Реконструкция подстанции

трансформатор подстанция сопротивление

4.2.1 Назначение и область применения

Настоящая методика устанавливает методы контроля состояния силовых трансформаторов любого напряжения и мощности (далее силовых трансформаторов), путем измерения важнейших параметров: коэффициента трансформации, полярности и группы соединения обмоток, тока и потерь холостого хода, сопротивления обмоток постоянному току, тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток, сопротивления короткого замыкания, измерения параметров переключающих устройств трансформаторов.

Объем испытаний и измерений, а также профилактические испытания силовых трансформаторов в зависимости от их напряжения, мощности и типа производятся в соответствии с требованиями РД 34.45-51.300-97 “Объем и нормы испытания электрооборудования” издание шестое (с изменениями и дополнениями) и заводских инструкций.

Для проведения измерений и испытаний по настоящей методике могут применяться как передвижные высоковольтные лаборатории, так и установки или схемы, собранные из отдельных элементов (аппаратов, приборов).

4.2.2 Требования к погрешности измерений

Требуемые погрешности измерений обеспечиваются применением приборов (вольтметров, амперметров, ваттметров, частотомеров, мостов переменного и постоянного тока) класса точности не ниже 0,5.

Для контроля состояния изоляции необходимо использовать мегаомметры, обеспечивающие погрешность измерения сопротивления изоляции, не превышающих 15%, а при определении коэффициента абсорбции - менее 10%.

4.2.3 Требования безопасности, охрана окружающей среды

Испытания силовых трансформаторов, автотрансформаторов и т.д. должны выполняться по наряду.

Измерения проводятся бригадой в составе не менее 2-х человек, в которой производитель работ должен иметь группу IV по электробезопасности, а член бригады группу III.

Для испытания трансформаторов могут применяться как передвижные высоковольтные лаборатории, так и установки собранные из отдельных элементов (аппаратов, приборов).

При производстве испытаний связанных с подачей на трансформатор повышенного напряжения - свыше 0,4 кВ (измерение tg д , емкости, испытание приложенным напряжением 50 Гц), персонал, производящий испытания, должен находиться за ограждением схемы испытания.

Для подъема персонала на трансформатор допускается использовать как стационарную, так и приставную лестницы.

Снятие и установка проводов ошиновки с вводов 220 кВ и выше должна осуществляться из корзины гидроподъемника. Применение деревянных лестниц для этих целей не допускается.

Перед снятием ошиновки следует заземлить выводы обмоток трансформатора, используя гибкий медный провод сечением не менее 4мм?.

Снятие заземлений с выводов обмоток трансформатора для проведения испытаний производится с разрешения и по команде руководителя испытаний.

При сборке испытательной схемы, прежде всего, должно быть выполнено защитное и рабочее заземление испытательной установки.

Перед присоединением высоковольтной испытательной установки к сети 380/220 В, вывод высокого напряжения установки должен быть заземлен. Соединительный провод между испытываемым трансформатором и испытательной установкой сначала должен быть присоединен к ее заземленному выводу высокого напряжения, а затем к выводу испытуемой обмотки трансформатора.

Присоединение к сети 380/220 В выполняется через коммутационный аппарат с видимым разрывом сети или через штепсельную вилку расположенную вблизи испытательной установки.

После проведения испытаний накладывается заземление на высоковольтный вывод испытательной установки и при необходимости на вывод обмотки трансформатора, например, для снятия остаточного заряда.

При проведении испытаний с использованием постоянного тока, после каждого измерения обмотку трансформатора следует заземлять для снятия остаточного заряда на время не менее 2 минут.

Все операции по присоединению-отсоединению измерительной схемы производятся с применением изолирующих штанг, с применением диэлектрических перчаток и бот.

Все средства измерений и измерения вредного влияния на окружающую среду не оказывают.

4.2.4 Требования к квалификации операторов

К выполнению измерений параметров силовых трансформаторов, автотрансформаторов допускаются лица из числа аттестованного персонала (не моложе 18 лет, прошедшие спецподготовку и проверку знаний комиссией, в состав которой включаются специалисты по испытаниям ЭТО, имеющие группу 5 в электроустановках выше 1000 В). Право на проведение испытаний подтверждается записью в строке «Свидетельство на право проведения специальных работ» удостоверения о проверке знаний норм и правил работы в электроустановках. Кроме того, производитель работ должен пройти стажировку в течение месяца под контролем опытного работника. В состав бригады, проводящей испытания оборудования, могут быть включены работники из числа ремонтного персонала, не имеющие допуска к специальным работам по испытаниям, для выполнения подготовительных работ и надзора за оборудованием.

К персоналу предъявляются следующие требования:

знание электротехники в объеме среднего специального электротехнического образования.

знание заводских инструкций приборов, применяемых при измерениях.

знание настоящей методики и инструкций по охране труда.

4.2.5 Условия измерений

При выполнении измерений на силовых трансформаторах, автотрансформаторах выполняются следующие условия:

- измерения производят в сухую погоду.

- трансформатор должен быть расшинован.

- вводы обмоток трансформатора должны быть чистыми.

- при измерении сопротивления обмоток постоянному току, ток в обмотках не должен превышать 20 % номинального тока обмотки, а сопротивление провода в цепи вольтметра не должно превышать 0,5% сопротивления вольтметра.

- перед проведением измерения тока и потерь холостого хода трансформатора находящегося в эксплуатации, необходимо размагнитить его магнитопровод от остаточного намагничивания.

- для вновь вводимых трансформаторов опыт холостого хода следует проводить перед началом других видов испытаний.

- отклонения частоты при проведении измерений должно быть не более 3% от номинального значения (50Гц).

- измерения параметров изоляции допускается производить при температуре изоляции не ниже +10 С для трансформаторов напряжением 110-150 кВ и не ниже +20 С для трансформаторов 220-500 кВ.

- условия применения средств измерений (СИ) должны соответствовать их паспортным данным.

4.2.6 Выполнение измерений

1. Измерение тока и потерь холостого хода при малом напряжении.

Измерение потерь холостого хода трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и в процессе эксплуатации производится с целью выявления возможных витковых замыканий в обмотках, замыканий в элементах магнитопровода и замыканий магнитопровода на бак трансформатора.

Линейное напряжение 380/220 В подается на обмотку НН, а другие обмотки остаются свободными.

Перед проведением опыта Х.Х. трансформатора, находящегося в эксплуатации, необходимо размагнитить его магнитопровод от остаточного намагничивания.

Снятие остаточного намагничивания производится пропусканием постоянного тока противоположных полярностей по одной из обмоток каждого стержня магнитопровода трансформатора. Процесс размагничивания осуществляется в несколько циклов. В первом цикле ток размагничивания должен быть не менее удвоенного тока Х.Х. трансформатора при номинальном напряжении. В каждом последующем цикле ток размагничивания должен примерно на 30% быть меньше тока предыдущего цикла. В последнем цикле ток размагничивания не должен быть больше тока Х.Х. трансформатора при напряжении 380 В.

При вводе в эксплуатацию нового трансформатора снятие остаточного намагничивания может не производиться, если трансформатор не прогревался постоянным током и не производилось измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Испытание трехфазных трансформаторов производится путем пофазного измерения потерь Х.Х., при этом производится три опыта.

Первый опыт. Замыкают накоротко обмотку фазы “а”, возбуждают обмотки фаз “в” и “с”. (рис. 4.2, а). Измеряют ток и потери Х.Х. Iвс, Pвс.

Второй опыт. Замыкают накоротко обмотку фазы “в”, возбуждают обмотки фаз “а” и “с” (рис.4.2, в), измеряют ток и потери Х.Х. Iас, Pас.

Третий опыт. Замыкают накоротко обмотку фазы с, возбуждают обмотки фаз “а” и “в” (рис.4.2, с), измеряют ток и потери Х.Х. Iав, Pав.

При отсутствии дефекта в трехфазном трансформаторе потери Рвс и Рав при допустимом отклонении 5% практически равны. Потери Рас на 25-50% больше потерь Рвс и Рав.

Суммарные потери холостого хода трансформатора определяют по формуле:

P0 = (Pвс + Pав + Pас)/2

Затем потери Р0 приводят к номинальному напряжению:

Р0 прив. = Р0(Uном./Uґ)?

Где:

Uном. - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, В.

U? - напряжение, измеренное в опыте х.х.,В.

n - показатель, равный 1,9 для холоднокатаной электротехнической стали.

Рис.4.2 Схемы измерений тока и потерь холостого хода.

Результаты измерений и расчёта измерений Pхх силового трансформатора Т№1 приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1.

Схема измерений	U(В)	I(А)	W(Вт)
ав (всж)	216	0,14	12
вс (асж)	216	0,15	13
ас (авж)	216	0,18	16

Рхх пасп. = 10200Вт Рхх изм. = 12446Вт ?% = 22%

Вывод: измеренные потери холостого хода силового трансформатора Т№1 удовлетворяют требованиям “Норм”.

2. Измерение параметров изоляции.

Для оценки состояния главной изоляции трансформаторов эксплуатации или при вводе нового оборудования производится измерение значения параметров главной изоляции: сопротивления изоляции (Rиз.) тангенса угла диэлектрических потерь (tgд) и емкости (С).

Если температура изоляции ниже 10?С, то трансформатор должен быть нагрет. За температуру изоляции принимается температура обмотки фазы В, определяемая по сопротивлению постоянному току для трансформаторов 35 кВ и выше.

Достоверными являются значения температуры, если промежутки времени между окончанием измерения температуры и началом измерения параметров изоляции не более:

трех часов - для трансформаторов 10 МВА и выше,

двух часов - для трансформаторов от 1МВА до 10МВА,

одного часа - для трансформаторов до 1 МВА.

t2 = zt2 /zt1 (t1 + T) - T

t2 - определяемая температура обмотки.

T = 235 C

Zt2 - сопротивление обмотки измеренное при испытании.

Zt1 - сопротивление обмотки измеренное на заводе или при пусконаладочных испытаниях.

T1 - температура обмотки при измерениях на заводе или при пусконаладочных испытаниях.

ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ.

Перед началом каждого измерения и при повторных измерениях испытуемую обмотку трансформатора заземляют на 2 минуты для снятия абсорбционного заряда. Внешние соединения при измерении сопротивления изоляции по схемам таб.4.2. приведены на рис.4.3.

При производстве измерений по схемам, приведенным на рис.4.3., рекомендуется экранировать поверхность вводов. Для этого на верхней части ввода устанавливается экранное кольцо из мягкого провода (для хорошего прилегания к поверхности фарфора), которое присоединяется к выводу «Э» мегаомметра. Перед применением мегаомметра со встроенным генератором номинальное напряжение устанавливается при достижении частоты вращения генератора 120об./мин., по этому отсчет измеряемого значения Rиз. Следует производить при достижении указанной частоты вращения.

а) - ВН - НН; б) - ВН - бак; с) - НН - бак.

Рис. 4.3.Схема измерений сопротивления изоляции обмоток трансформатора по участкам изоляции(по зонам).

Для сопоставления измеренных значений параметров изоляции с базовыми значениями их приводят к температуре обмотки, при которой измерялись базовые значения параметров по формулам:

Rпр. = Rи • K2

Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток силового трансформатора Т№1 приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2.

Схема измерений	Rиз.(Мом)
НН(л)-ВН(э)-бак(з)	500
ВН(л)-НН(э)-бак(з)	1000
ВН(л)-НН(з)-бак(э)	875

Вывод: сопротивление изоляции обмоток силового трансформатора Т№1 удовлетворяет требованиям “Норм”.

3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерение сопротивления следует производить на всех ответвлениях, т.е. всех положениях переключающих устройств. Если переключающее устройство РПН имеет предизбиратель, предназначенный для реверсирования регулировочной части обмотки или для переключения грубых ступеней регулирования, то измерения производят при одном положении предизбирателя. Дополнительно производят по одному измерению при каждом из других положений предизбирателя.

У обмоток трансформаторов, имеющих нулевой вывод, измеряются фазные сопротивления, а у обмоток не имеющих нулевого вывода - линейные сопротивления.

При измерении сопротивления одной обмотки, другие обмотки трансформатора должны быть разомкнуты.

При измерении сопротивлений необходимо определять (измерять) температуру обмоток трансформатора.

Для трансформаторов, не подвергавшихся нагреву и находящихся в нерабочем состоянии не менее 20 час., за температуру обмотки принимают температуру верхних слоев масла. При этом измерения следует производить не ранее чем через 30 мин. После заливки маслом трансформаторов мощностью до 1 МВА и не ранее чем через 2 час. трансформаторов большей мощности.

Температуру обмоток трансформаторов, подвергшихся нагреву или не остывших после отключения от сети, определяют по результатам измерения сопротивления обмотки по формуле:

t2 = zt2 /zt1 (t1 + T) - T

где:

t2 - определяемая температура обмотки.

T = 235 C

Zt2 - сопротивление обмотки измеренное при испытании.

Zt1 - сопротивление обмотки измеренное на заводе или при пусконаладочных испытаниях.

T1 - температура обмотки при измерениях на заводе или при пусконаладочных испытаниях.

ИЗМЕРЕНИЕ МЕТОДОМ ПАДЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ.

Сущность метода заключается в измерении падения напряжения U на сопротивлении обмотки трансформатора R, через которое пропускается постоянный ток I определенной величины. По результатам измерения тока и напряжения определяется сопротивление обмотки R по закону Ома - (R = U/I) Ом.

Измерения тока и напряжения следует производить при установившихся значениях. За установившийся принимается ток, при котором стрелка амперметра не изменяет своего значения в течение 1 мин.

При испытаниях трансформаторов с большой индуктивностью с целью сокращения времени установления тока в измерительной цепи рекомендуется осуществлять кратковременное форсирование тока шунтированием реостата.

Чтобы не повредить вольтметр при переходном процессе в измерительной цепи, его включение следует производить лишь после установления тока, а отключение - до отключения тока.

Сопротивление ползунковых реостатов, применяемых в схеме измерения должно быть в 5-10 раз, больше сопротивления обмотки трансформатора. Схемы измерения приведены на рис.4.4. ( а - схема измерения малых сопротивлений; б - схема измерения больших сопротивлений). Искомое сопротивление определяется по формуле:

R = ?U / I

где: ?U - напряжение на зажимах сопротивления;

I - ток в цепи.

При измерении между линейными выводами фазное значение сопротивления равно:

Rф = Rизм. / 2



Рис.4.4. Схема измерения сопротивления обмоток постоянному току.

Результаты измерений сопротивления обмоток постоянному току силового трансформатора Т№1 приведены в табл. 4.3. и 4.4.

Rом. ВН Cмн. = 0,057

Таблица 4.3.

Положение ПБВ	АВ	R(Ом)	ВС	R(Ом)	АС	R(Ом)	?%
1	70	3,99	69	3,93	69	3,93	1,5
2	73	4,16	72,5	4,13	72	4,1	1,5
3	77	4,39	76	4,33	76	4,33	1,4

Rом. НН Cмн. = 0,004

Таблица 4.4.

ав	R(Ом)	вс	R(Ом)	ас	R(Ом)	?%
25	0,1	25	0,1	25	0,1	0

Вывод: сопротивление обмоток постоянному току силового трансформатора Т№1 удовлетворяет требованиям “Норм”.

4. Определение коэффициента трансформации.

Определением коэффициента трансформации проверяется правильность числа витков обмоток трансформатора, который должен соответствовать расчетному значению.

Коэффициент трансформации (Кт) определяется на всех регулировочных ответвлениях и на всех фазах. При этом испытание проводиться путем подачи напряжения 380/220 В на обмотку более высокого напряжения .

У трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН коэффициент трансформации определяется между обмотками ВН-НН и СН-НН.

Для определения Кт трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов с выведенным нулем обмотки ВН (СН) измерения рекомендуется производить при однофазном возбуждении обмотки ВН (СН). При этом напряжение должно быть синусоидальным и симметричным.

Для трансформаторов и автотрансформаторов со схемами и группами соединения обмоток Yн/Д-11, Yн/Д/Д-11-11, Yн авто/Д-0-11, Yн/Yн/Д-0-11 при измерениях определяется фазный коэффициент трансформации (Кт.ф.).

Для трансформаторов со схемой и группой соединения Yн/Y-0 при однофазном возбуждении обмотки ВН определяется половинное значение Кт.ф.

Коэффициент трансформации трехфазных трансформаторов, не имеющих выведенного нуля обмотки ВН, определяется при трехфазном возбуждении обмоток. При этом измеряется линейное напряжение между любыми выводами обмотки ВН (предварительно проверяется симметричность напряжения) и измеряются линейные напряжения Uа-в, Uв-с, Uа-с на обмотке НН. Снятие показаний приборов следует производить одновременно.

При трехфазном возбуждении для трансформаторов со схемой и группой соединения Y/Yн-0 определяется линейный коэффициент трансформации Кт.л., а для трансформаторов со схемой и группой соединения Y/Д-11 измеренный Кт будет равен v3 Кт.ф.

В тех случаях, когда нет возможности трехфазного возбуждения обмотки ВН трехфазного трансформатора Кт, может определяться при поочередной подаче напряжения на две фазы обмотки ВН. Для трансформатора со схемой и группой соединения Y/Yн-0 при двухфазном возбуждении обмотки ВН и измерении фазного напряжения обмотки НН, определяется удвоенное значение фазного коэффициента трансформации 2Кт.ф. При определении Кт трансформаторов со схемой и группой соединения Y/Д-11 свободные фазы обмотки НН следует закорачивать. В этом случае также определяется удвоенное значение 2Кт.ф. Измерения напряжения Uвн и Uнн должны производиться одновременно, что важно при возможных колебаниях напряжения в сети 380/220 В.

Кроме того, следует стремиться снимать показания на второй половине шкалы вольтметров.

Схема измерения Кт для трансформатора Т№1 приведена на рис.4.5.

Коэффициент трансформации определяется по формулам:

КАВ = UАВ / Uав ; КВC = UВC / Uвc ; КАC = UАC / Uаc ;

Рис.4.5. Схема измерения для определения коэффициента трансформации.

Результаты измерений сопротивления обмоток постоянному току силового трансформатора Т№1 приведены в табл. 4.5.

Таблица 4.5. Смн. = 3,464

Положение ПБВ	UАВ(в) Uав (в)	Ктр.	UВС(в) Uвс (в)	Ктр.	UАС(в) Uас (в)	Ктр.	?%
1	108 / 70,5	5,31	108 / 70,5	5,31	108 / 70,5	5,31	0
2	108 / 67	5,58	108 / 67	5,58	108 / 67	5,58	0
3	108 / 63,5	5,89	108 / 63,5	5,89	108 / 63,5	5,89	0

Вывод: коэффициент трансформации силового трансформатора Т№1 удовлетворяет требованиям “Норм”.

5. Проверка группы соединения обмоток.

Для параллельного включения трансформаторов, помимо ряда других условий, необходимо, чтобы группы соединения обмоток этих трансформаторов совпадали. Группа соединения обмоток зависит от угла сдвига между векторами напряжений обмоток ВН и НН одноимённых фаз трансформатора. Сдвиг векторов напряжений зависит от схемы соединения обмоток трансформатора, взаимного направления их намотки и их размещения на магнитопроводе. Имеется 12 групп соединения.

В условиях ремонтной базы более рациональным является применение метода двух вольтметров, позволяющего точно проверить известную и определить неизвестную группу соединения обмоток. Схема этого метода приведена на рис.3.6. Между выводами А и а на трёхфазных трансформаторах устанавливается перемычка, а к обмотке ВН подводится симметричное по фазам напряжение. При помощи вольтметрового переключателя П1 измеряется подведенное напряжение UАВ, UВС, UАС. При помощи переключателя П2 вольтметром V2 измеряются результирующие напряжения UВв, UВс, UCc, UCв. Величина этих напряжений в зависимости от группы соединений может быть больше б, равна р, или меньше м так называемого “условного” напряжения, подсчитываемого по формуле:

Uусл. = UннvК? + 1

Где: Uнн - линейное напряжение на выводах обмотки НН при опыте;

К - коэффициент трансформации испытуемого трансформатора.

Сравнение последовательности расположения результата измерения с соответствующе расположенной последовательностью обозначений б, р, и м по таблице 4.6. определяет группу соединения обмоток трансформатора.

Результаты проверки группы соединения обмоток силового трансформатора Т№1 приведены в табл. 4.7.

Рис.4.6. Схема определения группы соединения обмоток.

Таблица 4.6.

Таблица 4.7.

Силовой трансформатор тип: ТАМ-3200/35 Зав.№ 44922
Измеренные параметры
U(л) = 384В	Ктр. = 5,58	Uнн = 68,8В	Uусл. = 390В
Схема измерений	U(В)	Сравнение с Uусл.
В-в	324	М
В-с	324	М
С-с	324	М
С-в	390	Р
Группа соединения обмоток - 11

4.3 Методика контроля состояния высоковольтных коммутационных аппаратов

4.3.1 Назначение и область применения методики

Настоящий документ устанавливает методику выполнения измерений при испытаниях коммутационной аппаратуры (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

4.3.2 Средства измерений, вспомогательные устройства

Средства измерений (измерительные приборы) должны быть внесены в Госреестр, иметь действующее клеймо (пломбу) и (или) свидетельство о поверке.

Испытательное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с Л-3.

Средства измерений не допускаются к применению когда:

· отсутствует (повреждена) пломба (клеймо) или свидетельство о поверке;

· просрочен срок поверки;

· разбито стекло или имеются повреждения, которые могут повлиять на правильность показаний.

При выполнении измерений применяют средства измерений, приведённые в таблице 4.8.

Таблица 4.8.

Наименование средств измерений, технического ср-ва	Наименование измеряемой величины
Передвижная лаборатория (испытательный аппарат)	Повышенное напряжение 0-100 кВ
Мегаомметр	Сопротивление изоляции
Микроомметры Ф-415, КМС-77, ИКС-5 и т.п.	Переходное сопротивление контактов
Мосты переменного тока Р333, МО-62 и т.п.	Величина омических сопротивлений
Мост переменного тока Р5026 с образцовым конденсатором Р5023, Тангенс-2000, Вектор-2.0М и др.	Измерение tgд и СХ вводов и делителей
Прибор «Марс» (виброграф, электросекундомер)	Измерение скоростных и временных характеристик
Вольтметр	Измерение напряжения
Амперметр	Измерение силы тока
Прибор аккустико-эмиссионного контроля изоляторов типа ПАК-3	Измерения аккустико-эмиссионных сигналов для определения деформаций в изоляторе
Комплект К-503 устройства УПЗ-2 или аналогичные	Измерения временных характеристик; напряжения срабатывания
Термометр ТЛ-4-2 (0-55)0С или аналогичный	Измерение температуры окружающей среды

4.3.3 Требования безопасности, охрана окружающей среды

При выполнении испытаний необходимо соблюдать следующие требования:

- перед допуском к работе на коммутационных аппаратах с дистанционным управлением

необходимо:

· отключить силовые цепи, цепи сигнализации, цепи управления;

· закрыть задвижки на трубопроводе подачи воздуха в баки выключателя, выпустить в атмосферу имеющийся в них воздух и открыть спускные клапаны;

· привести в нерабочее положение включающий груз или включающие пружины;

· вывесить плакаты «Не включать! Работают люди» на ключах дистанционного управления и «Не открывать! Работают люди» на закрытых задвижках.

- при работах в отсеке шкафов КРУ - тележку с оборудованием выкатить, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат «Стой! Напряжение», а в отсеке, где предстоит работать, вывесить плакат «Работать здесь».

- при работах вне КРУ, на отходящей ВЛ или на КЛ, тележку с выключателем выкатить из шкафа, установить в линию заземление, шторку или дверцы запереть на замок и на них вывесить плакат «Не включать! Работают люди» или «Не включать! Работа на линии».

- для опробования и наладки коммутационного аппарата - разрешается временное включение силовых и вспомогательных цепей привода, а также подача воздуха в привод и на выключатель. При этом плакаты «Не включать! Работают люди» или «Не открывать! Работают люди» снять. Дистанционно включать и отключать коммутационный аппарат для опробования и наладки может с разрешения дежурного работник, ведущий его наладку и регулировку.

4.3.4 Условия измерений

Измерения сопротивления изоляции должны проводиться при температуре не ниже +5^о С мегаомметром на 2500 В. Поверхности изоляторов должны быть очищены от загрязнений ветошью, не оставляющей ворса с помощью авиационного бензина или уайт-спирита.

Испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением 50 Гц проводятся на полностью собранном аппарате 35 кВ и ниже. Испытание проводится путем приложения повышенного напряжения поочередно ко всем фазам при заземленных других фазах.

Измерение сопротивления постоянному току производится при установившемся тепловом режиме, при котором температура окружающей среды отличается от температуры измеряемого объекта не более чем на 3 ^о С.

Измерение тангенса диэлектрических потерь производится как по прямой, так и по перевернутой схемам при напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха не ниже +10^о С.

4.3.5 Подготовка к выполнению измерений

Перед началом измерений необходимо:

· Выдать наряд или распоряжение.

· Подготовить рабочее место и произвести допуск.

· Подготовить к работе ПВЛ.

· Подготовить к работе необходимые приборы, оборудование, приспособления.

4.3.6 Выполнение измерений

Измерение сопротивления изоляции:

На выключателях сопротивление изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, баковой изоляции, крепежных шпилек и дугогасительных устройств измеряется мегаомметром на 2500 В. Для этого при отключенном выключателе мегаомметр подключается с одной стороны к траверсе, с другой - к баку;

Измерение сопротивления изоляции у многоэлементных изоляторов производится отдельно для каждого элемента мегаомметром на напряжение 2500 В;

Измерение вторичных цепей и электромагнитов управления:

После окончания всех регулировок собирается постоянная схема управления и сигнализации выключателя, измеряется сопротивление изоляции цепей управления, сигнализации и блокировки мегаомметром на 1000 В.

Испытание изоляции повышенным напряжением 50 Гц.

Испытание электрической прочности изоляции производится на полностью собранном аппарате напряжением 35 кВ и ниже. Испытание изоляции относительно заземленных частей конструкции и между фазами производится путем приложения повышенного напряжения поочередно ко всем фазам при заземленных других фазах.

Испытание повышенным напряжением изоляции контактного разрыва малообъемных масляных выключателей 6-10 кВ производится следующим образом:

· отключается выключатель;

· закорачиваются верхние выводы;

· закорачиваются и заземляются нижние выводы;

· подается испытательное напряжение на верхние выводы.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин

Нормы испытаний приведены в таблице 4.9.

Таблица 4.9.

Вид оборудования	Испытательное напряжение (кВ )
	Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
Аппараты до 0,69 кВ	1	1
Аппараты до 3 кВ	24	21,6
Аппараты до 6 кВ	32	28,8
Аппараты до 10 кВ	42	37,8
Аппараты до 15 кВ	55	49,5
Аппараты до 20 кВ	65	58,5
Аппараты до 35 кВ	95	85,5

Это же испытательное напряжение прикладывается и к межконтактному разрыву маломасляных выключателей 6-10 кВ.

Измерение сопротивления постоянному току токоведущего контура контактной системы

Определение переходного электрического сопротивления токоведущего контура каждого полюса и его отдельных элементов (каждого разрыва гасительной камеры и отделения, токоведущих шин) следует считать одним из основных и наиболее ответственных видов электрических испытаний выключателя. Полное сопротивление токоведущего контура измеряется от одного аппаратного вывода до другого. Измерение сопротивления отдельных элементов полюса должно выполнятся таким образом, чтобы в измеряемые участки без пропусков входил весь токоведущий контур, включая места соединений аппаратных выводов с фланцами камеры и отделения. Соответствие (в пределах точности измерительных приборов) полученных сопротивлений при испытании всего контура сумме сопротивлений его отдельных элементов будет свидетельствовать об отсутствии ошибок при измерении.

Измерение производится микроомметрами типа Ф415 или аналогичными, контактомером типа КМС-77 или методом амперметра-вольтметра. Наиболее точные результаты измерения получаются при испытаниях по методу амперметра-вольтметра с использованием источников питания на большие токи - 100 А и более (например, сварочного генератора постоянного тока или сварочного преобразователя ПСО-120).

Приборы, используемые при измерении сопротивления постоянному току методом амперметра-вольтметра, должны быть класса точности не ниже 0,5.

Измерение сопротивления постоянному току шунтов и омических делителей напряжения производится, как правило, до установки их на выключатель с помощью мостов постоянного тока типа Р-333, МО-62 или аналогичных.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и ёмкости вводов.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости у вводов выключателей и конденсаторов делителей напряжения может производиться как по прямой, так и по перевернутой схемам с помощью моста переменного тока типа Р5026 в комплекте с образцовым конденсатором Р5023 или с помощью новых современных приборов типа «Тангенс-2000», «Вектор-2.0М».

Перед измерением сопротивления изоляции, tgд и емкости конденсаторов поверхность их фарфоровых рубашек должна быть очищена от пыли и грязи. Изоляторы не должны иметь трещин и сколов. Течь масла из конденсаторов недопустима. По результатам измерений производится подбор конденсаторов по емкостям в соответствии с требованиями заводской инструкции. Результаты измерения конденсаторов по прямой схеме более точные, т.к. при этом уменьшаются посторонние влияния. При испытании по прямой схеме конденсаторы должны быть изолированы от земли подкладкой под них изоляционного листа толщиной не менее 3мм (текстолит, гетинакс и т.п.).

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь у вводов выключателей - 35,110,220кВ производится при температуре не ниже 10 гр.:

· Основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ по прямой схеме;

· Изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) при напряжении 5 кВ по перевёрнутой схеме.

4.3.7 Результаты испытаний коммутационной аппаратуры ПС”Недвиговская”

1. ЛР-35кВ ВЛ”Чалтырь”. Паспортные данные: РДЗ-2-35/1000 НУХЛ1 Зав.№ 758, изоляторы С4-195 6 шт.

Таблица 4.10.

Фаза	Rиз.(Мом)	~U(кВ)	t(мин.)	Rконт.(мкОм)
ф”Ж”	10000	95	1	62
ф”З”	10000	95	1	70
ф”Кр”	10000	95	1	68

2. Вак.В - 35кВ ВЛ”Чалтырь”.

Паспортные данные: ВБТЭ 35111-25/630 Зав.№3528.

Таблица 4.11.

№ ввода	Rиз.(Мом)	tgд(%)	R3(Ом)	Сх(пФ)
1	4500	1,3	1115	139,7
2	5000	1,2	1121	138,96
3	4500	1,0	1126	138,3
4	5000	1,1	1192	130,7
5	5000	1,3	1105	140,97
6	5000	1,3	1127	138,2

Таблица 4.12.

№ вводов	Rиз.(Мом)	~U(кВ)	t(мин.)	Rконт.(мкОм)
1-6	4000	85,5	1	180
2-5	3800	85,5	1	170
3-4	4000	85,5	1	170

Вывод: коммутационные аппараты в указанном объёме испытания выдержали, удовлетворяют требованиям “Норм”.

6. Оценка экономической эффективности инвестиций

6.1 Общие данные

Реконструируемая ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” является одним из источников питания ПС 35/6кВ “Недвиговская”, основным потребителем которой является НС Таганрогского водопровода. Вторым источником питания для ПС-35кВ “Недвиговская” является ВЛ-35кВ “Синявская - Недвиговская”. ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” построена и введена в эксплуатацию в 1963 году. ВЛ выполнена на железобетонных опорах, около 50% которых находятся в аварийном состоянии. Провод ВЛ марки АС-70 во многих местах повреждался и имеет большое количество соединений, сцепная арматура и траверсы имеют потёртости металла и значительную коррозию. Неудовлетворительное физическое состояние ВЛ в результате ветровых и гололёдных нагрузок, даже не превышающих расчётные, приводит к её повышенной повреждаемости с тяжёлыми авариями.

С целью повышения надёжности ОРУ-35кВ ПС”Недвиговская” реконструируется:

- устанавливаются 2 линейные ячейки 35кВ на ВЛ ”Синявская” и “Чалтырь” с установкой вакуумных выключателей 35кВ;

- устанавливается вводной вакуумный выключатель 35кВ в цепи силового трансформатора Т-1;

- устанавливаются на обеих секциях шин 35кВ трансформаторы напряжения;

- заменяются существующие масляные выключатели : МВ-35кВ Т-2, СМВ-35кВ, МВ-35кВ ВЛ”Рогожкино” на современные вакуумные выключатели.

Это позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей, и обеспечить бесперебойное питание электроприёмников. Так же после реконструкции появится возможность безопасного проведения ремонта СМВ -35кВ, т.к. прежняя конструктивная особенность ячейки не позволяла этого.

6.2 Технико-экономические показатели проекта реконструкции ПС 35кВ “Недвиговская” и ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская'

Протяжённость реконструируемого участка, км 13,535

Расчетный переток мощности по ВЛ, МВ•А 10,6

Необходимые инвестиции по сметному

расчету тыс.руб. в ценах 2004 г., всего: 17208,62

из них: СМР 11227,9

оборудование 2812,49

прочие затраты 3168,23 Продолжительность строительства, мес. 2

По ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” обеспечивается электроснабжение НС Таганрогского водопровода с суммарной нагрузкой 5,0 МВт.

Эффективность инвестиций, направляемых на реконструкцию электрических сетей (подстанции и линии электропередач), обеспечивается за счёт сохранения их работоспособности (сохранения объёма отпускаемой электроэнергии) и повышения надёжности электроснабжения потребителей после проведения реконструкции.

Эффективность инвестиций в реконструкцию ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” определялась исходя из условия снижения ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям ПС-35кВ “Недвиговская” , для которых реконструируемый участок ВЛ-35кВ является одним из источников питания. При запроектированной схеме питания расчётная вероятность её полного погашения после реконструкции ВЛ и ОРУ-35кВ составит 1 раз в 75 лет. При эксплуатации физически изношенной ВЛ, выработавшей эксплуатационный ресурс и без установки выключателей в ОРУ-35кВ ПС”Недвиговская” вероятность полного погашения подстанции резко возрастает и составляет по данным эксплуатации не менее 1 раза в год. Практически ежегодно на ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” происходят аварии с падением опор и обрывом проводов. На восстановление повреждённого участка ВЛ-35кВ в среднем требуется 9 часов. Суммарный ежегодный перерыв в электроснабжении потребителей ПС 35кВ “Недвиговская” возможен в течении 25 часов.

Исходные условия при расчёте недоотпуска электроэнергии из-за повреждения участка ВЛ-35кВ и ненадёжной схеме ОРУ-35кВ пс”Недвиговская”:

- максимальная нагрузка ПС”Недвиговская” в 2005 г. - 3,2МВт;

- продолжительность использования максимальной нагрузки - 4500 час.;

- число часов в году - 8760 час.

Расчётный недоотпуск электроэнергии на ПС”Недвиговская” при эксплуатации физически изношенной ВЛ-35кВ составляет:

3,2 · 25 · 4500 / 8760 = 41 тыс. кВт•ч в год.

Объём передаваемой по ВЛ-35кВ электроэнергии принят с учётом прогнозируемых темпов роста электропотребления в целом по энергосистеме. Среднегодовой прирост потребления на рассматриваемую перспективу определён в размере 1,0%.

6.3 Пояснения к расчету

Снижение недоотпуска электроэнергии рассматривается как дополнительный отпуск потребителям по тарифам соответствующего года t

=0,041 

млн кВт•ч ? const по всем годам расчетного периода t.

Выручка от реализации электроэнергии определяется исходя из тарифа с учетом инфляции Т_t и количества дополнительного отпуска электроэнергии (табл. 1)

:

для t = 2 (1-й год эксплуатации):

Т₂ = 0,37•1,08 = 0,39 (см. табл. 3.6), О_р2 = 0,39•0,041 = 0,016 млн. руб.;

для t = 3 (2-й год эксплуатации):

Т₃ = 0,39•1,07 = 0,42 (см. табл. 3.6), О_р3 = 0,42•0,041 = 0,017 млн. руб.

Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии определяется исходя из удельной стоимости ущерба (по данным ОАО “Южэнергосетьпроект” удельный ущерб принят 120 руб./кВт•ч) и снижения недоотпуска электроэнергии (табл. 5.1.)

= 120•0,041 = 4,92 млн. руб. ? const.

Ежегодные постоянные издержки складываются из затрат на обслуживание и амортизационных отчислений

,

при этом затраты на обслуживание и амортизационные отчисления принимаются укрупнено в процентах от капитальных вложений, исходные данные - в табл. 5.1.

Амортизационные отчисления

Иа = ба ВЛ · К ВЛ + ба ПС · К ПС = 0,05 • 12,823 + 0,05 • 1,76 = 0,641 + 0,088 = 0,729 млн. руб. - const

Затраты на обслуживание:

,

для t = 2 (1-й год эксплуатации):

Иобс2 = бобс2 ВЛ · К ВЛ + бобс2 ПС · К ПС = 0,008 • 1,08 • 12,823 +

+ 0,059 • 1,08 • 1,76 = 0,103 + 0,112 = 0,215 млн. руб.

для t = 3 (2-й год эксплуатации):

Иобс3 = бобс3 ВЛ · К ВЛ + бобс3 ПС · К ПС = 0,008 • 1,08 • 12,823 +

+0,059 • 1,08 • 1,07 • 1,76 = 0,103 + 0,120 = 0,223 млн. руб.

Ежегодные постоянные издержки:

для t = 2 (1-й год эксплуатации) И_п2 = 0,729 + 0,215 = 0,944 млн. руб.;

для t = 3 (2-й год эксплуатации) И_п3 = 0,729 + 0,223 = 0,952 млн. руб.

Затраты по проекту: на этой строке для года t со знаком (-) приняты необходимые капитальные вложения и ежегодные постоянные издержки.

Суммарный эффект от реализации проекта складывается из выручки от реализации дополнительного отпуска электроэнергии и снижения ущерба от недоотпуска электроэнергии

:

для t = 2 (1-й год эксплуатации)

0,016 + 4,92 = 4,936 млн. руб.;

для t = 3 (2-й год эксплуатации)

0,017 + 4,92 = 4,937 млн. руб.

Результирующий эффект определяется по формуле

:

Э₁ = -17,208 + 0 = -17,208 млн. руб.;

Э₂ = -0,944 + 4,936 = 3,992 млн. руб.;

Э₃ = -0,952 + 4,937 = 3,986 млн. руб..

Расчет результирующего эффекта производят нарастающим итогом, т.е. определяют за один год, за два года и т. д. за весь расчетный период:

· за один год -17,208 млн. руб.;

· за два года -17,208 +3,992 = -13,216 млн. руб.;

· за три года -13,216 + 3,986 = -9,23 млн. руб. и т.д.

Такой подход позволяет определить простой срок окупаемости инвестиций Т_п.ок как момент перехода денежных потоков из отрицательной области в положительную по строке “Результирующий эффект нарастающим итогом” (использование интерполяции дает более точный результат).

Простой срок окупаемости инвестиций может быть определен и графическим путем построением зависимости результирующего эффекта нарастающим итогом за расчетный период.

Более точный расчет эффективности инвестиций достигается использованием интегральных критериев с учетом фактора времени

В расчете принята норма дисконта равной 10 % Е = 0,1, год приведения затрат и результатов - второй год расчетного периода Т_пр = 2.

Дисконтированные затраты (инвестиции и ежегодные постоянные издержки) определяются по формуле

,

и затем нарастающим итогом за один год, за два года, за три и т. д. рассчитываются за весь расчетный период.

В таблице 6.2. дисконтирование осуществляется только с 3-го года расчетного периода, т.е.

· ЗдЗ = (-0,952) · (1 + 0,1)^{2 - 3} = -0,952 • 1,1^-1 = -0,865 млн. руб.

· Зд4 = (-0,958) · (1 + 0,1)^{2 - 4} = -0,958 • 1,1^-2 = -0,792 млн. руб.

Дисконтированные затраты нарастающим итогом:

· за один год -18,929 млн. руб.;

· за два года -18,929 + (-0,944) = -19,873 млн. руб.;

· за три года -19,873 + (-0,865) = -20,738 млн. руб.

Таблица 6.1. Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции ПС 35кВ”Недвиговская” и ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская”

Годы		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II	12	13	14	15	16
Отпуск электроэнергии, млн кВт·ч Снижение потерь э/энергии, млн кВт·ч		0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0	0,041 0
Удельн. ст-ть потерь э/энергии, коп/кВт·ч		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Уменьшение недоотпуска, млн кВт·ч		0	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041	0,041
Стоимость ущерба, руб./кВт·ч		0	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120
Воздушные линии электропередачи	0	15,131	0
Подстанции	0	2,077	0
Постоянные экспл издержки по ВЛ Постоянные экспл издержки по КЛ Постоянные экспл издержки по ПС Амортизационные отчисления по ВЛ, % Амортизационные отчисления по КЛ, % Амортизационные отчисления по ПС % Уд. капвложения на мощность, руб./кВт Постоянные издержки по эл. станции, % Год приведения затрат Норма дисконта, % Отпускной тариф э/энергию, руб/кВт·ч	0,8 2,3 5,9 5,0 2,0 5,0 0 4 2 10,0 0,365
Расчётный уровень инфляции на тариф,		0	8	7	5	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3
Тариф с учётом инфляции, руб./кВт·ч		0,37	0,39	0,42	0,44	0,46	0,47	0,48	0,5	0,51	0,53	0,54	0,56	0,58	0,6	0,61	0,63
Индекс расчетной инфляции	18	1,00	1,08	1,16	1,.21	1,25	1,29	1,33	1,37	1,41	1,45	1,49	1,54	1,58	1,63	1,68	1,73

Таблица 6.2. Результаты расчета экономической эффективности реконструкции ПС 35кВ”Недвиговская” и ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская”

		Годы расчетного периода
	Сумма	0	I	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Выручка oт реализации электроэнергии		0	0	0,176	0,189	0,198	0,204	0,210	0,216	0,223	0,230	0,236	0,244	0,251	0,258	0,266	0,274	0,282
Снижение потерь электроэнергии		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Удельная стоимость потерь э/энергии		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Снижение недоотпуска э/энергии		0	0	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192	0,192
Удельная стоимость ущерба от недоотпуска		0	0	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120	120
ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
Освоенные капиталовложения в том числе: ВЛ оборудование ПС		0
Необходимые капиталовлож. в том числе: ВЛ оборудование ПС	17,208 15,131 2,077		17,208 15,131 2,077	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0	0 0 0
Накопленные капиталовложения в том числе: ВЛ оборудование ПС			17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077	17,208 15,131 2,077
Основные фонды в том числе: ВЛ оборудование ПС	14,583 12,823 1,760		0 0 0	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760	14,583 12,823 1,760
Ежегодные постоянные издержки			0,00	0,944	0,952	0,958	0,962	0,965	0,969	0,974	0,978	0,982	0,987	0,991	0,996	1,001	1,006	1,011
в том числе: на обслуживание ВЛ 0,8 ПС 5,9			0,00 0,00 0,00	0,215 0,103 0,112	0,223 0,103 0,120	0,229 0,103 0,126	0,232 0,103 0,130	0,236 0,103 0,134	0,240 0,103 0,138	0,244 0,103 0,142	0,249 0,103 0,146	0,253 0,103 0,150	0,258 0,103 0,155	0,262 0,103 0,160	0,267 0,103 0,164	0,272 0,103 0,169	0,277 0,103 0,174	0,282 0,103 0,180
амортизационные отчисления			0,000	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729	0,729
ВЛ 5,0 ПС 5,0			0,000 0,00	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088	0,641 0,088
Затраты по проекту	-31,884		-17,208	-0,944	-0,952	-0,958	-0,962	-0,965	-0,969	-0,974	-0,978	-0,982	-0,987	-0,991	-0,996	-1,001	-1,006	-1,011
Экономия капзатрат на ввод мощности Экономия ежегодных издержек по эл/ст. Всего экономия затрат на ввод мощности	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 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 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
Экономия затрат на выработку э/э	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
Снижение ущерба от недоотпуска э/э Суммарный эффект от реализ. проекта Результирующий эффект То же, нарастающим итогом	73,800 74,117 42,233		0,000 0,000 -17,208 -17,208	4,920 4,936 3,992 -13,216	4,920 4,937 3,986 -9,230	4,920 4,938 3,980 -5,250	4,920 4,939 3,977 -1,273	4,920 4,939 3,974 2,701	4,920 4,940 3,970 6,672	4,920 4,940 3,967 10,639	4,920 4,941 3,963 14,602	4,920 4,942 3,959 18,561	4,920 4,942 3,956 22,517	4,920 4,943 3,952 26,469	4,920 4,944 3,948 30,416	4,920 4,944 3,943 34,359	4,920 4,945 3,939 38,298	4,920 4,946 3,934 42,233
Простой срок окупаемости (Ток.п), лет	4,3	4,3
Дисконтированные затраты То же, нарастающим итогом	-27,049		-18,929 -18,929	-0,944 -19,873	-0,865 -20,738	-0,792 -21,529	-0,722 -22,252	-0,659 -22,911	-0,602 -23,513	-0,550 -24,063	-0,502 -24,565	-0,458 -25,023	-0,418 -25,44	-0,382 -25,82	-0,349 -26,17	-0,319 -26,49	-0,291 -26,78	-0,266 -27,05
Дисконтир. системный эффект То же нарастающим итогом Дисконтир. результирующий эффект То же, нарастающим итогом	41,331 14,282		0,000 0,000 -18,929 -18,929	4,936 4,936 3,992 -14,937	4,488 9,425 3,623 -11,313	4,081 13,506 3,290 -8,024	3,711 17,216 2,988 -5,036	3,374 20,590 2,714 -2,321	3,067 23,657 2,465 0,144	2,789 26,446 2,239 2,383	2,536 28,981 2,034 4,417	2,305 31,287 1,847 6,264	2,096 33,383 1,678 7,942	1,906 35,288 1,524 9,465	1,733 37,021 1,384 10,849	1,575 38,597 1,256 12,105	1,432 40,029 1,141 13,246	1,302 41,331 1,036 14,282
Дисконтированный срок окупаемости (Ток.д) Чистый дисконтированный доход (ЧДД) Внутренняя норма доходности (ВНД) Индекс доходности (ИД)	5,9 14,282 21,920 1,528							5,9

Дисконтированный системный эффект рассчитывается аналогично

.

Например, для 3-го года:

ЭФдt = 4,937 • (1 + 0,1)^{2 - 3} = 23,229 • 1,1^-1 = 4,488 млн. руб.

и за весь расчетный период - нарастающим итогом.

При таком подходе дисконтированный результирующий эффект определяется для каждого года t

:

Например, для 3-го года:

Эд3 = ЗдЗ + ЭФд3 = -0,865 + 4,488 = 3,623 млн. руб. или

Эд3 = Э3 • (1 + Е)^{Тпр - t} = 3,986 • (1+0,1)^{2 -3} = 3,623 млн. руб.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется суммированием дисконтированного результирующего эффекта за расчетный период (нарастающим итогом):

· за один год -18,929 млн. руб.;

· за два года -18,929 + 3,992 = -14,937 млн. руб.;

· за три года -14,937 + 3,623 = -11,313 млн. руб. и т.д.

Таким образом, поэтапный расчет позволяет определить ЧДД, формула для расчета которого при принятом подходе:

.

По строке “Дисконтированный результирующий эффект нарастающим итогом” строится график движения денежных потоков проекта, рис.6.1.

Таким образом, дисконтированный срок окупаемости определяется моментом перехода денежных потоков из отрицательной области в положительную по результатам расчета в табл. 6.2. и из движения денежных потоков проекта.

Следует иметь ввиду, что срок окупаемости, как простой, так и дисконтированный, может определяться:

· от начала инвестирования;

· от начала эксплуатации.

Выполненные расчеты показали, что инвестиции, вложенные в реконструкцию ПС 35кВ”Недвиговская” и ВЛ-35кВ”Чалтырь - Недвиговская” протяжённостью 13,535км, имеют достаточно высокие показатели эффективности. Срок окупаемости инвестиций 5,9 года.

Рис.6.1 Движение денежных потоков с начала реконструкции ПС-35кВ ”Недвиговская” и ВЛ-35кВ”Чалтырь - Недвиговская”.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрено перспективное развитие электрической сети ЮЗЭС. Выполнено проектирование реконструкции подстанции 35/6 кВ “Недвиговская” и ВЛ-35кВ”Чалтырь - Недвиговская”. Рассмотрен рост нагрузок..

Произведён выбор оборудования ВЛ и распределительного устройства 35кВ подстанции. Рассчитано сечение провода реконструируемой ВЛ, с учётом будущих нагрузок.

Предложена схема реконструкции ПС:

- установить 2 линейные ячейки 35кВ на ВЛ ”Синявская” и “Чалтырь” с установкой вакуумных выключателей 35кВ;

- установить вводной вакуумный выключатель 35кВ в цепи силового трансформатора Т-1;

- установить на обеих секциях шин 35кВ трансформаторы напряжения;

- заменить существующие масляные выключатели : МВ-35кВ Т-2, СМВ-35кВ, МВ-35кВ ВЛ”Рогожкино” на современные вакуумные выключатели.

Проведены технико-экономические расчёты, на основании которых реконструкция подстанции и ВЛ признано экономически эффективным.

Проведён анализ вредных и опасных факторов, которые могут проявить себя на рассматриваемом энергетическом объекте, что позволило определить необходимые защитные меры, предотвращающие их.

Список литературы

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.-М.:Энергоатомиздат.1985.-352с.

2. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для энергетических специальностей вузов./Под ред. В.М. Блок.-М.:Высшая школа.1990.-383с.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.-2-е изд., перераб.-М.:Энергия.1980.-600 с.

4. Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. «Энергосетьпроект».-М.1991.-67с.

5. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. «Энергосетьпроект».-М.2003.-41с.

6. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учебное пособие для ВУЗов. - 2 изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 448 с.: ил.

7. Охрана труда в электроустановках. Учебное пособие для ВУЗов /Под ред. Б.А. Князевского - 3е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. -336 с. с ил.

8. Методические указания к выполнению курсового проекта ШРазвитие электрических сетей района энергосистемыШ/ Юж.-Рос. Гос.техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2001. 32с.

9. Расчёты и анализ режимов работы сетей. Учебное пособие для вузов\ Под ред. В.А. Веникова. -М.:Энергия.- 1974.- 336с. с ил.

10. Правила устройства электроустановок.-М.:-Энергоатомиздат.-1986.-640с.

11. Схема развития Ростовской энергосистемы на 2001-2005 г.г. с перспективой до 2010 года.-Ростов-на-Дону:ШЮжэнергосетьпроектШ.-2001.-32с.

12. СанПин 2.2.4.548-96 Микроклимат.

13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 1977. - 160 с.

14. Свешников В.И., Пономарева Н.А. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитие электрических сетей: Методические указания к организационно-экономической части дипломных проектов / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005. ? 35 с.

15. Тарамалы Л.З., Шихкеримов И.А., Галкин А.И. Методические указания к курсовому проекту.-Новочеркасск.-1993.-56 с.

16. Ивашев В.В. Ремонт трансформаторов М. Госэнергоизда-тельство -1959. 361с.

17. РД 34.45-51.300-97 Объём и нормы испытаний электрооборудования. С изменениями и дополнениями №1 и №2.6-е издание.

Размещено на Allbest.ru