Арифметико-логическое устройство (АЛУ) микропроцессора по программе, заложенной в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), с участием оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) производит обработку информации и принимает решение о необходимости отключения защищаемой линии.

Если такая необходимость есть, то срабатывают одно или несколько выходных реле из их комплекта (КВР), через контакты которых подается сигнал на отключение выключателя Q. Данные о срабатывании выходных реле, параметрах срабатывания устройства защиты и др. могут быть выданы для персонала на жидкокристаллический индикатор (ЖКИ). Требуемая информация может быть передана в АСУ ТП с помощью интерфейса RS232 или RS485. Коррекция программ, заложенных в ПЗУ, и настройка устройства может производиться с помощью клавиатуры (КЛ). Электропитание устройства осуществляется с помощью блока питания (БП).

Характеристики микропроцессорных устройств релейной защиты во многом повторяют характеристики аналогичных устройств, выполненных на электромеханической или электронной элементной базе.

2.2 Устройство защиты трансформатора Siprotek

Типы устройств релейной защиты трансформато¬ров. Для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 MB-А и более от повреждений и не¬нормальных режимов предусматриваются сле¬дующие основные типы релейной защиты. Продольная дифференциальная защита -- от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB-А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А). Токовая отсечка без выдержки времени -- от КЗ всех видов на выводах трансформатора со сто¬роны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной за-щитой.

Устройство дифференциальной защиты SIPROTEC 7UT612 используется для быстрого и селективного отключения оротких замыканий в двухобмоточных трансформаторах всех классов напряжения, а также во вращающихся электрических машинах, например, генераторах и двигателях, на коротких двухконцевых линиях и сборных шинах с числом присоединений не более 7.

Конкретное применение устройства может быть определено при его конфигурации. Это позволяет максимально адаптировать реле к защищаемому объекту. Кроме функции дифференциальной защиты устройство включает резервную максимальную токовую защиту для 1 обмотки/нейтральной точки звезды. Дополнительно возможно использовать ограниченную защиту от низко- или высокоомными замыканий на землю, защиту обратной последовательности и защиту при отказе выключателя. Устройство позволяет выполнять измерение и контроль до 12 различных температур с помощью внешних термо датчиков (RTD-boxes), поэтому возможно полностью контролировать термическое состояние трансформатора. Устройство защиты может применяться для трехфазных и однофазных трансформаторов. Кроме этого, встроенная тепловая модель позволяет контролировать уровень оммических потерь в установке.

Газовая защита -- от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождаю¬щихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соот¬ветствии с ГОСТ 11677--85 газовое реле устанавли¬вается на всех масляных трансформаторах с расши¬рителем начиная с мощности 1 MB-А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая за¬щита. Максимальная токовая защита со стороны пи¬тания-- от КЗ всех видов на выводах и внутри транс¬форматора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммута¬ционных аппаратов).Специальная токовая защита нулевой последо¬вательности-- от КЗ на землю в сети НН, работаю¬щей с глухозаземленной нейтралью.

Рисунок 2.5 - Перечень защитных функций.

Основные защиты -- дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со сто¬роны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом).

Газовая защита силового трансформатора.

В каждом силовом трансформаторе мощностью 6,3 МВА и более устанавливается газовая защита, цель которой защищать трансформатор от внутренних повреждений, к которым можно отнести межвитковые короткие замыкания, утечку масла из бака, а также его возгорание. Газовая защита трансформаторов является наиболее чувствительной и универсальной защитой от внутренних повреждений. Она устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширитель для масла. Этот вид защиты основан на том, что любые повреждения в трансформаторе, включая повышенный нагрев масла, приводят к химическому разложению трансформаторного масла, а также органических материалов изоляции обмотки, в результате чего внутри трансформатора происходит выделение газа. Этот газ воздействует на специальные приборы газовой защиты, которые подают сигнал предупреждения или производят отключение трансформатора. Газовая защита реагирует на такие повреждения, как междувитковое замыкание в обмотках трансформатора, на которые дифференциальная и максимально-токовая защита не реагирует; так как в подобных случаях величина тока замыкания оказывается недостаточной для срабатывания защиты.

Характер повреждения в трансформаторе и размеры повреждения сказываются на интенсивности образования газа. Если повреждение развивается медленно, чему соответствует медленное газообразование, то защита дает предупреждающий сигнал, но отключение трансформатора не производит.

Интенсивное и даже бурное газообразование, свидетельствующее о коротком замыкании, создает в системе газовой защиты сигнал такой величины, который помимо предупреждения вызывает отключение неисправного трансформатора. Газовая защита трансформаторов вызывает предупреждающий сигнал и в том случае, когда понижается уровень масла в баке. Газовая защита трансформаторов осуществляется при помощи специальных газовых реле, монтируемых в металлический кожух, врезанных в маслопровод между баком и расширителем.

Нормально реле заполнено маслом. Кожух реле имеет смотровое стекло со шкалой, указывающей количество скопившегося и реле газа. В верхней части реле имеются кран для выпуска газа и зажимы для подключения проводов к контактам, расположенным внутри реле.



Рисунок 2.6 - Газовое реле поплавкового типа

1 - корпус, 2,5 - контакты, 3 - стержень, 4 - изоляция выводов, 6 - крышка, 7 - рамка, 8 - ось, 9 - верхний поплавок, 10 - нижний поплавок.

Конструкция и установка наиболее распространенного газового реле типа ПГ-22 показана на рисунке 4.3 У газовых реле этого типа внутри кожуха на шарнирах укреплены два поплавка, представляющие собой полые металлические цилиндры, а на них -- ртутные контакты, соединенные гибкими проводниками с выводными зажимами на крышке реле. Верхний поплавок является сигнальным элементом защиты. В нормальном состоянии, когда реле полностью заполнено маслом, поплавок всплывает и его контакт при этом разомкнут. При медленном газообразовании газы, поднимающиеся к расширителю, постепенно заполняют реле и вытесняют масло. С понижением уровня масла поплавок, опускаясь, поворачивается на своей оси, при этом происходит замыкание ртутных контактов и посылается предупреждающий сигнал.

При дальнейшем медленном газообразовании реле подействовать на отключение не может, так как оно заполняется газом лишь до верхней кромки отверстия, после чего газы будут проходить в расширитель.

Нижний поплавок, расположенный напротив отверстия маслопровода, является отключающим элементом. Если газообразование происходит бурно, то возникает сильный поток газов из трансформатора в расширитель через газовое реле, при этом нижний поплавок опрокидывается, замыкает ртутные контакты, что приводит в действие аппарат, отключающий трансформатор.

Так как при коротких замыканиях внутри бака трансформатора сразу возникает бурное газообразование, отключение трансформатора происходит быстро, через 0,1--0,3 с. Несколько позже, уже после отключения трансформатора срабатывает и сигнализация.

Для трансформаторов мощностью 6,3 тыс. кВА и выше установка газовой защиты обязательна. Для трансформаторов мощностью от 1000 до 4000 кВА она обязательна только при отсутствии дифференциальной или максимально-токовой защиты с выдержкой времени 0,5--1 с. Для трансформаторов мощностью 400 кВА и выше, устанавливаемых внутри цеха, газовая защита обязательна. Для обеспечения правильной работы газовой защиты должны быть выполнены определенные правила при установке трансформатора и при установке реле в трубопроводе. Трансформаторы должны устанавливаться так, чтобы крышка имела подъем не менее 1 -- 1,5% к горизонтали, а трубопровод от трансформатора к расширителю -- подъем не менее 2 -- 4%; при этом трубопровод должен присоединяться в наиболее высоком месте крышки трансформатора. Таким образом, трубопровод и установленное в нем газовое реле имеют наклон на 3 -- 5,5% к горизонтали. Крышка реле будет иметь такой же наклон к горизонтали. Имевшиеся ранее рекомендации об обязательности горизонтального положения крышки газового реле являются ошибочными. Для указанного подъема крышки трансформатора применяют металлические подкладки под катки трансформатора, как показано на рисунке 4.4.



Рисунок 2.7-Схема установки трансформатора с наклоном крышки и трубопровод

1 -- газовое реле; 2--расширитель;

3 -- кран в трубопроводе; 4 -- подкладка под катки

Подъем крышки и трубопровода по направлению к газовому реле нужен для свободного и быстрого прохождения выделяющихся из масла газов (при большом их количестве) в реле и в расширитель, что обеспечивает быстрое срабатывание газовой защиты. В случае же выделения из масла незначительного количества воздуха и газа в процессе нормальной работы трансформатора, например, после доливки масла в трансформатор, срабатывания газовой защиты не должно происходить. В последнем случае газ, не скапливаясь под крышкой бака, постепенно проходит по трубопроводу в расширитель.

Газовая защита переключателя РПН.

В случаях применения реле РГЧЗ-66 для защиты от внутренних повреждений в отсеках переключателей ответвлений РПН трансформаторов большой мощности реле устанавливаются в трубопроводах с внутренним диаметром 25 мм.

Контактор помещен в отсек, заполненный маслом и связанный со своим отсеком в расширителе трубопроводом диаметром 25 мм. Размещение контактора в отсеке со своим маслом вызвано тем, что технические характеристики этого масла ухудшаются намного быстрее (под воздействием электрической дуги в момент переключения), чем масла в баке трансформатора, поэтому масло в отсеках переключателей меняют независимо от масла в баке трансформатора.

Газовая защита переключателей срабатывает при их повреждениях, сопровождающихся броском через реле масла и смеси масла с газом. Незначительное количество газа, выделяющегося из масла при нормальной работе переключателя, не приводит к срабатыванию защиты.

Газовая защита переключателей ответвлений предназначена для работы на отключение трансформатора при повреждении в отсеках переключателей; при снижении же уровня масла в реле будет работать только верхний, сигнальный элемент. Несрабатывание отключающего элемента реле РГЧЗ-66 при уходе масла из трубопровода, соединяющего отсек переключателей с отделенной частью расширителя, принято допустимым.

Вывод по главе

Подстанция «Бишкуль» находится на территории Петропавловской области. В Петропавловской области предстоит развитие промышленности, следовательно может повыситься энергопотребление, что непосредственно поведет за собой понижение надежности обеспечения электроэнергией данного региона. Существует вероятность полного износа основного оборудования. Следовательно возникнет необходимость в замене основного оборудования и внедрение современной релейной защите на базе микропроцессорной релейной защиты

В настоящих условиях перехода электроэнергетики к рыночным отношениям, модернизации РЗ и замене электромеханических устройств на микропроцессорные необходима объективная оценка технико-экономической эффективности мероприятий по повышению надёжности. Подробный анализ возможных последствий, внезапных нарушений электроснабжения, связанных с отказами релейной защиты, позволяет перейти к обоснованному принятию технических решений по внедрению современных систем релейной защиты.

Важнейшей проблемой развития энергетики, является износ релейной защиты и всего оборудования, предназначенной для их защиты. Надежным решением будет рассматривать их как сплоченное целое. Так как внедрение современной релейной защиты на устаревшее оборудование, приведет к быстрому износу релейной защиты, т.к. ресурс срабатывания ограничен, а устаревшее оборудование имеет более высокую вероятность аварии, чем современное.

Следовательно при выполнении внедрения РЗ требуется, по возможности, проводить реконструкцию подстанции.

Глава 3. Оценка экономической эффективности внедрения релейной защиты на п/с "Бишкуль" 110/35/10 кВ

3.1 Основные направления совершенствования техники и технологии в ПЭС

релейный защита подстанция

Совершенствование производственного процесса на предприятиях энергоснабжения неразрывно связано с разработкой мероприятий или условий программ внедрения новой техники и улучшения технологии производства. Основными направлениями технического и технологического развития ПЭС являются:

1. Повышение надежности энергоснабжения всех объектов территориального региона, обслуживаемого ПЭС.

2. Снижение потерь электроэнергии в устройствах энергоснабжения и расходов энергии на собственные нужды предприятия.

3. Сокращение затрат трудовых и материальных ресурсов на обслуживание электрических сетей.

4. Улучшение условий и безопасности труда работников ПЭС.

5. Снижение отрицательного влияния объектов энергоснабжения на окружающую среду.

Решение этих задач, применительно к конкретному предприятию электрических сетей, имеет свои особенности, связанные с той конкретной моделью ПЭС, которая создана и функционирует в составе энергосистемы с учетом региональных особенностей развития обслуживаемых территорий.

При этом можно выделить наиболее важные элементы научно-технического развития ПЭС, которые детализируют конкретные задачи основных направлений и обеспечивают совершенствование работы устройств энергоснабжения. Комплекс этих задач включает:

- повышение надежности и бесперебойности работы устройств за счет совершенствования схем обслуживания, внедрения нового оборудования, аппаратуры релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи, обеспечивающих более высокую степень надежности элементов энергоснабжения, чем действующие;

- совершенствование автоматизированной системы контроля за передачей и распределением электроэнергии, обеспечивающей оптимальный режим работы оборудования и устройств;

- внедрение комплексной системы технических средств определения мест повреждения, профилактики оборудования и элементов передаточных устройств без снятия напряжения;

- внедрение автоматизированной системы связи со всеми объектами ПЭС, обеспечивающей оптимальность управления производственно-хозяйственной деятельностью предприятия;

- совершенствование методов ремонтно-эксплуатационного обслуживания устройств энергоснабжения;

- внедрение комплексной механизации ремонтно-эксплуатационного обслуживания всех объектов основных средств, находящихся на балансе предприятия, за счет использования более производительных машин, механизмов, приспособлений и инструментов;

- совершенствование автоматизированной системы учета и контроля за потреблением электроэнергии и расчетов с абонентами;

- создание комплексной системы охраны труда и техники безопасности; контроля за экологией окружающей среды.

Реализация каждой из рассмотренных задач предполагает индивидуальный набор мероприятий, который зависит не только от специфики задач, но и от особенностей предприятия электрических сетей - действующей модели энергоснабжения, уровня его технического и технологического развития, структуры управления производством, мощности и размещения потребителей.

3.2 Экономическая эффективность внедрения релейной защиты на «Бешикуль» 110/10 кВ

Целью технико-экономического обоснования является расчет экономической эффективности строительства подстанции «Бешикуль» 110/10 кВ и прилегающей к ней линии 110 и 10 кВ.

Для строительства подстанции и оказание услуг по передаче электроэнергии и ее распределению, создается АО «Бешикуль», чтобы создать конкуренцию на розничном рынке по передаче электроэнергии, действующей организации энергосбыта.

Основной задачей расчёта являются определение экономической эффективности проекта, включающей в себя расчет инвестиционной приемлемости проекта, рентабельности инвестиций, норму прибыли, а также срока окупаемости данного проекта.

На ПС установлено трансформатора с расщепленной обмоткой мощностью 25 МВА напряжением 110/10 кВ, открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 кВ, комплектное распределительное устройство (КРУ) 10 кВ и здание общеподстанционного пункта управления (ОПУ).

Анализ рынка сбыта.

Предполагается, что сооружение межсистемной связи позволит АО «Бешикуль» реализовать дополнительную электрoэнергию потребителям, в связи с выявленным дефицитом в электроснабжении потребителей рассматриваемого района, которыми являются коммунально-бытовые, агрoпромышленные цеха с различными нагрузками и прилегающие поселки, которые покрывает данная подстанция во время максимальных нагрузок. Питание нагрузок осуществляется со стороны низшего напряжения 10 кВ.

Тарифы на электроэнергию.

Для стоимостной оценки результата эффективности строительства ПС используются действующий тариф на электроэнергию для Северо-Казахстанской области 16,85 тенге/кВт.

Тариф у потребителей складывается со следующих составляющих: производство электроэнергии на электростанции, ее транспортировка по высоковольтным сетям АО «KEGOC» и сетям региональной энергетической компании. Кроме перечисленных затрат, учтены все затраты АО «Бишкуль», необходимые для осуществления своей деятельности.

План производства.

На подстанции и прилегающих к ней сетях устанавливается современное высокоавтоматизированное оборудование, что обеспечивает высокий уровень надежности электроснабжения.

В соответствии со строительными нормами срок строительства ПС «Бешикуль» принят равным 12 месяцам.

Годовой объём передаваемой электроэнергии подстанции «Бешикуль» составляет около 56,7 млн. кВтч. Объем передаваемой энергии определяется из расчета мощности устанавливаемых понижающих трансформаторов суммарной мощностью 50 МВА, коэффициента мощности , коэффициента загрузки и планируемого количества часов использования максимума загрузки для данной подстанции, которое составляет 4500 часов.

Юридический план.

Строительство и эксплуатация рассматриваемых энергообъектов осуществляется за счет привлечения собственных средств организации и заемного капитала потенциальных инвесторов.

100% акций подстанции принадлежат АО «Бешикуль».

Схема выплаты процентoв за кредит принимаем из расчета 15 % годовых, начиная с первoго года эксплуатации. Кредит на строительство ПС берется в Евразийском банке.

Экологическая информация.

Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в пределах установленных санитарных норм.Строительство подстанции и прилегающих сетей,ни каким образом, не повлияет на экологическую ситуацию в районе.

3.3 Расчет технико-экономических показателей подстанции

Определение капитальных вложений в строительство подстанции.

Капитальные затраты на сооружение ПС состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы.

Капитальные вложения в ПС () зависят от многих факторов и разделены на четыре составляющие:

- затраты по распределительным устройствам (РУ) - ;

- затраты по силовым трансформаторам - ;

- затраты по РЗиА - ;

- постоянная часть затрат - .

Расчетная стоимость ячеек РУ включает в себя стоимость выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ограничителя перенапряжения (ОПН), аппаратуры управления, сигнализации, РЗиА, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Расчетная стоимость трансформаторов включает затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, РЗ, строительные конструкц*ии и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общеподстанционных элементов.…………………………………………….

Капитальные затраты по ПС:

Все расчеты капиталовложений в подстанции сводятся в таблицы 3.1 -3.2

Таблица 3.1

Наименование оборудования	Количество, шт.	Цена за единицу, млн. тенге	Всего
Трансформатор 25000 - 110/10 кВ	2	110	220
Выключатель 110 кВ	3	3,64	10,92
Разъединитель 110 кВ	10	1,45	14,5
Трансформаторы тока 110 кВ	24	0,165	3,96
Трансформатор напряжения 110 кВ	2	0,12	0,24
Ограничители перенапряжений 110 кВ	6	0,75	4,5
КРУ 10 кВ	1	11,5	11,5
Итого	265,62

Таблица 5.2

Наименование оборудования	Количество, шт.	Цена за единицу, млн. тенге	Всего
Шкаф релейной защиты линии 110 кВ фирмы «SIEMENS»	2	4,5	9
Шкаф релейной защиты тр-ра фирмы «SIEMENS»	1	4,5	4,5
Итого	13,5

Постоянная часть затрат ()=120 млн. тенге.

Капитальные затраты по ПС:

3.4 Расчет эксплуатационных издержек

Эксплуатационные издержки определяются по формуле:

где - ежегодные издержки на амортизацию, тенге;

- издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге.

где - нормы отчислений на амортизацию, .

где - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, .

Показатели стоимости ОРУ 110 кВ и КРУ 10 кВ учитывают установленное оборудование (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, ОПН), панели управления защиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ОРУ или ячейке; кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей ОПУ и др., а также строительный и монтажные работы.……………………………………………………………..

Расчет эксплуатационных издержек сводится в таблицу 3.3.

Таблица 3.3

Элемент	Капитальные вложения, млн.тенге.	,%	,%	, млн. тенге	, млн. тенге	, млн. тенге
ОРУ 110 кВ	103,12	6,7	2,5	6,9	2,58	9,48
КРУ 10 кВ	71,5	6,7	2,5	4,79	1,78	6,57
Трансформатор	224,5	5	3	11,22	6,73	17,93
Итого:	22,91	11,09	33,98

В итоге, ежегодные издержки на амортизацию составляют:

где - ежегодные издержки на амортизацию (состовляют 45% от общих затрат);

- прочие издержки (состовляют 55% от общих затрат).

3.5 Расчет себестоимости и прибыли на передачу электроэнергии

Для подстанции составляющими эксплуатационных расходов являются:

- энергия на хозяйственные нужды;

- ремонт (капитальные, текущие ремонты и техобслуживание оборудования, нуждающегося в данном виде ремонта согласно графику);

- энергия на компенсацию технических потерь;

- материалы на эксплуатацию;

- расходы на оплату труда;

- износ основных средств;

- канцелярские расходы;

- охрана труда;

- переработка электроэнергии тяговыми подстанциями;

- типографские расходы;

- подготовка кадров;

- расходы на экологию;

- расходы на коммунальные услуги;

- налоговые платежи;

- расходные материалы для вычислительной и оргтехники;

- услуги банка;

- услуги.

Себестоимость электроэнергии определится из выражения:

где - суммарные издержки;

- объем отпущенной электроэнергии.

Объем выпущенной электроэнергии определяется по формуле:

где - мощность трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- число часов максимума нагрузки.

Тогда себестоимость составит:

.

Стоимость электроэнергии:

- тариф за электроэнергию в Северо-Казахстанской области.

- тариф за электроэнергию, установленный энергопроизводящей организацией;

- тариф АО «KEGOC» за передачу электроэнергии;

- тариф РЭК за передачу электроэнергии.

Выручка от прогнозируемого объема передачи электроэнергии составит:

Из прогнозируемой выручки завод произведет следующие выплаты:

Выплаты энергопроизводящим предприятиям:

Выплаты KEGOC:

Выплаты региональной компании:

Остаток из прогнозируемой выручки за передачу электроэнергии:

С учётом налогообложения (налог на прибыль составляет 20%) чистая прибыль составит:

60% полученной чистой прибыли будет направлена на погашения инвестиционных средств:

3.6 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

ЧПС "Чистая приведенная стоимость".

Этот метод основан на сопоставлении дисконтированных денежных потоков с инвестициями. Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю для возможности сравнения во времени. Чистая приведенная стоимость определяется по формуле

где - инвестиции в данный проект, млн. тенге;

- банковский процент,

- время реализации проекта, год;

СF- денежный поток, млн. тенге.

Денежный поток определяется по формуле:



Лучшим инвестиционным проектом, по данному методу, будет считаться тот у которого:

и по максимальной его величине, следовательно, фирма получает дополнительную рыночную стоимость.

, то аналитик обязан провести дополнительные исследования по рассматриваемым проектам с учетом выплачиваемых налогов.

, то проект отвергается, т.к. рыночная стоимость имущества уменьшается.

Предполагается, что не изменяется со временем. Расчет сводится в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

Год	, млн. тенге	, млн.тенге	, млн. тенге
0	-399,12	-	-
1	196,14	170,56	-228,56
2	196,14	148,31	-80,25
3	196,14	128,97	48,71
4	196,14	112,14	160,86
5	196,14	97,52	258,37

Расчет ведется до первого положительного значения . больше нуля, следовательно, при данной ставке дисконтирования проект является выгодным для предприятия, поскольку генерируемые им приток дохода превышают норму доходности в настоящий момент времени.

Из полученных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций составил около 3 лет.

Вывод по главе

В данной работе определена оптимальная надежность данного проекта. Оптимальная надежность должна соответствовать минимуму сумм: инвестиций на повышение надежности и ущербу при недоотпуске электроэнергии.

Технико-экономическое обоснование строительства подстанции «Бишкуль» 110/10 кВ с введением современных устройств релейной защиты и автоматики показало, что необходимые суммарные капиталовложения, составляющие 399,2 млн. тенге, с учетом дисконтированной стоимости, окупятся за 3 года, что соответствует среднеотраслевым показателям. Следовательно - строительство подстанции является экономически целесообразным.

Заключение

В дипломном проекте произведен расчет эксплуатационных издержек подстанции «Бешикуль» напряжением 110/10/10 кВ. Определены экономические показателеи эффективности.

В целом подстанция представляет собой надёжную электроустановку, способную осуществлять бесперебойное электроснабжение потребителей.

Эффективность и надёжность являются основными показателями качества функционирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем. Особенно остро вопрос обеспечения высокого уровня надёжности и эффективности встаёт в настоящее время в связи с началом широкого внедрения микропроцессорных терминалов защит.

Показатели эффективности и надёжности релейной защиты и автоматики в большой степени зависят от вида и функций, выполняемых защищаемым объектом в энергосистеме. Поэтому исполнение системы РЗА, оптимальное для одного объекта, может оказаться совершенно неэффективным для другого объекта такого же вида.

Список использованной литературы

1. А.Л. Куликов, Б.В. Папков, М.В. Шарыгин «Оценка эффективности внедрения индивидуальной микропроцессорной защиты», Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева, 22.12.2012г.

2. Распоряжение Премьер-Министра Республики Казахстан от 31 мая 2007 года N 147-р «План мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли Республики Казахстан на 2007-2015 годы»

3. Ковалев В.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия. М.: Проспект, 2010.

4. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА подстанционного оборудования производства ЗАО «АРЕВА Передача и Распределение». Дата публикации 13.09.2011г. - 284 с.

5. Копьев В., Релейная защита. Вопросы проектирования, 2005.

6. Бочаров В.В. Инвестиции. М.: Питер, 2009

7. Защита электрических сетей. Руководство по защитам. Шнейдер Электрик, 2008.

8. А.А. Жакупов, Р.С. Хижняк. Методические указания к выполнению экономической части выпускных работ (для бакалавров, обучаю-щихся по направлению «Электроэнергетика»). - Алматы: АИЭС, 2011. - 28 с.

9. http://www.kazenergy.com/actions/eurasion-forum.html - Описание и характеристика Электроэнергетики

Размещено на Allbest.ru