установлении цен на научно-техническую продукцию.

Расчеты экономического эффекта выполняются на формирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ разработчиком мероприятия на основе технико-экономических показателей, согласованных с потребителем продукции (заказчиком).

После определения экономического эффекта по условиям использования продукции устанавливается договорная цена на научно-техническую продукцию разработчика мероприятия - научной организации. Договорная цена научно-технической продукции представляет собой часть экономического эффекта потребителя продукции мероприятия НТП.

После установления оптовых (договорных или прейскурантных) цен на производственно-техническую продукцию и договорных цен на научно-техническую продукцию производителя и потребителя этой продукции (производителя конечной продукции) определяют показатели хозрасчетной эффективности деятельности этих организаций (балансовая и расчетная прибыль, прибыль, остающаяся в распоряжении мероприятий и научных организаций и т.д. Порядок утверждения расчетов экономического эффекта устанавливается Министерством нефтяной промышленности.

4.2 Отражение экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях

Оценка эффективности мероприятий НТП производится раздельно по каждому звену: предприятию (объединению) и научной организации с соблюдением исходных принципов после установления (в централизованном или договорном порядке) цен на каждый из видов продукции по всему циклу осуществления мероприятий. При оценке эффективности каждого звена получает отражение лишь та часть общего эффекта по условиям использования, которая учтена при установлении цены на данный вид продукции.

Экономический эффект от создания продукции по мероприятиям НТП на отдельном предприятии или в отдельной научной организации, перешедших на полный хозяйственный расчет и самофинансирование, образует часть финансовых средств предприятия (организации), формируемых за счет прибыли, оставшейся в их распоряжении за расчетный период. Общий размер прибыли за расчетный период определяется с учетом принятой процентной ставки при хранении этих средств в банке, предоставлении коммерческого кредита и т.д..

Выделение из совокупных экономических результатов деятельности из затрат предприятий (научных организаций) долей, относимых на данное мероприятие, производится самими предприятиями (научными организациями) в соответствии с плановыми заданиями (государственными заказами) и хозяйственными договорами. По мероприятиям, не затрагивающим внешних контрагентов, оценка эффективности производится на основе внутреннего хозяйственного расчета на предприятии (в научной организации).

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется по формуле:

4.2.1

где П_t - прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации), в году t;

Р_t - выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году t по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

С_t - себестоимость продукции в году t (с амортизационными отчислениями);

Н_t - общая сумма налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода): платежи за трудовые и природные ресурсы, производственные фонды и кредит, отчисления в государственный бюджет и вышестоящим организациям и прочие в году t.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование фондов экономического стимулирования предприятия (организации), образующихся в соответствии с действующими положениями, включают помимо прибыли, определяемой по формуле (4.2.1), также и амортизационные отчисления, остающиеся в распоряжении предприятия (по установленному нормативу).

При сравнении текущих хозрасчетных показателей деятельности предприятий (научных организаций) до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжениипредприятия (научной организации):

4.2.2

где П_t - прирост прибыли от реализации мероприятия;

П_о и П_t - общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации) до и после реализации мероприятия НТП.

При одновременном осуществлении нескольких мероприятий на одном предприятии выделение доли П по каждому мероприятию осуществляется по принципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчете.

В том случае, когда при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяется по формуле:

4.2.3

где С¹_о и С¹_t - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q_t - годовой объем продукции;

Н_t - изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

При оценке экономической эффективности применение технологических процессов, обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтедобывающего предприятия) определяется в соответствии с формулой:

4.2.4

где Ц_t - оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);

С_о и С_t - себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q_o и Q_t - годовой объем продукции (нефти, газа) без и с реализацией НТП.

Изменение суммы налогов и выплат предприятия (Н_t) складывается из изменения суммы налогов и выплат из балансовой (Н_бt) и расчетной ( Н_Рt) прибыли (при использовании 1-ой формы хозрасчета):

 4.2.5

где ДН - изменение платы за производственные фонды;

ДН_бt - изменение платы за трудовые ресурсы;

ДН_бt - изменение платы за краткосрочный банковский кредит;

4.2.6

где ДН_гt - изменение суммы отчислений в государственный (местный) бюджет;

ДН_мt - изменение суммы отчислений министерству на образование ЦФРПНиТ и создание финансового резерва (в части образуемой из расчетной прибыли).

Если реализация мероприятия вызывает изменение амортизационных отчислений на реновацию основных производственных фондов, то это должно учитываться при определении изменения суммы отчислений министерству в части, идущей на образование ЦФРПНиТ.

Если предприятие (научная организация) работает по 2-ой форме хозяйственного расчета, в качестве источника выплат и налогов рассматривается доход, а в качестве хозрасчетного результата - хозрасчетный доход и его остаток, идущий на образование фонда оплаты труда.

4.3. Анализ эффективности единовременных затрат

В целях анализа эффективности единовременных затрат, финансируемых предприятием (научной организацией) из собственных или заемных источников по данному мероприятию НТП, используется коэффициент единовременных затрат (е), рассматриваемый из соотношения:

 4.3.1

Величина е позволяет проводить сопоставление с единым по народному хозяйству нормативом Ен (в целях обеспечения народнохозяйственного подхода должно выполняться условие е >Ен).

С другой стороны, вычисляемые коэффициенты эффективности по всем мероприятиям НТП позволяют судить об общем и минимальном уровнях эффективности капитальных вложений, осуществляемых на предприятии.

На хозрасчетном уровне другим назначением показателя е является оценка возможностей привлечения заемных средств для реализации мероприятия НТП. Вычисляемое значение е соответствует максимально допустимому проценту банковского кредита, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данному мероприятию. Если значение е равно проценту за кредит, экономический эффект мероприятия (без учета суммы ФМП и ФСР) оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение е позволяет судить о приемлимости для предприятия предлагаемых банком условий кредитования.

Для этой цели велична е^* определяется из следующего соотношения:

4.3.2

где Р_t^* - результат t-ого года, формирующийся как сумма амортизационных отчислений на реновацию, остающаяся в распоряжении предприятия, и величины расчетной прибыли, поступающей в ФРПНиТ.

Величина необходимых наличных денежных ресурсов для реализации мероприятия НТП соответствует динамике единовременных затрат, если все они предшествуют началу получения конечной продукции.

Если часть единовременных затрат осуществляется в период получения конечной продукции, то величина необходимых наличных денежных ресурсов соответствует динамике авансируемых затрат.

Авансируемые затраты года З_at по мероприятию НТП определяются как превышение единовременных затрат К_t над результатом Р_t^*.

4.3.3

Данные о динамике необходимых денежных ресурсов используются предприятием для заключения кредитного договора с банком.

Привлечение заемных средств для финансирования мероприятия НТП отражается в плановых и хозрасчетных показателях предприятия.

Таким образом, часть единовременных затрат может финансироваться денежными средствами, одновременно получаемыми предприятием в результате использования мероприятия НТП.

Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является период их возмещения.

Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, начиная с которого народное хозяйство или отдельное предприятие начинают получать эффект, превышающий его нормативное значение (0,1).

Величина срока возмещения позволяет также проводить сопоставление с продолжительностью расчетного периода.

Период возмещения единовременных затрат определяется последовательным сложением величин (Р_t- И_t)J до момента, пока получаемая сумма не сравняется с величиной единовременных вложений, приведенных к расчетному году.

На уровне предприятия возмещение единовременных затрат осуществляется за счет части амортизационных отчислений, остающейся в распоряжении предприятия, и части прибыли, направляемой ФРПНиТ.

При использовании коэффициента эффективности единовременных затрат для оценки мероприятий в нефтедобыче могут встречаться случаи, когда в процессе его вычисления обнаруживаются два значения, удовлетворяющие условию его определения.

Такая ситуация сопутствует расчету экономического эффекта от интенсификации добычи, выражающейся в ее ускорении без изменения или с незначительным изменением конечной нефтеотдачи. В этом случае обязательным элементом затратной части формулы определения экономического эффекта (формула 1) становятся издержки в заключительной части расчетного периода Т, связанные с потерей возможности добывать количество нефти, адекватное ранее полученному объему за счет ускорения. Таким образом, период положительных экономических результатов (после осуществления единовременных затрат), где годовые значения разности Рt-Зt положительны Рt >Зt, обязательно сопровождается замыкающим его периодом потерь, т.е. отрицательных значений разности.

В этом случае надо иметь в виду, что экономическое содержание и метод расчета коэффициента единовременных затрат существенным образом изменяются, а величина экономического эффекта от рассматриваемого мероприятия НТП должна становиться предметом социального анализа.

4.4 Расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте

Расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте производим по следующей формуле:

, 4.4.1

где: С₁ и С₂ - себестоимость продукции по вариантам;

К₁ и К₂ - удельные капитальные вложения по вариантам;

Е_Н = 0,15 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

ДЭ - дополнительная прибыль (от внедрения нового оборудования).

Исходя из выше изложенных методик производим расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте. Данные расчета см. в таблице 4.1, 4.2.

Таблица 4.1 Расчет экономической эффективности от строительства новой подстанции 35/10 кВ

№ п/п	Наименование статей затрат	До внедрения	Дополн. затраты	После внедрения
		Всего, т.р.	На 1тн,руб		Всего, т.р.	На 1тн,руб
1	Расходы на энергию по извлечению нефти	16693,00	10,98	38,21	16731,21	10,98
2	Расходы по искусств. воздейст. на пласт	128129,00	84.27	293,25	128422,25	84,27
3	Основная зарплата	15249,00	10,03	0,00	15249,00	10,01
4	Отчисление на соц. страх	4949,00	3,25	0,00	4949,00	3,25
5	Амортизация скважин	44029,00	28,96	1710,00	45739,00	30,01
6	Расходы по сбору и транспортировке нефти	72735,00	47,84	166,47	72901,47	47,84
7	Расходы по технологи- ческой подгот. Нефти	22221,00	14,61	50,86	22271,86	14,61
8	Расходы на содержание и экспл. оборудования	352780,00	232,02	803,70	353583,70	232,01
9	Цеховые расходы	72742,00	47,84	0,00	72742,00	47,73
10	Общепроизводственые расходы	461815,00	303,73	0,00	461815,00	303,03
11	Прочие производствен. расходы	1679,00	1,10	3,84	1682,84	1,10
12	Итого	1193021,0	784,62	3066,33	1196087,33	784,84
Исходные данные для расчета.
13	Стоимость одного ПРС т.руб.	0,00
14	Стоимость одного КРС т.руб.	0,00
15	Количество сокращенных ПРС (-)	0,00
16	Количество дополнительных ПРС (+)	0,00
17	Количество сокращенных КРС (-)	0,00
18	Количество дополнительных КРС (+)	0,00
19	Дополнительная закачка воды м3 (+)	0,00
20	Сокращение закачки воды м3 (-)	0,00
21	Цена реагентов, воды: а) ИФ т.руб./т.	0,00
22	б) кислота т.руб./т.	0,00
23	в) воды т.руб./м3	0,00
24	Дополнительные кап. вложения т.руб.	15000,00
25	Прирост добычи нефти т.т.	3,48
26	Цена 1 тн. без НДС и акцизов руб.		2168,00		2168,00
27	Добыча нефти т.т.	1520,50		1523,98
28	Товарная продукция т.р.	3296444,0		3303988,6
29	Дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с внедрением ГТМ, ОТМ т.р			0,00
30	Дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с внедрением основных фондов т.р.			1710,0
31	Расходы на содержание и эксплуатацию вновь введенных основных фондов т.р.			803,7
32	Увеличение условно-переменной части себестоимости продукции т.р.			552,6
33	Увеличение +, уменьшение - ПРС, КРС в стоимостном выражении т.р.			0
34	Увеличение себестоимости продукции в связи с ростом объема добычи нефти			3066,33
35	Себестоимость т.р.	1193021,00		1196087,33
36	Себестоимость 1 т. товарной продукции р.		784,62		784,84
37	Численность работающих чел.		2534		2534,00

Таблица 4.2 Расчет абсолютных показателей

№ п/п	Наименование статей затрат	Ед. изм.	Показатели
			До внедрения	После внедрения
1	Уровень затрат на 1 руб. товарной продукции	руб.	0,36191	0,3620
2	Прибыль балансовая	т.р.	2103423,0	2107901,3
3	Уровень рентабельности	%	176,31	176,23
4	Производительность труда	т.р./чел.	1300,89	1303,86
5	Прирост балансовой прибыли	т.р.		4478,86
6	Снижение себестоимости 1 т. нефти	т.р.		-0,22
7	Прирост производительности труда	р/чел.		2,98
8	Прирост производительности труда	%		0,23
9	Снижение уровня затрат на 1 руб. тов. продукции	%		-0,03
10	Изменение уровня рентабельности	%		-0,08
Расчет экономического эффекта от дополнительного прироста продукции и внедрения ОТМ и ГТМ
11	Экономический эффект от прироста продукции	т.р.		4478,31
12	Экономия эксплуатационных затрат	т.р.		-0,22
13	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия от дополнительно полученной продукции	т.р.		-0,14
14	Окупаемость дополнительных кап. вложений	год		-44,665
15	Экономия эксплуатационных затрат на весь объем добычи нефти по НГДУ	т.р.		-335,84

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Электробезопасность при эксплуатации электроустановок

Электроустановкой называется совокупность машин, аппаратов, линий электропередачи и вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии. Различают электроустановки открытые и закрытые.

Открытыми или наружными электроустановками называются электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий и защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т. п.

Закрытыми или внутренними электроустановками называются электроустановки, размещенные внутри зданий, защищающих их от атмосферных воздействий.

По условиям электробезопасности электроустановки разделяются на электроустановки напряжением до 1000 В и напряжением выше 1000 В. При этом имеется в виду действующее значение напряжения. Требования техники безопасности и технологические требования, предъявляемые к конструкции, устройству, размещению и эксплуатации электроустановок выше 1000 В, значительно более жесткие, нежели требования к электроустановкам до 1000 В.

Опыт эксплуатации показывает, что для обеспечения безопасной, безаварийной и высокопроизводительной работы электроустановок необходимо наряду с совершенным их исполнением и оснащением средствами защиты так организовать их эксплуатацию, чтобы была исключена всякая возможность ошибок со стороны обслуживающего персонала.

Структура такой организации эксплуатации разработана в результате длительного опыта работы множества электроустановок и изложена в виде «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей».

Основой организации безопасной эксплуатации электроустановок является высокая техническая грамотность и сознательная дисциплина обслуживающего персонала, который обязан соблюдать особые организационные и технические мероприятия, а также приемы и очередность выполнения эксплуатационных операций согласно указаниям правил.

5.1.1 Персонал, обслуживающий электроустановки

Персонал, обслуживающий электроустановки, в зависимости от возложенных на него обязанностей и исполняемой работы делится на административно-технический, оперативный, ремонтный, оперативно-ремонтный, электротехнологический и неэлектротехнический.

Административно-технический персонал - руководители, начальники служб и отделов районных энергетических управлений, предприятий, цехов, лабораторий, районов и участков электросетей, заместители указанных лиц, инженеры, техники, мастера, занимающиеся эксплуатационно-ремонтным обслуживанием электроустановок.

Оперативный персонал - лица, имеющие электротехническую квалификацию, несущие дежурство в смене в электроустановках непосредственно или на дому. Обязанностью его является оперативное обслуживание действующих электроустановок. К дежурному персоналу относятся также допущенные к оперативному управлению и оперативным переключениям диспетчеры, дежурные инженеры и техники, начальники смен, лица из состава оперативно-выездных бригад.