Релейная защита подстанции 220/110/10 кВ



3.3 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

- оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются: выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; ответственный руководитель работ; допускающий; производитель работ; наблюдающий; члены бригады.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V - в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением до 1000 В.

В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений, при работах по предотвращению аварий или ликвидации их последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работниками из числа оперативного персонала, имеющими группу IV. Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.

Ответственный руководитель работ назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В. В электроустановках напряжением до 1000 В ответственный руководитель, как правило, не назначается.

Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ, за полноту и качество целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ.

Ответственными руководителями работ назначаются работники из числа административно-технического персонала, имеющие группу V в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV в электроустановках напряжением до 1000 В. В тех случаях, когда отдельные работы (этапы работы) необходимо выполнять под надзором и управлением ответственного руководителя работ, выдающий наряд должен сделать запись об этом в строке «Отдельные указания» наряда (приложение).

Ответственный руководитель работ назначается при выполнении работ в одной электроустановке (ОРУ, ЗРУ):

с использованием механизмов и грузоподъемных машин при работах в электроустановках, а на ВЛ - при работах в охранной зоне ВЛ;

с отключением электрооборудования, за исключением работ в электроустановках, где напряжение снято со всех токоведущих частей (п. 2.2.8 настоящих Правил), в электроустановках с простой и наглядной схемой электрических соединений, на электродвигателях и их присоединениях в РУ;

на КЛ и КЛС в зонах расположения коммуникаций и интенсивного движения транспорта;

по установке и демонтажу опор всех типов, замене элементов опор ВЛ;

в местах пересечения ВЛ с другими ВЛ и транспортными магистралями, в пролетах пересечения проводов в ОРУ;

по подключению вновь сооруженной ВЛ;

по изменению схем присоединений проводов и тросов ВЛ;

на отключенной цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой или числом цепей более 2, когда одна или все остальные цепи остаются под напряжением;

при одновременной работе двух и более бригад в данной электроустановке;

по пофазному ремонту ВЛ;

под наведенным напряжением;

без снятия напряжения на токоведущих частях с изоляцией человека от земли;

на оборудовании и установках СДТУ по устройству мачтовых переходов, испытанию КЛС, при работах с аппаратурой НУП (НРП), на фильтрах присоединений без включения заземляющего ножа конденсатора связи.

Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд, которому разрешается назначать ответственного руководителя работ и при других работах, помимо перечисленных.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде или распоряжении, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им целевого инструктажа.

Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала, за исключением допуска на ВЛ, при соблюдении условий, перечисленных в п. 2.1.11 настоящих Правил. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В - группу III.

Производитель работ отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

за четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

за безопасное проведение работы и соблюдение настоящих Правил им самим и членами бригады;

за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В - группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV.

При монтаже, ремонте и эксплуатации вторичных цепей, устройств релейной защиты, измерительных приборов, электроавтоматики, телемеханики, связи, включая работы в приводах и агрегатных шкафах коммутационных аппаратов, независимо от того находятся они под напряжением или нет, производителю работ разрешается по распоряжению отключать и включать вышеуказанные устройства, а также опробовать устройства защиты и электроавтоматики на отключение и включение выключателей с разрешения оперативного персонала.

3.3.1 Лица, ответственные за безопасное производство работ

Список людей, имеющих право на выдачу распоряжений и нарядов-допусков на работы в электроустановках, допуск к работам, производство работ и т.д., утверждается приказом «О назначении лиц, ответственных за безопасное производство работ в электроустановках». Приказ обновляется один раз в год.



3.3.2 Состав бригады

Численность бригады и ее состав с учетом квалификации членов бригады по электробезопасности должны определяться исходя из условий выполнения работы, а также возможности обеспечения надзора за членами бригады со стороны производителя работ (наблюдающего).

Член бригады, руководимой производителем работ, должен иметь группу III, за исключением работ на ВЛ, выполнять которые должен член бригады, имеющий группу IV.

В бригаду на каждого работника, имеющего группу III, допускается включать одного работника, имеющего группу II, но общее число членов бригады, имеющих группу II, не должно превышать трех.

3.3.3 Выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск к работе

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе могут проводиться только после получения разрешения от оперативного персонала, в управлении или ведении которого находится оборудование, или уполномоченного на это работника (порядок допуска к выполнению работ в установках ТАИ приведен в разделе 9 [20]).

Допуск бригады разрешается только по одному наряду или распоряжению.

3.3.4 Подготовка рабочего места и первичный допуск бригады к работе по наряду и распоряжению

Не допускается изменять предусмотренные нарядом меры по подготовке рабочих мест.

При возникновении сомнения в достаточности и правильности мер по подготовке рабочего места и в возможности безопасного выполнения работы эта подготовка должна быть прекращена, а намечаемая работа отложена до выдачи нового наряда, предусматривающего технические мероприятия, устраняющие возникшие сомнения в безопасности.

В тех случаях, когда производитель работ совмещает обязанности допускающего, подготовку рабочего места он должен выполнять с одним из членов бригады, имеющим группу III.

Допускающий перед допуском к работе должен убедиться в выполнении технических мероприятий по подготовке рабочего места путем личного осмотра, по записям в оперативном журнале, по оперативной схеме и по сообщениям оперативного, оперативно-ремонтного персонала задействованных организаций.

Ответственный руководитель и производитель работ (наблюдающий) перед допуском к работе должны выяснить у допускающего, какие меры приняты при подготовке рабочего места, и совместно с допускающим проверить эту подготовку личным осмотром в пределах рабочего места.

При отсутствии оперативного персонала, но с его разрешения, проверку подготовки рабочего места ответственный руководитель работ совместно с производителем работ могут выполнять самостоятельно.

Допуск к работе по нарядам и распоряжениям должен проводиться непосредственно на рабочем месте.

Допуск к работе по распоряжению в тех случаях, когда подготовка рабочего места не нужна, проводить на рабочем месте необязательно, а на ВЛ, ВЛС и КЛ - не требуется.

Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. При этом допускающий должен проверить соответствие состава бригады составу, указанному в наряде или распоряжении, по именным удостоверениям членов бригады; доказать бригаде, что напряжение отсутствует, показом установленных заземлений или проверкой отсутствия напряжения, если заземления не видны с рабочего места, а в электроустановках напряжением 35 кВ и ниже (где позволяет конструктивное исполнение) - последующим прикосновением рукой к токоведущим частям.

Началу работ по наряду или распоряжению должен предшествовать целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы в последовательной цепи от выдавшего наряд, отдавшего распоряжение до члена бригады (исполнителя).

Без проведения целевого инструктажа допуск к работе не разрешается.

Целевой инструктаж при работах по наряду проводят:

выдающий наряд - ответственному руководителю работ или, если ответственный руководитель не назначается, производителю работ (наблюдающему);

допускающий - ответственному руководителю работ, производителю работ (наблюдающему) и членам бригады;

ответственный руководитель работ - производителю работ (наблюдающему) и членам бригады;

производитель работ (наблюдающий) - членам бригады.

Целевой инструктаж при работах по распоряжению проводят:

отдающий распоряжение - производителю (наблюдающему) или непосредственному исполнителю работ;

допускающий - производителю работ (наблюдающему), членам бригады (исполнителям).

Допускается проведение целевого инструктажа выдающим наряд, отдающим распоряжение по телефону.

При вводе в состав бригады нового члена бригады инструктаж, как правило, должен проводить производитель работ (наблюдающий).

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, ответственный руководитель работ, производитель работ в проводимых ими целевых инструктажах, помимо вопросов электробезопасности, должны дать четкие указания по технологии безопасного проведения работ, использованию грузоподъемных машин и механизмов, инструмента и приспособлений.

Наблюдающий инструктирует бригаду о мерах по безопасному ведению работ, исключающих возможность поражения электрическим током, и о порядке перемещения членов бригады по территории электроустановки. Производитель работ инструктирует бригаду по вопросам безопасной технологии выполнения работы, использованию инструмента и приспособлений.

Производитель работ в целевом инструктаже обязан дать исчерпывающие указания членам бригады, исключающие возможность поражения электрическим током.

3.4 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

Допускающий в целевом инструктаже должен ознакомить членов бригады с содержанием наряда, распоряжения, указать границы рабочего места, наличие наведенного напряжения, показать ближайшие к рабочему месту оборудование и токоведущие части ремонтируемого и соседних присоединений, к которым не допускается приближаться независимо от того, находятся они под напряжением или нет.

При работе по наряду целевой инструктаж должен быть оформлен в таблице «Регистрация целевого инструктажа при первичном допуске» подписями работников, проведших и получивших инструктаж (приложение № 4 к настоящим Правилам).

При работе по распоряжению целевой инструктаж должен быть оформлен в соответствующей графе Журнала учета работ по нарядам и распоряжениям с кратким изложением сути инструктажа и подписями отдавшего распоряжение (проведшего инструктаж) и принявшего распоряжение (производителя работ, исполнителя, допускающего), т.е. работников, получивших инструктаж (приложение № 5 к настоящим Правилам).

Допуск к работе оформляется в обоих экземплярах наряда, из которых один остается у производителя работ (наблюдающего), а второй - у допускающего их работника.

Когда производитель работ совмещает обязанности допускающего, допуск оформляется в одном экземпляре наряда.

Допуск к работе по распоряжению оформляется в Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям с записью о допуске к работе в оперативном журнале.



Глава 4. Экономическая часть проекта

В данной главе дипломного проекта составляется расчет капиталовложений в проект с анализом эффективности инвестиций. Расчет проводится для расчетного периода, включающего период строительства, освоение и нормальную эксплуатацию предприятия. В качестве исходных данных для расчета необходимо иметь данные по капитальным вложениям, издержкам производства, источникам финансирования.

4.1 Определение капитальных вложений в строительство подстанции и прилегающей сети

4.1.1 Расчет капиталовложений в строительство проектируемой подстанции

Капиталовложения в подстанцию определяются по укрупненным показателям стоимости как сумма стоимости следующих составляющих:

- РУ 220, 110 и 10 кВ;

- автотрансформаторы;

- постоянная часть затрат.

Расчетная стоимость ячеек РУ учитывает стоимость следующих электрических аппаратов:

- Выключателей;

- Разъединителей;

- Трансформаторов тока;

- Трансформаторов напряжения;

- Ограничителей перенапряжений (ОПН);

- Аппаратуры управления, сигнализации, РЗиА, контрольных кабелей,

- Ошиновки;

- Строительных конструкций и фундаментов;

- Строительно-монтажных работ.

Расчетная стоимость АТ учитывает затраты на:

- Ошиновку;

- Шинопроводы;

- Грозозащиту;

- Заземление;

- Контрольные кабели;

-РЗиА;

- Строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают:

- Полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории;

- Стоимость общеподстанционного пункта управления;

-Стоимость устройств расхода на собственные нужды;

- Стоимость аккумуляторной батареи;

- Стоимость компрессорной;

- Стоимость подъездных и внутриплощадочных дорог;

- Стоимость средств связи и телемеханики;

- Стоимость маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общеподстанционных элементов.

Капитальные затраты на сооружение подстанций определяются составом оборудования:

,где

K_i - расчетные стоимости распределительных устройств (РУ), автотрансформаторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек;

n_i - соответственно число единиц перечисленного оборудования;

K_пост - постоянная часть затрат по подстанции, мало зависит от установленной трансформаторной мощности подстанции;

б_р - коэффициент, учитывающий район сооружения (в расчетах принято б_р=1, что соответствует европейской части России);

K_цен - индекс изменения сметной стоимости оборудования на IV квартал 2014 г к уровню цен по состоянию на 01.01.2000г;

K_цен=4,02 согласно письму 25347-ЮР/08 от 13.11.2014 Минстрой России.

Расчёт капиталовложений в строительство подстанции представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Составляющие капитальных затрат	Число элементов оборудования	Цена одной ячейки или единицы оборудования, млн.руб. (без Кцен)	Общая стоимость (с Кцен), млн.руб.
РУ 220 кВ	5	15	301,5
РУ 110 кВ	5	7,3	146,73
Автотрансформаторы	2	15,5	124,62
ЗРУ 10 кВ	12+2	0,16	9
Постоянная составляющая	-	30	120,6
Итого:	702,45

4.1.2 Расчет капиталовложений в строительство отходящих ЛЭП

Капиталовложения в ЛЭП рассчитываются по выражению:

, где

k_уд - базовые показатели стоимости ВЛ (удельные капитальные затраты на сооружение воздушных линий электропередач), соответствующие средним условиям строительства и расчетному напору ветра 0,6 кПа;

L_i - длина участков трассы, проходящих в разных условиях (горах, болотах, поймах рек и т.д.);

б_i, б_НВ - поправочные коэффициенты, учитывающие условия прохождения трассы и скоростной напор ветра;

б_р - коэффициент, учитывающий район сооружения (для европейской части России б_р=1);

K_в.пр - стоимость вырубки просеки (для участков, проходящих в лесу);

K_сп.п - стоимость сооружения спецпереходов через судоходные реки и каналы;

K_св - стоимость линий связи;

K_рем.б - стоимость ремонтных баз.

Т.к. подробная информация об условиях прохождения ВЛ отсутствует, для расчета капитальных затрат показатели могут быть использованы без корректировки ( принимаем б_НВ=1, K_в.пр=0, K_сп.п=0). Стоимость линий связи K_св и ремонтных баз K_рем.б в ориентировочных расчетах можно принять в размере 5-10%.

Расчет капитальных затрат на строительство ЛЭП представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2

Напряжение, кВ	Линия (кол-во кабелей)	kуд, млн.руб./км	Li, км	Kсв, млн.руб.	Kрем.б, млн.руб.	Kцен	КЛЭП, млн.руб./км
220	W1	1,82	100	7,1	8	4,02	792,34
	W2*2	1,4	80	5,2	6,3	4,02	946,71
110	W3*2	1,15	80	6,9	7,8	4,02	798,78
	W4		40	2,62	3,55	4,02	181,55
10	12	1,4	2,5	-	5,2	4,02	209,72
Итого:							2929,1

Суммарные капитальные вложения:



4.2 Определение издержек

4.2.1 Определение издержек на передачу и распределение электроэнергии

Суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, определяются с учетом потерь электроэнергии при транспортировке по ЛЭП и трансформации:

, где

И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы.

4.2.2 Определение эксплуатационных издержек

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

, где

И_ам - ежегодные издержки на амортизацию;

И_об.рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий):

, где

б_ам - нормы амортизационных отчислений;

K - капитальные вложения в сооружение объекта;

, где

б_об.рем - нормы отчислений на обслуживание и ремонты.

Коэффициенты б_ам и б_об.рем взяты из [6] табл. 6.2

Расчет эксплуатационных издержек представлен в таблице 4.3

Таблица 4.3

Элемент	Капитальные вложения, млн.руб.	ам,%	об,%	Иам, млн. руб/год	Иоб,рем, млн. руб/год	Иэкс, млн. руб/год
Подстанция	702,45	3,5	4,9	24,59	34,42	59,01
ВЛ 220 кВ	1739,05	2,0	0,8	34,78	13,91	48,69
ВЛ 110 кВ	980,33	2,0	0,8	19,61	7,84	27,45
КЛ 10 кВ	209,72	5,0	2,3	10,49	4,82	15,31
Итого:				89,47	60,99	150,46

4.2.3 Расчёт издержек на потери электроэнергии

Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях оценивается в виде:

, где

Э - потери электроэнергии в сети;

= 1,71 руб/кВтч - ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в ЕНЭС 2014 года (приказ ФСТ РФ от 05.05.11 №94-э/1).

Потери электроэнергии подразделяются на условно-постоянные (холостого хода) и условно-переменные (нагрузочные). В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении линии и обмоток трансформаторов. Постоянными считаются потери на корону в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи

, где

Р_кор - среднегодовые потери мощности на корону;

Р_м - потери мощности при максимальной нагрузке;

- годовое время максимальных потерь.

Зависимость времени потерь от числа часов использования максимума активной нагрузки h_max:

N_зимн(летн) - количество зимних (летних) дней в году;

S_max - максимальная мощность суточного графика нагрузки

N_зимн=210 дней;

N_летн=155 дней.

График нагрузки представлен в табличном виде в таблице 4.4

Таблица 4.4

	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
	46,5	46,5	46,5	67,4	67,4	67,4	62,8	62,8	104,7	104,7	104,7	58,2
	31,4	31,4	31,4	52,3	52,3	52,3	47,7	73,3	73,3	73,3	73,3	43,0
	23,3	23,3	23,3	34,9	34,9	34,9	34,9	34,9	58,2	58,2	58,2	34,9
	17,4	17,4	17,4	29,1	29,1	29,1	29,1	29,1	40,7	40,7	40,7	29,1
	23,3	23,3	23,3	32,6	32,6	32,6	27,9	27,9	46,5	46,5	46,5	23,3
	13,9	13,9	13,9	23,3	23,3	23,3	18,6	18,6	32,6	32,6	32,6	13,9



Потери мощности в ЛЭП при максимальной нагрузке определяются по выражению:

Где S_max - мощность, передаваемая по ЛЭП при максимальной нагрузке;

U_ном - номинальное напряжение линии;

R - активное сопротивление линии.

Выражение для ?P_м можно привести к виду:

S_max - максимальная мощность суточного графика нагрузки для сети соответствующего напряжения;

r_уд - удельное активное сопротивление провода линии;

L_У - суммарная длина отходящих от подстанции линий одного класса напряжения.

При расчёте потерь необходимо учесть, что одна из линий 110 кВ двухцепная.

Потери мощности на корону определяются по выражению:

р_кор._уд =0,84 кВт/км - потери мощности на корону на 1 км длины ЛЭП (учитываются только на ВЛ 220 кВ и выше);

L_У - суммарная длина ЛЭП 220 кВ, отходящих от подстанции.

Величина годовых потерь в трансформаторах и автотрансформаторах определяются по выражению:

?P_XX - потери холостого хода в автотрансформаторе;

?P_КЗ - потери короткого замыкания в автотрансформаторе;

S_max - максимальная нагрузка автотрансформатора;

S_ном - номинальная мощность автотрансформатора.

Результаты расчета издержек, связанных с потерями электроэнергии, сведены в таблицу 4.5

Таблица 4.5

Элемент	Э103, МВтч	В % от общ. кол-ва	Ипот, млн.руб/год
	Пост	Перем		Пост	Перем	Полные
ВЛ 220 кВ	1,913	4,071	1,2%	2,74	5,82	8,56
ВЛ 110 кВ	-	5,872	1,26%	-	8,4	8,4
КЛ 10 кВ	-	2,739	0,59%	-	3,92	3,92
АТ (2 шт.)	0,595	1,976	0,595%	0,85	2,83	3,68
Итого:	2,508	14,658	3,64%	3,59	20,96	24,55

Суммарные издержки на передачу и распределение электроэнергии:

4.3 Анализ эффективности инвестиций в энергообъект

4.3.1 Общие сведения

В условиях рыночной экономики решающим условием финансовой устойчивости предприятия является эффективность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект.

Метод оценки эффективности инвестиций в проект основан на сравнении прибыльности при вложении капитала в различные проекты. В качестве альтернативных вариантов могут выступать не только другие производства, но и вариант вложения средств в банк под проценты или обращение в ценные бумаги.

Для оценки эффективности инвестиций используется следующая информация:

-Развернутая во времени производственная программа. Распределение капитальных вложений во времени. Время строительства ЛЭП и п/ст составляет около 15 - 24мес;

- Производственная программа по вводу и освоению производственной мощности;

- Прогнозируемые тарифы на электроэнергию;

- Издержки;

Источники финансирования: акционерный и заемный капитал.

Расчетный период (срок жизни проекта) - это период времени, в течении которого инвестор планирует отдачу от первоначального вложения капитала. Он включает в себя:

- Период инвестирования, т. е. период проектирования и строительства объекта;

- Период получения дохода - период освоения и нормальной эксплуатации;

- Период ликвидации объекта.

В расчете принимается расчетный период, равный 25 годам.

Существуют специальные критерии оценки экономической эффективности инвестиций. Эти критерии делятся на простые и интегральные.

Простые критерии не учитывают фактор времени. К ним относятся:

- Простая норма прибыли;

- Простой срок окупаемости;

- Чистый доход.

Интегральные критерии учитывают фактор времени. К ним относятся:

- Чистый дисконтированный доход.

- Срок окупаемости дисконтированных затрат.

- Суммарные дисконтированные затраты.

В дипломном проекте приводится анализ эффективности инвестиций в энергообъект - подстанция 220/110/10 кВ.

Подстанция предназначена для электроснабжения промышленных и бытовых потребителей. Подстанция связана с системой линиями электропередачи напряжением 220 кВ.

Анализ рынка сбыта:

Предполагается, что усиление сети 220, 110 и 10 кВ позволит энергосистеме реализовать дополнительную электроэнергию потребителям.

Энергетический эффект от развития сети будет характеризоваться дополнительным поступлением электроэнергии в нормальном режиме при эксплуатации на полную мощность в размере МВтч.

Для определения показателей бизнес-плана расчетный период принят 25 лет.

Тарифы на электроэнергию:

Применительно к электросетевым объектам оценка результатов производственной деятельности образуется от продажи дополнительно поступающей электроэнергии в сеть.

Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и тарифы. При этом берется не полный тариф на электроэнергию, а доля тарифа, относимая на электрическую сеть: для электрической сети в целом составляет менее 0,4 - 0,6 от тарифа на отпуск электрической энергии у потребителя. По сетям отдельных напряжений используются частные коэффициенты, в связи со смешанным характером сети примем этот коэффициент равным 0,6.

План производства:

Установленная мощность подстанции 2125 МВА. Срок строительства линий 220 кВ (проектирование и строительство) составляет 2 года. Передача мощности по сети 110 и 10 кВ невозможна до тех пор, пока не будут построены линии 220 кВ, ввод мощностей осуществляется в течение одного года, начиная с 3-го года (хотя срок строительства подстанции, прилегающих линий 110кВ и 10 кВ не более 1,5 года). Первый год (третий) эксплуатации передача мощности осуществляется на 50%. Начиная с четвёртого года осуществляется передача 100% мощности. Поступление электроэнергии в режиме полной мощности составит МВтч, а потери оцениваются величиной 17166 МВтч, что составляет 4% от передаваемой энергии.

Юридический план:

Для строительства и эксплуатации сети создается акционерное общество с привлечением средств за счет выпуска акций и заемного капитала потенциальных инвесторов.

Структура финансирования суммарных инвестиций: 80% акционерного капитала и 20% заемного с выплатой последнего равными долями в течение пяти лет после ввода объекта в эксплуатацию.

Схема выплаты процентов за кредит исходит из расчета 8% годовых (начиная с третьего года эксплуатации объекта), а дивиденды по акциям - 6% годовых.

Экологическая информация:

Экологическая ситуация в районе строительства электросети в пределах установленных санитарных норм. Строительство не приведет к ухудшению экологической ситуации в районе.

Социальная работа:

Получено согласие местного населения на строительство электросети. Часть акций создаваемого акционерного общества будет продано населению, проживающему в районе строительства.

Финансовый план:

Распределение капиталовложений на сооружение объекта по годам строительства представлены в Приложении 4. Там же дана схема финансирования объекта (распределение акционерного и заёмного капиталов по годам, а также потребность в оборотном капитале).

При расчёте потребности в оборотном капитале принято:

производственные запасы составляют 2 % стоимости основных фондов;

дебиторская задолженность 10% объёма реализации;

краткосрочная кредиторская задолженность 30% стоимости производственных запасов.

Для оценки финансово-экономической эффективности инвестиций приняты следующие показатели:

- Срок окупаемости;

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- Внутренняя норма доходности (ВНД) (характеризует коэффициент дисконтирования, при котором ЧДД равен нулю).

4.3.2 Оценка финансово-экономической эффективности инвестиций

Для оценки финансово-экономической эффективности инвестиций приняты следующие показатели:

- Срок окупаемости;

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- Внутренняя норма доходности (ВНД) (характеризует коэффициент дисконтирования, при котором ЧДД равен нулю).

Сначала проводится расчет основного варианта, а затем исследуется изменение показателей эффективности в зависимости от цены на электроэнергию, структуры инвестиций.

Расчетный период (срок жизни проекта) - это период времени, в течении которого инвестор планирует отдачу от первоначального вложения капитала.

Суммарное годовое поступление электроэнергии может быть рассчитано по выражению:

, где

- суточное потребление электроэнергии;

S_i- полная мощность на i-й ступени суточного графика нагрузки;

t_i- продолжительность i-й ступени суточного графика нагрузки;

cosц_нагр - коэффициент нагрузки.

Таблица 4.6

Дt	0 - 2	2 - 4	4 - 6	6 - 8	8 - 10	10 - 12	12 - 14	14 - 16	16 - 18	18 - 20	20 - 22	22 - 24
Рвн з, МВт	40,0	40,0	40,0	58,0	58,0	58,0	54,0	54,0	90,0	90,0	90,0	50,0
Рвн л, МВт	27,0	27,0	27,0	45,0	45,0	45,0	41,0	41,0	63,0	63,0	63,0	37,0

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии:

Для расчёта показателей эффективности инвестиций для основного варианта нужно учесть следующее:

1. Расчетный период принят равным 25 годам;

2. Ликвидная стоимость объекта к концу расчетного периода составляет:

3. Норма дисконтирования определена исходя из сложившихся депозитных банковских ставок на иностранную валюту $ США.

4. При расчете основного варианта схема финансирования объекта принимается следующая:

- акционерный капитал (К_акц) составляет 80%;

- доля заемного капитала - 20%.

Тариф на электроэнергию для основного варианта принят 4 рубля/ кВтч. (в среднем, в период с 01.07.2014 по 31.12.2014 - Постановление 345-ээ 10.12.2013 РЭК Москвы).

Объем реализации электроэнергии:

, где

г- доля электросети в формировании тарифа (ее значение принято = 0,4 ввиду смешанности сети);

Ц_ээ=400 коп/кВтч. - цена 1 кВтч электроэнергии,

= 1,71 руб/кВтч - ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в ЕНЭС 2014 года (приказ ФСТ РФ от 05.05.11 №94-э/1);

Балансовая прибыль:

Налог на прибыль:

Чистая прибыль:

Дивиденды:

Рентабельность акционерного капитала:

Рентабельность по объекту в целом (суммарная):

Поток наличности:

Поток чистых платежей на акционерный капитал:

Поток чистых платежей объекта в целом:

Чистый дисконтированный доход на акционерный капитал:

Чистый дисконтированный доход по объекту:

Срок окупаемости объекта 9 лет.

Анализ финансово-экономических показателей свидетельствует о высокой эффективности инвестиций в проект. Внутренняя норма доходности объекта для основного варианта составляет 21%, а на акционерный капитал - 22%, что выше значения среднего банковского процента. Рентабельность капиталовложений в объект составляет 19,4%, рентабельность акционерного капитала 24,2%. Чистый дисконтированный доход по объекту за рассмотренный период составил 2245,5 млн. руб.

4.4 Анализ чувствительности капиталовложений и риска

На эффективность капиталовложений оказывают влияние ряд факторов, среди которых:

- Число использования максимума нагрузки h_max;

- Цена на электроэнергию Ц_ээ;

- Процентная ставка банка при осуществлении займа на реализацию;

- Доля электрической сети в формировании тарифа г

4.4.1 Влияние числа использования максимума нагрузки (hmax)

Число часов использования максимума нагрузки влияет на условно-переменные потери в ЛЭП, соответственно прямо влияет на издержки связанные с потерей электроэнергии при её транспорте, но так же влияет и на объём электроэнергии, распределённой подстанцией что оказывает прямое влияние на объём реализации. Увеличение числа часов использования максимума нагрузки приводит к рациональному использованию установленной трансформаторной мощности подстанции. Влияние h_max на финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.7.

Таблица 4.7

hmax, ч	4001	5248	6495
Ток, лет	9,5	9	8,5
Rакц, %	23,1	24,2	25,4
Rсум, %	18,7	19,4	21,1
Eвндакц, %	21,5	22	23
Евндсум, %	20	21	22,5
ЧДД, млн.руб	2066,03	2245,5	2571,67

4.4.2 Влияние цены электроэнергии (Цээ)

При увеличении цены на электроэнергию увеличивается объём реализации без увеличения каких-либо издержек и капиталовложений, что приводит к сокращению срока окупаемости, увеличению рентабельности, увеличению ЧДД и ВНД. Влияние Ц_ээ на финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.8.

Таблица 4.8

Цена, коп/кВтч	300	400	500
Ток, лет	15	9	6,5
Rакц, %	17	24,2	31,4
Rсум, %	13,6	19,4	25,1
Eвндакц, %	17	22	28
Евндсум, %	16	21	27
ЧДД, млн.руб	781,04	2245,5	3710

4.4.3 Влияние доли электрической сети в тарифе

При увеличении доли тарифа, относимой на электрическую сеть, срок окупаемости сокращается, рентабельность увеличивается, также увеличивается ЧДД и ВНД. Влияние доли электрической сети в тарифе на финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.9.

Таблица 4.9

г	0,5	0,6	0,7
Ток, лет	12	9	7
Rакц, %	19,4	24,2	29
Rсум, %	15,6	19,4	23,2
Eвндакц, %	18	22	26
Евндсум, %	17	21	25
ЧДД, млн.руб	1269,2	2245,5	3221,8

4.4.4 Ранжирование влияющих факторов

Ранжирование необходимо для выявления степени зависимости ЧДД от изменения рассматриваемых параметров. Ранжирование проводится в таблице 4.10

Таблица 4.10

Оцениваемые факторы	Число использования максимума нагрузки	Цена электроэнергии	Доля тарифа
Шаг изменения X,%	25
Базовое значение критерия, Yб	2245,5
Значение критерия Y	2066,03	3710	3221,8
Изменение критерия Y=Y- Yб	179,47	1464,5	976,6
Относительное изменение, % Y=Y/Y	8,7	39,4	30,3
Показатель чувствительности, Y/X	0,35	1,58	1,2
Рейтинг	3	1	2

Вывод: Получаем, что чистый дисконтированный доход возрастает наиболее интенсивно при увеличении цены на электроэнергию. На втором и третьем месте идут увеличение долю электросети в формировании тарифа и эксплуатационные издержки. Следовательно, необходимо уделить наибольшее внимание прогнозированию именно этих факторов.



Заключение

В работе была проведена разработка релейной защиты элементов подстанции напряжением 220/110/10 кВ и прилегающей сети высшего напряжения.

В электрической части был произведен выбор схем распределительных устройств, принципиальной, собственных нужд подстанции. Выбор основного оборудования: коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, питающих и распределительных кабелей 10 кВ и анализ соответствия выбранного коммутационного электрооборудования заданным параметрам.

В основной части проекта были рассмотрены принципы выполнения релейной защиты основных элементов проектируемой подстанции, отходящих линий 220 кВ, а также рассчитаны параметры срабатывания (уставки) защит, выполненных на базе терминалов производства фирмы Siemens и ЭКРА: основной защиты автотрансформатора, типа 7UT633; защиты сборных шин 220 кВ, типа 7SS522; дифференциально-фазной высокочастотной защиты линий 220 кВ, типа ШЭ2607 081 и резервной защиты линий 220 кВ, типа 7SA522.

В экономической части рассмотрена экономическая и финансовая состоятельность проекта. Расчет проводился для расчетного периода, включающего период строительства, освоение и нормальную эксплуатацию подстанции. Анализ финансово-экономических показателей свидетельствует об эффективности инвестиций данного проекта.

Раздел «Безопасность и экологичность проекта» посвящен технике безопасности при проведении работ в электроустановках 35-220 кВ. Были приведены основные требования к персоналу, производящему данные работы, а также меры безопасности при проведении данных работ. Все принятые решения технически и экономически обоснованы и отвечают требованиям соответствующих нормативных документов.

Список литературы

1. Правила устройств электроустановок (ПУЭ).- М.: Энергоатомиздат, 1985 г.-640 с.

2. Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» №136 от 13.04.2009

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М:Энергоатомиздат,1989

4. Балаков Ю.Н.,Мисриханов М.Ш.,Шунтов А.В..Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов.- М.:Издательство МЭИ,2004

5. «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения.» СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Станадарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2007г.

6. Д. Л. Файбисович. Справочник по проектированию электрических сетей.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 г.-320 с.

7. Обзорный каталог «ABB» VD4/R MV vacuum circuit-breakers for secondary distribution

8. Обзорный каталог «ABB» Выключатели колонковые элегазовые

9. Обзорный каталог «ABB» Horizontal centre break disconnector Type SGF 36 kV to 362 kV

10. Обзорный каталог ОАО «Мосэлектрощит» Шкафы КРУ 10 кВ

11. «Устройства РЗА присоединений 110-220 кВ. Типовые решения.» СТО 56947007-33.040.20.022-2009 Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2009г

12. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SD52

13. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SA5x

14. К.Бринкинс, Д.Дрозд. Методика выбора уставок дистанционных и токовых защит нулевой последовательности фирмы Siemens в электросети 110-220кВ. Рига, 2007г.

15. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7UT63x

16. N.Mueller. 7UT6 Дифференциальная защита трансформатора. Задание уставок. Siemens AG Nuremberg.

17. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SS52x

18. Г.И.Лычковский. Методические указания по выбору уставок терминала 7SS52.

19. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 6MD6

20. «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок». ПОТ Р М-016-2014. Москва, 2014 г.

21. «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», Энергосервис, Москва 2003 г.

22. Н. В. Чернобровов. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е., перераб. и доп. М., «Энергия», 1974, 680 с. с ил.

23. А.М. Федосеев. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. пособие для вузов - . М., Энергоатомиздат, 1984 г.- 520 с.

Размещено на Allbest.ru