3.10 Релейная защита и автоматика установок плавки гололеда переменным током

При плавке гололеда переменным током в распределительных электрических сетях 6-35-110 кВ особенностью их релейной защиты является необходимость блокировки отдельных чувствительных устройств РЗ и ввод специальных устройств РЗ на подстанциях и пунктах АВР на период плавки гололеда.

При плавке гололеда повышается вероятность повреждения оборудования цепи плавки, особенно проводов или троса. Поэтому в установках плавки гололеда переменным током должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений на ВЛ:

1 - междуфазные КЗ;

2 - замыкание провода или троса на землю;

3 - обрыв провода или троса.

В радиальных схемах плавки гололеда по способу короткого замыкания для защиты от междуфазных КЗ применяется токовая отсечка без выдержки времени, отстроенная с коэффициентом запаса 1,2 - 1,3 от максимального тока плавки. Недостаток токовой отсечки - наличие «мертвой зоны» в конце линии ВЛ.

Дополнительное применение максимальной токовой защиты с выдержкой времени смысла не имеет, так как ее ток срабатывания такой же, как у токовой отсечки, а выдержка времени для отстройки от кратковременных перегрузок не требуется из-за отсутствия последних. Короткие замыкания, возникающие при схлестывании проводов, должны отключаться без выдержки времени во избежание пережога провода.

Поскольку при плавке гололеда междуфазные КЗ сопровождаются, как правило, замыканием на землю, исключение «мертвой зоны» должно обеспечиваться 100%-й релейной защитой от замыкания на землю.

Для фиксации обрыва провода, в том числе с замыканием на землю через большое переходное сопротивление, целесообразно применять минимальное реле тока.

Сборка и разборка схем плавки гололеда по способу короткого замыкания должна выполняться коммутационными аппаратами: разъединителями, выключателями, короткозамыкателями, отделителями. Для дистанционного управления аппаратами в автоматизированных системах плавки гололеда - АСПГ должна использоваться автоматика.

Для релейной защиты кольцевых схем плавки гололеда по способу встречного включения фаз применяются на питающих концах ВЛ:

· двухступенчатая направленная дистанционная защита;

· двухступенчатая токовая защита;

· одноступенчатая токовая защита нулевой последовательности.

Если в кольце есть секционирующий выключатель, то его отключение при КЗ на воздушных линиях осуществляется направленной токовой защитой на оперативном переменном токе или отсечкой по напряжению.

Если источники питания, сдвинутые по фазе, находятся на одной подстанции, то для защиты схемы плавки от КЗ применяется токовая направленная отсечка без выдержки времени с включением токовых цепей на сумму токов фаз источников питания.



4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Значение безопасности жизнедеятельности на подстанции

Эффективное и экологически чистое производство тепловой и электрической энергии является жизненно важным вопросом в настоящее время. Экологические аспекты учитываются в обязательном порядке при реконструкции, ремонте, монтаже оборудования.

Электрификация народного хозяйства России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередачи, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работниками электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда.

Основная роль безопасности жизнедеятельности как науки - защита человека в техносфере от негативных воздействий антропогенного и естественного происхождения и достижение комфортных условий жизнедеятельности.

Средством достижения этой цели является реализация обществом знаний и умений, направленных на уменьшение в техносфере физических, химических, биологических и иных негативных воздействий до допустимых значений.

Здоровые и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные производственные установки, могут быть обеспечены выполнением научно обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.



4.2 Расчет защиты от прямых ударов полни на ОРУ 35 кВ

Открытое распределительное устройство подстанции защищается от прямого удара молнии (ПУМ) стержневыми молниеотводами.

Молниеотвод - устройство, возвышающееся над защищаемым объектом, состоящее из:

· молниеприёмника непосредственно воспринимающего на себя удар молнии;

· токоведущих спусков к заземлителям, через который ток молнии стекает в землю;

· Заземляющего устройства.

Защитное действие молниеотводов основано на свойстве молнии поражать прежде всего высокие и хорошо заземлённые объекты. Пространство вокруг молниеотвода, защищенное от ПУМ называется зоной защиты молниеотвода. Всякое сооружение, входящее в эту зону, защищено от прямого удара молнии.

Для одиночного молниеотвода высотой h зону защиты можно определить, задаваясь различными значениями hx получая абсциссу rx, по формуле (4.1)

, (4.1)

где h - высота стержневого молниеотвода, м;

hx - высота точки на границе защищаемой зоны, м;

Р - коэффициент учитывающий высоту молниеотвода, при h?30, Р=1.

При проектировании молниезащиты подстанции примем метод расчета и построение зон защиты, в котором криволинейная граница зоны замещается прямыми отрезками.

h=15м; hx=3м;

Радиус защиты молниеотвода на высоте h=13м;

м.

Высота фиктивного молниеотвода

м.

Радиус защиты на высоте h=15м;

м.

Таким образом, сборные шины и все аппараты РУ 35кВ надежно защищены от прямых ударов молнии.

4.3 Меры по технике безопасности при организации борьбы с гололедом и ликвидации гололедно-ветровых аварий

4.3.1 Наблюдение за гололедообразованием и окончанием плавки гололеда

· Наблюдение применяется при отсутствии надежных информационных систем контроля гололедообразования.

· Персонал, наблюдающий за гололедными отложениями в контрольных точках ВЛ, должен находиться на расстоянии не менее 3 м от крайнего провода с подветренной стороны; он должен быть обеспечен связью с диспетчером.

· В обязанности персонала, наблюдающего за гололедными отложениями в контрольных точках ВЛ входит предупреждение водителей транспортных средств и отдельных лиц об опасности нахождения на трассе ВЛ (под проводами) и вблизи нее и об опасности приближения к поврежденным элементам ВЛ.

· Работы по плавке гололеда выполняются по технологическим картам, которые должны обеспечивать оперативный персонал четкими и полными инструктивными материалами.

В технологической карте плавки гололеда для каждой ВЛ, кроме схемы плавки, ее параметров и условий проведения плавки, должна быть определена последовательность операций при сборке и разборке схемы плавки на ПС и ВЛ. Эту последовательность персонал обязан строго соблюдать.

4.3.2 Механическое удаление гололедных отложений

· Механическое удаление гололедных отложений (обивка слабосцепленных с проводом отложений, скалывание прочных отложений) должно применяться только в случае невозможности плавки отложений, так как отличается большой трудоемкостью и длительностью простоя линии электропередачи. Так на удаление сравнительно непрочных отложений зернистой изморози требуется 1 - 1,5 чел•час на один километр провода.

Возможно использование механического удаления отложений при локальном обледенении (в отдельных пролетах, на небольших участках ВЛ).

· Все работы по удалению гололедных отложений с проводов ВЛ механическими способами должны выполняться по нарядам на выведенных в ремонт ВЛ.

· Допуск бригады к работе производится ответственным руководителем (производителем) работ, который должен принять выведенную в ремонт ВЛ от оперативного персонала, проверить отсутствие напряжения и наличие заземления ВЛ на месте работ, проинструктировать бригаду о способе удаления гололедных отложений и мерах безопасности при проведении работ.

При привлечении к обивке персонала других организаций бригады должны возглавляться производителями работ из персонала сетевого предприятия.

· Работы могут выполняться по нарядам несколькими бригадами (по одному наряду на одного производителя работ). Каждая бригада должна иметь в зоне видимости свое переносное заземление. Все члены бригады должны находиться в зоне видимости производителя работ.

· Наносящий шестом удары должен находиться на расстоянии не менее двух метров от оси провода. Во время обивки гололедного отложения из кузова транспортного средства его передвижение запрещается.

4.4 Защита населения и территории при чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации (ЧС) - внешне неожиданная, внезапно возникающая обстановка, характеризующаяся режимом нарушения установившегося процесса или явления, и оказывающая значительное отрицательное воздействие на жизнедеятельность людей, функционирования экономики, социальную сферу и природную среду, В мирное время ЧС могут возникать в результате производственных аварий, катастроф, стихийных бедствий, диверсии или факторов военно-политического характера.

ЧС можно квалифицировать по значительному числу признаков, например:

- по типам и видам (по причинам возникновения). Чрезвычайных событий лежащих в основе этих ситуаций:

1. стихийные бедствия (землетрясения, наводнения, селевые потоки, оползни, ураганы, снежные заносы, грозы, засухи, ливни, лавины и т.д.);

2. техногенные катастрофы (аварии на энергетических, химических, биологических объектах);

3. антропогенные катастрофы: социально-политические конфликты (социальные, военные);

- по скорости распространения опасности: внезапные быстро распространяющиеся, умеренные, плавные:

- по масштабам распространения с учетом тяжести последствий чрезвычайные ситуации природного и техногенного характера подразделяются на:

а) чрезвычайную ситуацию локального характера, в результате которой территория, на которой сложилась чрезвычайная ситуация и нарушены условия жизнедеятельности людей (далее - зона чрезвычайной ситуации), не выходит за пределы территории объекта, при этом количество людей, погибших или получивших ущерб здоровью (далее - количество пострадавших), составляет не более 10 человек либо размер ущерба окружающей природной среде и материальных потерь (далее - размер материального ущерба) составляет не более 100 тыс. рублей;

б) чрезвычайную ситуацию муниципального характера, в результате которой зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории одного поселения или внутригородской территории города федерального значения, при этом количество пострадавших составляет не более 50 человек либо размер материального ущерба составляет не более 5 млн. рублей, а также данная чрезвычайная ситуация не может быть отнесена к чрезвычайной ситуации локального характера;

в) чрезвычайную ситуацию межмуниципального характера, в результате которой зона чрезвычайной ситуации затрагивает территорию двух и более поселений, внутригородских территорий города федерального значения или межселенную территорию, при этом количество пострадавших составляет не более 50 человек либо размер материального ущерба составляет не более 5 млн. рублей;

г) чрезвычайную ситуацию регионального характера, в результате которой зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории одного субъекта Российской Федерации, при этом количество пострадавших составляет свыше 50 человек, но не более 500 человек либо размер материального ущерба составляет свыше 5 млн. рублей, но не более 500 млн. рублей;

д) чрезвычайную ситуацию межрегионального характера, в результате которой зона чрезвычайной ситуации затрагивает территорию двух и более субъектов Российской Федерации, при этом количество пострадавших составляет свыше 50 человек, но не более 500 человек либо размер материального ущерба составляет свыше 5 млн. рублей, но не более 500 млн. рублей;

е) чрезвычайную ситуацию федерального характера, в результате которой количество пострадавших составляет свыше 500 человек либо размер материального ущерба составляет свыше 500 млн. рублей.

Для практических нужд общую классификацию ЧС наиболее целесообразно строить по типам и видам событий: при этом можно частично в тех или иных звеньях классификационной структуры использовать принадлежность, причинность или масштаб ЧС. По такому комплексу признаков все ЧС мирного времени разбивают на 5 групп:

1. сопровождающиеся выбросами опасных веществ в окружающую среду;

2. связанные с возникновением пожаров, взрывами и их последствиями;

3. на транспортных коммуникациях;

4. вызванные стихийными бедствиями;

5. военно-политического характера.



5. Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции «Т»

Для оценки эффективности капитальных вложений используется несколько критериев.

5.1 Основные методики оценки эффективности инвестиций в энергетики

Простые методы оценки экономической эффективности инвестиций оперируют “точечными” или статическими значениями исходных данных, например, годовыми показателями работы проектируемых объектов. Не учитываются вся продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков.

Эти методы достаточно широко распространены и применяются в основном для экспресс- оценки проектов на предварительных стадиях разработки.

Простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП) определяется по характерному году расчетного периода, как правило, когда уже достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат инвестированного капитала.

(5.1)

Величина чистой прибыли Пч t численно равна балансовой прибыли Пб t за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль Нt:

(5.2)



где ? стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t );

Иt - суммарные эксплуатационные издержки в год t.

Расчетная величина ПНП сравнивается с минимальным или средним уровнем доходности (процентной ставки по кредитам, ценным бумагам, депозитным вкладам).

Простой срок окупаемости капитальных вложений представляет собой период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции. Определяется период, в течение которого проект будет работать на «себя», т. е. как бы весь получаемый объем чистого дохода засчитывается как возврат инвестированного капитала.

Определение срока окупаемости капитальных вложений производится последовательным суммированием величины чистого дохода в стабильных ценах (без учета инфляции) по годам расчетного периода до того момента, пока полученная сумма не сравняется с величиной суммарных капитальных вложений, т.е.

(5.3)

где tс и tп - соответственно срок завершения инвестиций (окончания строительства) и момент начала производства;

Кt ? величина инвестиций в год t;

И't ? суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений;

- амортизационные отчисления на реновацию.

В формуле (5.3) находится величина , обеспечивающая равенство левой и правой частей формулы.

При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле

(5.4)

Недостаток этого метода ? не учитывается деятельность проекта за пределами срока окупаемости.

Интегральные (динамические) критерии экономической эффективности инвестиций оперируют с показателями работы проектируемых объектов по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В интегральных критериях также могут быть учтены прогнозируемые темпы инфляции. В интегральных критериях расходы и доходы, разнесенные по времени, приводятся к одному (базовому) моменту времени. Базовым моментом времени обычно является дата начала реализации проекта или дата начала производственной деятельности.

Чистый дисконтированный доход ЧДД. Расчет этого показателя производится дисконтированием чистого потока платежей (чистого дохода). Разность между притоками и оттоками денежных средств ? чистый доход на данном отрезке жизни ЧДt:

(5.5)

где Клик t - ликвидационная стоимость объекта.

Дисконтирование разновременных затрат и результатов осуществляется с помощью коэффициента приведения

, (5.6)

где Е ? норматив дисконтирования;

Тпр ? год приведения.

Если накопленная в течение всего срока жизни объекта сумма чистых доходов отрицательна, это свидетельствует об убыточности проекта, т.е. о его неспособности возместить инвестированные средства, не говоря уже о выплате хотя бы минимальных дивидендов потенциальным инвесторам.

Чистый дисконтированный доход ЧДД или сумма дисконтированных чистых потоков платежей при приведении к началу расчетного периода (Тпр=0):

(5.7)

где Тр - расчетный период, лет.

При выделении денежных потоков в период эксплуатации и в период строительства формула (5.7) примет вид

(5.8)

Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие .

При неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через сумму коэффициентов дисконтирования по формуле

, (5.9)

При сравнении нескольких вариантов выбирается вариант с наибольшей величиной ЧДД. Если варианты отличаются размером инвестиций, использование этого показателя нецелесообразно.

Индекс доходность инвестиций - отношение дисконтированных положительных денежных потоков за расчетный период к дисконтированной величине инвестиций:

(5.10)

Поскольку это относительный показатель, он может использоваться при сравнении вариантов с разной величиной инвестиций, при ранжировании проектов.

Внутренняя норма доходности объекта ВНД характеризует норму дисконтирования Е, при которой ЧДД равен нулю.

Внутренняя норма доходности объекта (ВНД) в этом случае определяется из выражения:

(5.11)

где Евн - внутренняя норма доходности, являющаяся в данном случае искомой величиной и обеспечивающая справедливость равенства (6.11), определяется методом последовательных приближений при различных ставках дисконта.

ВНД может быть определена по формуле

, (5.12)

где ЧДД1 - положительное значение чистого дисконтированного дохода при меньшей ставке доходности Е1;

ЧДД2 - отрицательное значение чистого дисконтированного дохода при большей ставке доходности Е2

При равенстве денежных потоков по годам расчетного периода ВНД может определяться по специальным таблицам [5,1-5.3].

Критерием эффективности инвестиций в сооружение проектируемого объекта служит условие превышения внутренней нормы доходности над величиной норматива дисконтирования Е Евн > Е.

При сопоставлении нескольких вариантов сооружения проектируемого объекта критерием оптимальности варианта является выражение: Евн => max.

Дисконтированный срок окупаемости затрат. Этот срок характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации объекта. Определяется при условии, что ЧДД равен нулю:

(6.13)

где Ток.д ? последний год периода, после которого величина Эд, определяемая с фиксированной нормой дисконта Е, приобретает положительное значение ? искомая величина.

При приведении доходов и расходов к моменту начала вложения инвестиций (5.13) срок окупаемости будет включать в себя и срок строительства.

Критерием экономической эффективности инвестиций в сооружение объекта служит выражение: Ток < Тприемл, где Тприемл ? приемлемый срок окупаемости.

Недостаток срока окупаемости ? не учитывается деятельность проекта за пределами срока окупаемости, поэтому этот критерий должен использоваться лишь в виде ограничения при принятии решения об инвестировании.

Суммарные дисконтированные затраты удобно использовать при сопоставлении альтернативных вариантов инвестиционного проекта, обеспечивающих равные результаты по годам, а также вариантов проектов, вообще не сопровождающихся денежными поступлениями

(5.14)

Выбранный вариант обязательно проверяется по другим критериям.

Удельные затраты на производство продукции могут использоваться, когда невозможно или сложно привести варианты к одинаковому производственному эффекту. Этот показатель отражает минимальную расчетную цену единицы продукции:

(5.15)

где Vt - отпуск продукции по годам расчетного периода.

Эквивалентные среднегодовые затраты могут использоваться при сравнении проектов с разными жизненными сроками, чтобы не выравнивать варианты по этому показателю. В простейшем случае, когда инвестиции вкладываются в один год, затраты и результаты не меняются в течение жизненного срока, ликвидационная стоимость равна нулю, этот показатель представляет собой годовые приведенные затраты с дисконтированной нормой амортизации

Амортизационные отчисления определяются с использованием дисконтированной нормы амортизации



(5.17)

где  ? дисконтированная норма амортизации, рассчитанная по формуле

(5.18)

5.2 Особенности экономического обоснования развития электрических сетей

Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать следующим условиям сопоставимости:

1. Варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию.

2. Все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода.

3. Развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени: для системообразующих сетей это 10?15 лет; для распределительных сетей 5?10 лет. При решении локальных задач электроснабжения расчетный период определяется сроками ввода и освоения мощности тех объектов, с которыми связано сооружение рассматриваемой сети.

4. Сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения.

5. Все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности.

6. Тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.

По своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для:

1) выдачи мощности электростанций;

2) увеличения пропускной способности участков сети в связи с ростом перетоков;

3) усиления электроснабжения узлов нагрузки и внешнего электроснабжения потребителей;

4) сокращения потерь электроэнергии в сети;

5) повышения надежности электроснабжения.

Практически каждый объект выполняет несколько из перечисленных функций. Основной фактор обоснования экономической эффективности для всех групп объектов 1-5 ? это возможность увеличения реализации электроэнергии потребителям и, как следствие, образование дополнительной прибыли в энергокомпании.

Как правило, сооружаемые объекты относятся к группам 1-3, для которых характерно, что ввод их приводит к увеличению пропускной способности сети. В результате обеспечивается передача дополнительной электроэнергии потребителям и образование прибыли в энергокомпании.

Определение эффективности капитальных вложений в объекты групп 4 и 5 сводятся к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме. Стоимостная оценка результата сооружения электрической сети определяется по формуле

(5.18)



где Тэ ? средневзвешенный тариф на транспортировку электроэнергии в данной энергосистеме;

W ? дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта;

W - изменение потерь в сети;

П ? увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов, влияющих на экономический эффект.

Численные значения величин W и W формулы (5.18) определяются в зависимости от назначения электросетевого объекта:

Ш если сооружаемый объект предназначен для выдачи мощности электростанции или внешнего электроснабжения узла нагрузки по радиальной схеме, то значение W соответствует энергии, поступившей в данный объект, а W ? потери электроэнергии в этом объекте (ВЛ, ПС);

Ш если объекты сооружаются в замкнутой цепи, и их ввод приводит к перераспределению потоков мощности в действующих элементах сети, то W соответствует дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в сеть рассматриваемого района в связи с вводом проектируемых объектов, а W ? изменение потерь в этой сети (с соответствующим знаком):

,

где потери в сети после ввода объекта;

потери в сети до ввода объекта (без учета дополнительной передачи электроэнергии Э).

Увеличение прибыли П может быть вызвано повышением надежности электроснабжения, которое оценивается либо снижением ущерба от недоотпуска электроэнергии, либо изменением договорного тарифа, зависящего от заданной надежности.

Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии ОАО “Южэнергосетьпроект” оценивает исходя из удельного ущерба 90?120 руб./кВт·ч.

На увеличение прибыли также влияет топливный и мощностной эффекты, возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций, объединяемых на параллельную работу сетью: снижение расхода топлива на производство единицы электроэнергии и максимума нагрузки энергосистемы.

5.3 Расчет капитальных вложений

Реконструируемая ПС 35/6 кВ «Т» с заменой силового трансформатора на более мощный предназначена для повышения надежности электроснабжения потребителей развивающегося района при прогнозируемом росте его нагрузки.

В соответствии со сметными расчётами, выполненными в ценах 1991 года, произведён пересчёт с учётом коэффициентов дефлятора:

Для перехода от цен 2000 г. к ценам 2011 г. рекомендуется использовать в дипломных проектах коэффициент-дефлятор J = 4,717.

Расчет капиталовложений для реконструкции подстанции «Т»:

J = 4,717

K2011= J * K2000 ;

K2011= 4,717*7,21;

K2011= 34,032, млн. руб.



Таблица 5.1 Капитальные вложения в реконструкцию подстанции

Наименование оборудования	Кол-во	Характеристика оборудования	Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.	Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.	Сметная стоимость в текущих ценах, млн. руб.
Трансформатор	2	ТДТН-4000/35	1825	3650	17,217
Выключатель	3	ВГБ-35-12,5/630	600	1800	8,490
Выключатель	9	ВВ/TEL-6	85	765	3,608
Постоянная часть затрат (20 % от табл данных)				1000	4,717
Капитальные вложения в ПС					34,032

5.4 Определение эксплуатационных затрат

На предпроектной стадии расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупненным показателям.

Годовые эксплуатационные расходы И включают амортизационные отчисления Иа и затраты на обслуживание и ремонт Иобс

. (6.4.1)

Основной составляющей затрат являются амортизационные отчисления, причем с ростом напряжения линии электропередач увеличивается доля амортизационных отчислений:

Затраты на амортизацию и эксплуатационное обслуживание могут быть определены по упрощенным формулам:

, (6.4.2)

, (6.4.3)

где ? норма амортизационных отчислений на реновацию ПС и ВЛ;

КПС , КВЛ - величина капитальных вложений соответственно в ПС и ВЛ;

? норма отчислений на обслуживание и ремонт соответственно ПС и ВЛ.

5.5 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций

Капитальные вложения в подстанцию определены по УСП в ценах 2011 г. и составляют 34,032 млн руб.

Стоимостная оценка результатов строительства подстанции выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии:

Ор = Т(W - W)+П, (5.5.1)

где Т - тариф на передачу электроэнергию 0,85 руб./ кВт·ч.; W-дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, млн кВт·ч; W - изменение потерь, млн кВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % ); П - увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов (в расчете не учитывается).

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:



W = Р Тmax. (5.5.2)

При расчете выручки от реализации электроэнергии учтены прогнозируемые темпы инфляции (см. табл. 5.1).

Балансовая прибыль от реализации дополнительной электроэнергии определена по формуле

П = Ор - И. (5.5.3)

Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль
н = 20 %:

Пч = П (1- н). (5.5.4)

В расчете рассматривается нарастание нагрузки и инфляция по годам расчетного периода.

Расчет прибыли представлен в табл. 5.2.

Ниже представлены краткие пояснения для первых двух лет расчетного периода.

Краткие пояснения к расчету для первых 2 лет

Присоединяемая нагрузка, исходя из мощности устанавливаемых трансформаторов от 2 до 6 МВт.

Для второго года расчетного периода (1-го года эксплуатации):

· количество электроэнергии, принятой в сеть

· потери электроэнергии

· доход от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии (тариф принимается с учетом индекса расчетной инфляции, для второго года 1,08 - из табл. 5.1)



= 0,851,08(12-0,9) = 10,46 млн руб.;

· ежегодные постоянные издержки

· балансовая прибыль от реализации электроэнергии

П2 = Ор2 - Ип2 = 10,46 - 3,668 = 6,791 млн руб.

· чистая прибыль от реализации электроэнергии

Пч2 = П2 (1- н) = 6,791 (1-0,2) = 5,433 млн руб.

НДП2 = Пч2 + Иа2 = 5,433 + 1,5 = 6,933 млн руб.

Номинальный денежный поток нарастающим итогом:

· для одного года

· для двух лет

НДПсумм = НДП1 + НДП2 = -34,032 + 6,933 = -27,099 млн руб.

Простой срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Номинальный денежный поток нарастающим итогом», для более точного определения используется интерполяция:

· от начала расчетного периода Ток. пр = 3,87 г.;

· от начала эксплуатации Ток. пр = 2,87 г.

Дисконтирование осуществлено при ставке доходности Е=10 %.

для первого года:

коэффициент приведения

дисконтированный денежный поток

ДДП1= НДП1k1 = -34,032 0.909 =-30,935 млн руб.;

для второго года:

коэффициент приведения

;

дисконтированный денежный поток

ДДП2 = 6,933 0,826 = 5,72 млн руб.

Дисконтированный денежный поток с нарастающим итогом определяется аналогично номинальному денежному потоку с нарастающим итогом.

Динамический срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+):

· от начала расчетного периода Ток. д = 4,29г.;

· от начала эксплуатации Ток. д = 3,29 г.

Чистый доход за расчетный период 17 лет составляет 486,32 млн руб., а чистый дисконтированный доход 166,84 млн руб.

Индекс доходности:

.

Внутренняя норма доходности:

· зададимся большей ставкой доходности Е=49 %, при которой ЧДД<0 (расчет в Microsoft Excel табл. 5.1-5.3)

· уточним при Е1=48 % и Е2=49 %

Расчет произведен в Microsoft Excel. В расчете использованы как простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). Результаты расчета при Е=10 % представлены в табл. 5.3 и на рис. 5.1. Результаты расчета для двух вариантов ставки доходности приведены ниже:

Таблица 5.1

Наименование показателей	Величина показателя
	при Е=10 %	при Е=15 %
Простой (статический) срок окупаемости инвестиций) от начала эксплуатации, лет	1,77
То же, от начала расчетного периода	2,77
Дисконтированный срок окупаемости от начала эксплуатации, лет	2,002	3,112
Чистый доход, млн руб.	683,78
Чистый дисконтированный доход, млн руб.	245,88	158,67
Индекс доходности, руб./руб.	12,06	8,46
Внутренняя норма доходности, %	77,54 %

Таблица 5.1 Исходные данные для расчета экономической эффективности строительства ПС 35/6 кВ

Годы
Мощность трансформаторов	Сумма	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Присоединяемая нагрузка	МВ·А		2*4
Число часов использования максимума	МВт			2	3	4	5	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Коэффициент потерь	ч			6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000
Норма амортизационных отчислений	%			5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5
ПС
ВЛ	%			4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
КЛ	%
Постоянные эксплуатационные издержки	%
ПС
ВЛ	%			5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9
КЛ	%
Cоставляющая тарифа, относимая на ПС	%
Ставка налога на прибыль	руб/кВт·ч		0,85
Год приведения затрат	%		20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20
Норма дисконта			0
Расчётный уровень инфляции на тариф	отн.ед.		0,1
Индекс расчётной инфляции	%			8	8	7	7	6	6	5	4	3	3	3	3	3
То же, базисный				1,080	1,080	1,070	1,070	1,060	1,060	1,050	1,040	1,030	1,030	1,030	1,030	1,030
Тариф с учётом инфляции				1,080	1,166	1,248	1,335	1,416	1,500	1,575	1,639	1,688	1,738	1,790	1,844	1,956

Таблица 5.2 Расчет прибыли от реализации проекта строительства ПС 35/6 кВ

Годы	Сумма	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
Количество электроэнергии, принятой в сеть	млн кВт·ч			12	18	24	30	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36
Потери электроэнергии	млн кВт·ч			0,6	0,9	1,2	1,5	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
Полезная отпущенная электроэнергия	млн кВт·ч			11,4	17,1	22,8	28,5	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2
Выручка от реализации электроэнергии	млн руб.			10,47	16,95	24,19	32,35	41,15	43,62	45,80	47,63	49,06	50,53	52,05	53,61	55,22	56,87	58,58	60,34
Необходимые капиталовложения	млн. руб.		34,03
в том числе: оборудованте ПС	млн. руб.		34,03
ВЛ	млн. руб.
КЛ	млн. руб.
Накопленные капиталовложения	млн. руб.		34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
в том числе: оборудование ПС	млн. руб.		34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
ВЛ	млн. руб.		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
КЛ	млн. руб.
Основные фонды	млн. руб.			34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
в том числе: оборудование ПС	млн. руб.			34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
ВЛ	млн. руб.			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
КЛ	млн. руб.
Ежегодные постоянные издержки	млн. руб.			3,666	4,003	4,179	4,340	4,510	4,661	4,787	4,886	4,988	5,092	5,200	5,311	5,426	5,544	5,665	5,665
в том числе: на обслуживание	млн. руб.			2,169	2,506	2,681	2,842	3,013	3,163	3,290	3,389	3,490	3,595	3,703	3,814	3,928	4,046	4,168	4,168
ПС 5,9 %	млн. руб.			2,169	2,506	2,681	2,842	3,013	3,163	3,290	3,389	3,490	3,595	3,703	3,814	3,928	4,046	4,168	4,168
ВЛ 0,8 %	млн. руб.			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
КЛ	млн. руб.
амортизационные отчисления	млн. руб.			1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497
ПС 4,4 %	млн. руб.			1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497
ВЛ 2,0 %	млн. руб.			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
КЛ	млн. руб.
Прибыль, подлежащая налогообложению				6,80	12,95	20,01	28,01	36,64	38,96	41,01	42,75	44,07	45,44	46,85	48,30	49,79	51,33	52,92	54,67

Проведенные расчеты показали, что инвестиции в строительство новой подстанции 35/6 кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 3,87 года (простой срок окупаемости от начала эксплуатации).

Динамический срок окупаемости по данным табл. 5.3 также ниже нормативного и принятого в энергетике. При этом не учитывалось повышение надежности.

Рис. 5.1. Финансовый профиль проекта строительства ПС 35/6 кВ



Заключение

Проанализировав проведенные расчеты можно сделать вывод: выполненная замена трансформаторов и установка выключателя обеспечивают бесперебойную работу, а также возможность перспективного развития потребителей, повышает надежность электроснабжения и качество электроэнергии, увеличивает эффективность защиты оборудования. На подстанции были установлены два трансформатора типа ТМ-4000/35 мощностью 4 МВА и напряжением 35/6 кВ и элегазовые выключатели на шинах и35 кВ типа, а на шинах 6 кВ вакуумные типа ВВ/TEL-10.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности», были произведены расчеты молниезащиты.

Результаты, полученные при расчетах в организационно-экономической части подтверждают экономическую эффективность проведения реконструкции ПС «Т»-35/6 кВ. Затраты на реконструкцию подстанции имеют достаточно высокие показатели эффективности. Срок окупаемости инвестиций составляет от 3,87-4,29 лет.



Литература

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для ВУЗов изд 4-е перераб и доп. М... Энергоатомиздат,1986. Справочник по проектированию электрических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. - М.: Энергия, 1997.

2. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Учеб. -М.: Энергоатомиздат, 1980.- 600с

3. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.: ил.

4. Справочник по проектированию электрических сетей; Под ред. Д.Л. Файбисовича. - 2-е изд. Перераб. И доп. - М.: «Издательство НЦ ЭНАС, 2006 - с 345, с 224.

5. Правила устройства электроустановок. 7-е изд., 2002год 146с.

6. Диагностика, реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных районах/ И.И. Левченко, А.С. Засыпкин, А.А. Аллилуев, Е.И. Сацук: Учеб. пособие/Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006.-494 с.

7. Пономарева Н.А., Отверченко Л.Ф. Учебно-методическое пособие к организационно-экономической части дипломных проектов для специальностей «Электроэнергетические системы и сети» и «Электроснабжение промышленных предприятий и городов»

8. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб.Пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 1984.-448 с, ил.

9. Охрана труда в электроустановках: Учеб. Под ред. Князевского Б.А.. -3-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983 г. 336 с.

10. Тарамалы Л.З., Шихкеримов И.А., Галкин А.И. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к контрольным работам и курсовому проектированию. - 2-е изд. перераб. и доп./ Новочеркасск: ЮРГТУ, 2002. 52с.

11. Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 1975

12. А.В. Фролов, И.Н. Бакаева. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда. Учебное издание. Ростов-на-Дону: Феникс, 2005г, 736с.

13. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические системы и сети»/Составители: Бураков И.Ф., Кудинов И.Д., Петрачёв С. Н./Новочеркасский политехнический институт, 1988. - 48 с.

Размещено на Allbest.ru