В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.

Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cosц вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке ,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенная мощность одного трансформатора;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А.

Нагрузка приборов определяется по формуле

. (2.59)

Таблица 2.8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки В·А	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребная мощность
							Р, Вт	Q, ВАр
Вольтметр	Э-335	2,0	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик активной и реактивной мощности	СЭТ-4ТМ.02	2,0	3	0,5	0,86	1	3	5,16
Итого:	8	5,16

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения В·А.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58[2] со следующими параметрами:

1) =110кВ;

2) номинальное напряжение обмотки:

-первичной -110000/v3 В;

-основной вторичной - 100/v3 В;

-дополнительной вторичной - 100 В;

3) номинальная мощность в классе точности 0,5 =400В·А;

4) максимальная мощность = 2000 В·А.

Выбор выключателей на стороне НН. Выключатель в цепи силового трансформатора 110/10 кВ на стороне низкого напряжения выбирают по утяжелённому режиму .

Секционный выключатель выбираем из условия

; (2.60)

.

Выключатели отходящих линий выбираем по токам утяжелённого режима наиболее загруженной линии Л-5 (1,5 МВ^.А)

.

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:

1) номинальному напряжению U_н ? U_уст ;

2) номинальному току Iн?Iраб.утяж

где I_{раб.утяж.} - рабочий ток через выключатель в утяжеленном режиме;

3) номинальному току электродинамической стойкости:

- симметричному I_п,0 ? I_пр.с.;

- асимметричному i_{уд. макс.} ? i_пр.с ;

4) номинальному току отключения:

- симметричному I_пt ? I_отк. ;

- асимметричному • I_пt + i_at ? • I_отк • (1 + в_н / 100);

5) номинальному импульсу квадратичного тока к.з.

В_к = I_пt²• ( t_отк + Т_а ) ? I_тер.²• t_тер .

Выбор выключателей представлен в таблице 2.8.

Таблица 2.9 - Выбор выключателей на стороне 10кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя BB/TEL-10/630/20
1	2	3
Uc = Uн	Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iраб.утяж ? Iн	Iраб.утяж = 184 А	Iн = 630 А
Iпt ? Iотк	Iп t = 1,222 кА	Iотк = 20 кА
1	2	3
iat ? ia ном	iat = 0,530кА,	iaном = 20 кА
Iпо ? Iдин	Iпо = 1,222 кА	Iдин = 38,18 кА
Iуд ? Iдин.макс	iуд = 3,167 кА	Iдин макс = 52 кА
Вк ? Iтер.2• tтер	Вк = 1,23 кАІ·с	Вк = 1200 кАІ·с

Выбор трансформаторов тока на стороне НН. Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, так как цепи низкого и высокого напряжения разделены, а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле.

Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям:

- по конструкции и классу точности;

- по напряжению установки ;

- по первичному току .

Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по термической стойкости ;

- по вторичной нагрузке .

Определим максимальный рабочий ток, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включении секционного выключателя)

;

;

.

Выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-10 =600А, класс точности вторичной обмотки 0,5/Р данные расчётов сведены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Выбор трансформаторов тока 10кВ

Расчётные данные	Данные ТЛМ-10
=10 кВ	=10 кВ
=184 А	=600 А
=3,167 кА	=52 кА
=1,23 кА2·с	=313,3 кА2·с
=0,69 Ом	=0,8 Ом

Таблица 2.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
Счётчик активной и реактивной мощности	СЭТ-4ТМ.02	2,0	2,0	2,0
Итого:	3	2	2,5

Самая нагруженная Фаза «А».

Общее сопротивление приборов

Ом.

Для ТЛМ -10

Ом.

Допустимое сопротивление провода

Ом.

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 100м.

мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВБ с жилами сечением 6мм².

Ом.

Таким образом, вторичная нагрузка составляет

Ом.

Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН. Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке .

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число прибо-ров	Общая потребная мощность
							Р, Вт	Q, ВАр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольтметр	Э337	2,0	1	1	0	1	2
Счетчик активной и реактивной мощности (ввод 10кВ)	СЭТ-4ТМ.02	2,0	3	0,5	0,86	1	3	5,2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Счетчик активной и реактивной мощности (ВЛ 10кВ)	СЭТ-4ТМ.02	2,0	2	0,5	0,86	3	6	10,3
Итого:	11	15,5

Вторичная нагрузка трансформатора

; (2.61)

.

Выбираем два трансформатора напряжения НТМИ-10-66.

Трансформаторы имеют номинальную мощность в классе точности 0,5 S_ном = 120В·А. < S_ном, то есть трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

Выбор ограничителей перенапряжения. В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперной характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампера до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений [11].

2.7 Выбор релейной защиты и систем автоматики

Общие сведения. В процессе эксплуатации электрических сетей и электроустановок возникают повреждения и анормальные режимы работы, приводящие к резкому увеличению тока и понижению напряжения в элементах системы электроснабжения. Особенно опасны короткие замыкания (КЗ).

В большинстве случаев при КЗ возникает электрическая дуга с высокой температурой, приводящей к разрушению электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей. Так как при КЗ к месту повреждения притекают большие токи, то возможен перегрев неповрежденных токоведущих частей, что вызывает развитие аварии.

Для обеспечения надежного электроснабжения, предотвращения разрушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой работы элементов системы необходимы, возможно, быстрое отключение поврежденного участка или элемента, а также ликвидация опасного анормального режима. В основном для этих целей используют специальные автоматические устройства в виде релейной защиты, отключающей выключатели.

При отключении выключателей электрическая дуга в месте повреждения гаснет, прохождение тока КЗ прекращается и восстанавливается напряжение на неповрежденной части сети.

При нарушении нормального режима работы иногда нет необходимости в отключении электрооборудования, а достаточно дать предупредительный сигнал обслуживающему персоналу на подстанции; при его отсутствии -- оборудование автоматически отключается, но обязательно с выдержкой времени.

Одним из основных видов анормальных режимов являются перегрузки, представляющие серьезную опасность для изоляции электродвигателей, трансформаторов и генераторов. Защита от перегрузок осуществляется с выдержкой времени большем, чем у защит от КЗ. Защита от перегрузок в сетях не предусматривается, так как в правильно спроектированной сети перегрузки маловероятны. Для некоторых видов электрооборудования характерны специфические повреждения и анормальные режимы, а именно недопустимое снижение напряжения при самозапуске электродвигателей; витковые замыкания у трансформаторов и понижение уровня масла в кожухе; витковые замыкания и повышение напряжения в обмотке статора, замыкания в цепи возбуждения генераторов; однофазные замыкания.

Таким образом, релейной защитой (РЗ) называют защиту электрических установок от возможных повреждений и анормальных режимов работы, осуществляемую посредством автоматических устройств (контактных, бесконтактных). Основным назначением РЗ являются выявление места повреждения и быстрое автоматическое отключение выключателем поврежденного участка или оборудования, а также обнаружение нарушения нормального режима работы с последующей подачей предупредительного сигнала обслуживающему персоналу или отключением оборудования с выдержкой времени.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите:

а) селективность;

б) быстрота действия;

в) чувствительность.

Для защиты трансформаторов Т1 и Т2 подстанции выполним расчёт токовой отсечки мгновенного действия. Исходные данные для расчёта и расчётная схема : линия 10 кВ выполнена проводом А50 (r₀ = 0,588 Ом/км, х₀ = 0,42 Ом/км), нагрузка - трансформатор.

Принимаем для защиты вторичное реле прямого действия РТМ и сопутствующие ему параметры: к_н = 1,4; к_сх = 1(схема соединения трансформаторов тока - «неполная звезда»). Принимаем также трансформаторы тока ТПЛ-10 с коэффициентом трансформации к_Т = 30/5 = 6.

Уставку тока срабатывания для реле РТМ принимаем из условий [4]

; (2.62)

.

Рассчитаем полное сопротивление трансформатора:

Z_T = ; (2.63)

Z_T = 28,1 Ом.

Определим полное сопротивление линии 10 кВ:

Z_л = ; (2.64)

Z_л = 3,6 Ом.

Тогда ток трёхфазного КЗ в точке К₁:

; (2.65)

182 А.

Для определения суммарного намагничивающего тока трансформаторов учтём, что от одной линии питаются два трансформатора, следовательно:

; (2.66)

18,5А.

Ток уставки за выключателем Q₁:

I_ТО = 42,5 А;

I_ТО =13,9 А.

Принимаем большее значение тока уставки токовой отсечки 42,7 А.

Чувствительность токовой отсечки защиты трансформаторов к двухфазным КЗ

к_ч = ;

к_ч = 3,18.

Полученное значение чувствительности токовой отсечки больше значения 1,5, которое требуется для надёжной защиты трансформаторов. Следовательно, выбранные параметры и выполненный расчёт можно считать удовлетворительным.

Газовая защита. Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. В нашем случае мы применяем её для защиты трансформатора.

Газовая защита получила широкое применение в качестве чувствительной при возникновении внутренних повреждений (межвитковых замыканиях), сопровождаемых электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла, изоляционных материалов и образованию летучих газов.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газовыделении, происходящем при КЗ, - сигнал на отключение трансформатора. Помимо этого, газовая защита реагирует на понижение уровня масла в баке трансформатора.

Опасным внутренним повреждением является «пожар стали» магнитопровода, возникающий при нарушении изоляции между листами стали сердечника, что ведёт к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи.

В качестве реагирующего органа ставится газовое реле типа BF-80/Q производства Германии. Уставка скоростного элемента принимается 0,6 м/с. Он действует на отключение трансформатора через выходное реле РП-255, снабженное удерживающей катушкой по току отключения. Отбор газа из корпуса реле производится через кран, размещенный на уровне наземного обслуживания.

Типовыми схемами защиты трансформаторов предусматривается, в соответствии с требованиями ПУЭ, возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов. Газовое реле отсека РПН выбрано URF производства Германии и работает только на отключение.

АВР и АПВ. Требования, предъявляемые к АВР (автоматическое включение резерва):

-схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителей по любой причине, в том числе при ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, исчезновении напряжения на шинах рабочего источника питания. Включение резервного источника питания допускается также при к.з. на шинах подстанции;

-включение резервного источника питания должно производиться возможно быстрее, сразу же после отключения рабочего источника для уменьшения длительности перерыва питания потребителей;

-схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего питания, чтобы не допустить включения источника резервного питания на к.з. в неотключившемся рабочем источнике;

-схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения для пуска АВР при исчезновении напряжения на шинах рабочего источника питания, когда его выключатель остается включенным;

-для ускорения отключения резервного источника питания в случае включения на неустранившееся к.з. применяют ускорение действия защиты после АВР.

Основные требования, предъявляемые к АПВ (устройство автоматического повторного включения):

-устройство АПВ должно приходить в действие при аварийном или самопроизвольном отключении выключателя, находящегося в работе;

-АПВ не должно запускаться при оперативном отключении выключателя персоналом;

-схемы АПВ должны предусматривать возможность действия при срабатывании отдельных защит;

-схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия;

-время действия АПВ должно быть минимально возможным.

2.8 Собственные нужды подстанции

Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, типа электрооборудования, способа обслуживания и вида оперативного тока.

Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов - это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов шкафов КРУ, а также освещение подстанции.

Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, аварийное освещение, система пожаротушения.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности, с применением и подсчитывают по формуле

, (2.67)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять .

При двух трансформаторах СН с постоянным дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия

, (2.68)

где - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током. Трансформаторы СН присоединяются к секциям шинам 10 кВ КРУН через выключатели.

Таблица 2.12 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность			Нагрузка
	Единицы, кВт х количество	Всего, кВт			, кВт	, кВАр
Подогрев выключателей и приводов	0,6 х 7	4,2	1	0	4,2	-
Подогрев шкафов КРУН	1 х 16	16	1	0	16	-
Освещение КРУН-10 кВ	0,1 х 10	1	1	0	1	-
Освещение ОРУ-110кВ	0,75 х 12	9	1	0	9	-
Аппаратура связи и телемеханики	-	1	1	0	1	-
Сигнальные лампы и измерительные приборы	-	1	1	0	1	-
Итого:	32,2	-

Рисунок 2.6 - Cхема питания собственных нужд

Расчётная нагрузка при Кс=0,8

кВ·А.

кВ·А.

Принимаем два трансформатора ТМ-40/10/ S_ном.=25 кВ·А. При отключении одного трансформатора, второй не будет перегружен.

3. Молниезащита и заземление электрооборудования подстанции

3.1 Защита подстанции от перенапряжений

Перенапряжения в электрических сетях могут быть грозовыми, возникающими при ударах молнии, например, в линию электропередачи или вблизи неё, и внутренними, которые связаны с коммутациями в аппаратах управления, дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями.

Проектирование защиты от грозовых перенапряжений сводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов линий к подстанции, трубчатых разрядников, устанавливаемых на этих линиях, а также выбору числа мест установки и типа вентильных разрядников на подстанции.

В сетях 10 кВ, работающих с изолированной нейтралью, следует предусматривать предотвращение самопроизвольного смещения нейтрали включением в цепь вторичной обмотки трансформаторов напряжения, соединённой в разомкнутый треугольник, резистор сопротивлением 25 Ом и мощностью 400 Вт.

Принимаем для защиты подходов к подстанции питающих линий электропередачи 10 кВ от грозовых перенапряжений на рабочем и резервном вводах в подстанцию комплекты разрядников типа РДИ, разработанных в ОАО «НПО Стриммер». Разрядный элемент РДИ, вдоль которого развивается скользящий разряд, имеет длину, превышающую в несколько раз длину импульсного перекрытия защищаемого изолятора линии. Эта особенность обеспечивают более низкое разрядное напряжение при грозовом импульсе по сравнению с разрядным напряжением защищаемой изоляции. Сочетание большой длины с низким напряжением искрового разряда приводит к тому, что вероятность установления дуги КЗ практически сводится к нулю.

Согнутый петлей изолированный металлический стержень при помощи зажима прикреплен к штырю изолятора. В средней части петли поверх изоляции установлена металлическая трубка на некотором расстоянии от провода линии. Потенциал петли и опоры одинаков, а между металлической трубкой и металлической жилой петли относительно большая емкость. Из-за этого все перенапряжение, приложенное между проводом и опорой, оказывается приложенным между проводом и трубкой. При значительном перенапряжении искровой промежуток пробивается, и перенапряжение прикладывается между трубкой и металлической жилой петли к её изоляции. Под действием перенапряжения с трубки вдоль поверхности петли, по одному или по обоим ее плечам, развивается скользящий разряд. Он развивается до тех пор, пока не замкнётся на узле крепления, гальванически связанном с опорой. Благодаря большой длине перекрытия по поверхности петли импульсное перекрытие не пере ходит в силовую дугу промышленной частоты.

Вследствие эффекта скользящего разряда вольтсекундная характеристика разрядника расположена ниже, чем изолятора, т.е. при воздействии грозового перенапряжения разрядник перекрывается, а изолятор нет.

Защиту РУ - 10 кВ трансформаторной подстанции от внутренних перенапряжений, коммутационных или резонансных явлений, а также от дуговых замыканий на землю выполним комплектами вентильных разрядников типа РВО-10.

3.2 Защита подстанции от прямых ударов молнии

Для защиты подстанции от прямых ударов молнии осуществляют стержневыми молниеотводами. ПУЭ [2] допускают установку стержневых молниеотводв на линейных порталах подстанций вместо отдельных фундаментов. Расчёты защиты молниеотводами сводятся к выбору их высоты, количества и мест установки при соблюдении условия, что всё оборудование подстанции попадает в зоны защиты. Размеры подстанции с трансформаторами 2х160 кВА составляют в плане 5,5 х 5 м², высота здания h_x = 7,6 м и высота силовых трансформаторов h = 4 м. Удельное сопротивление грунта площадки с = 150 Ом·м.

Ожидаемое число поражений молний за год незащищенного объекта

N = (l + 7h) ? (m + 7h) ? n ? T ? 10^-6, (3.1)

где n = 0,06 - число ударов молнии на 1 км² земли за 1 ч. грозы, 1/(км²?ч);

Т-средняя интенсивность грозовой деятельности в местности (60ч/год);

l - длина подстанции, м;

m - ширина подстанции, м;

h - наибольшая высота объекта, м.

N = (5,5 + 7?8,25) ? (5 + 7?8,25) ? 0,06 ? 60 ? 10^-6 = 0,014 ударов/год.

Это значит, 1 удар может случиться за 7 лет, что недопустимо. При наличии защиты стержневым молниеотводом с вероятностью прорыва 10^-2, т.е. один удар молнии из 100 может поразить защищаемый объект, поражение возможно лишь один раз в 240 лет.

Принимаем вариант защиты подстанции одним стержневым молниеотводом, установленном на концевой опоре высотой Н = 12 м. Определим высоту молниеотвода [3] из условия защиты угла подстанции на высоте h_x = 7,6 м, при расстоянии между опорой и подстанцией 5 м. Из схемы компоновки подстанции найдём требуемый радиус защиты до точки А:

r_x1 = 10,7 м.

Используя выражение, связывающее радиус защиты с высотой молниеотвода h, запишем равенство

10,7 = ,

которое преобразуем в квадратное уравнение:

1,6h² -14,86h - 27,82 = 0.

Решая уравнение, находим высоту молниеотвода

h ? 10,8 м.

Требуемая высота молниеотвода оказалась меньше высоты опоры.

Принимаем h = 13 м, добавив к опоре металлический штырь с h=1 м.

Радиус защиты этого молниеотвода на высоте h_х = 4 м равен

r_x2 = ;

r_x2 = 11 м.

Необходимый радиус, найденный из рис. 4.2

r_x2 = 7,6 м

оказывается меньше расчётного, следовательно, рассматриваемая точка попадает в зону защиты молниеотвода. Окончательно принимаем высоту стержневого молниеотвода h = 13 м.

Сопротивление растеканию тока грозового разряда:

R_р = б·R,

где R = 0,5 Ом - сопротивление заземления при стационарном режиме;

б- импульсный коэффициент, который зависит от тока заземлителя и удельного сопротивления грунта (при с=150 Ом·м б= 0,8).

Тогда R_р = 0,8·0,5 = 0,4 Ом.

3.3 Расчет заземляющего устройства подстанции

Для защиты обслуживающего персонала от опасных напряжений и присоединения средств защиты от грозовых разрядов выполняем одно общее заземляющее устройство.

Площадь подстанции составляет 5,5 х 5 = 27,5 м². Принимаем к установке сетчатый заземлитель с размерами S = 5 х 4,5 м², помимо внешнего замкнутого горизонтального контура состоящий из l_Б = 3 продольных полос вдоль длинной стороны и l_М = 4 поперечных полос вдоль короткой стороны. К сетке присоединяем 12 вертикальных электродов длиной l_в = 3м.

Верхний слой земли толщиной h₁ = 2м состоит из грунта (глина полутвердая) с удельным сопротивлением с₁=60 Ом•м, сопротивление нижнего слоя земли с₂=30 Ом•м (суглинок пластичный). Принимаем глубину заложения горизонтальных заземлителей t = 0,8м.

Ток однофазного КЗ, стекающий с заземлителя, принимаем приблизительно I⁽¹⁾_кз ? 0,5• I⁽³⁾_кз на шинах 10 кВ подстанции, т.е. I⁽¹⁾_кз ? 100 А.

Так как отношение с₁/с₂ = 60/30 = 2, то при расчёте будем учитывать двухслойность земли.

Определим параметр эффективной площади заземлителя

4,7 м.

Находим отношение

0,8.

Так как найденное отношение 0,8 ? 0,5 то безразмерный параметр А определяем по эмпирической формуле [5]:

А = 0,444 - 0,84 ;

А = 0,444 - 0,84 ·0,8 = - 0,228.

Суммарную длину всех элементов заземлителя определяем как:

L = n_Бl_Б + n_Мl_М + n_вl_в . (3.2)

Следовательно, суммарная длина элементов заземлителя составит

L = 3·5 + 4·4,5 + 12·3 = 69 м.

Эквивалентное удельное сопротивление грунта найдем по формуле:

, (3.3)

где б, в - коэффициенты, численно равные при с₁> с₂ б = 3,6 и в = 0,1. Тогда

= 53,3 Ом.

Сопротивление сетчатого заземлителя в двухслойном грунте:

. (3.4)

Тогда

= - 0,26 + 0,77 = 0,51 Ом.

Чтобы не предусматривать мер по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы подстанции, напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания не должно превышать U_з.доп=5 кВ.

Проверяем действующее напряжение на заземляющем устройстве с учётом тока однофазного КЗ, стекающего с заземлителя:

; (3.5)

U_з = 100·0,51 = 51 В.

электрический подстанция трансформатор

4. Экономическая часть

4.1 Стоимость разработанного варианта

Стоимость разрабатываемого варианта - это метод системного исследования функций объекта проектирования, направленный на минимизацию затрат в сфере проектирования строительства, изготовления и эксплуатации системы электроснабжения при сохранении или даже повышении ее качества, полезности, надежности и безопасности.

Проектная форма обладает следующими особенностями, определяющими возможность и целесообразность ее использования при выработке проектных решений.

Цель творческой формы - предотвращение появления излишних функций, элементов и затрат при сохранении (повышении) функциональных и потребительских свойств объекта проектирования.

Сфера использования - проектирование системы электроснабжения (СЭ).

Степень автономности и использования - подчиненность традиционным этапам опытно-конструкторских работ (ОКР), сливается с процессом проектирования, алгоритмизируя по заданным целевым функциям.

Порядок моделирования - от функционального к структурному.

Способ определения номинальных (требуемых) функций - путем построения «дерева целей» и задач проектирования.

Разнообразие способов поиска решений - все приемы творчества.

Стоимостная оценка функции - исходная процедура проектирования и интерактивная для всех этапов.

В состав задач, решаемых при выполнении проектных работ входят: определение рациональных границ значений технико-экономических параметров разрабатываемой СЭ или ее элементов и оптимальных требований к составу и ресурсу функций; достижение заданных требований элементам затрат; обеспечение конкурентоспособности; повышение технического уровня, показателей надежности, технологической и экологической безопасности; технологичности СЭ, снижение материалоемкости, энергоемкости, эксплуатационных затрат.

При разработке проектов СЭ проводится с учетом действующих нормативно-технических документов, регламентирующих порядок и правила проведения строительно-монтажных, пуско-наладочных, регламентных и ремонтных работ и правила устройства СЭ.

При проектировании СЭ или элементов выполняются следующие процедуры с использованием методологии ФСА:

- анализ требований к разрабатываемой СЭ;

- формирование целей и задач разработки;

- определение состава функций будущей СЭ;

- построение функциональной модели СЭ;

- определение допустимых затрат на функции поиска формирования вариантов решений по функциям;

- оценка технико-экономического уровня вариантов решений по основным функциям;

- построение структурной модели СЭ;

- комплексная функционально-стоимостная оценка и окончательный выбор варианта построения СЭ.

Анализ требований к проектированию СЭ служит для обоснования требований к разрабатываемой СЭ или ее элементам исходя из потребительских свойств СЭ и достижений науки и техники, а также с учетом перспективного развития как системы электроснабжения, так и системы электропотребления и требований экологической и социально-экономической безопасности, высокое качество электроэнергии.

Формирование целей и задач проекта представляется в виде «дерева целей». Уровни «дерева целей» формируются последовательно по этапам проектирования.

I уровень - «генеральная цель»: формируется исходя из главного функционального назначения проектируемой СЭ.

II уровень - «цели» формируются на основании заданных требований к разрабатываемому изделию и условий, при которых возможно достижение «генеральной цели».

III уровень - «задачи»: состав элементов этого уровня определяется путем детализации требований и элементов II уровня.

IV уровень - «пути решения задач»: элементы этого уровня конкретизируют предыдущий уровень «дерева целей» (по мере отработки конструктивных, технологических, организационных и компоновочных решений) с указанием возможных способов их реализации и необходимых условий.

Определение состава функций разрабатываемой СЭ.

Основное назначение этой процедуры - определение и формирование необходимого количества функций, которые должны выполнять СЭ и ее составные части.

Функции выполняются в следующем порядке: главные, второстепенные, основные, вспомогательные.

Главные функции устанавливаются исходя из назначения разрабатываемой СЭ в соответствии с целью проекта и требованиями технического задания (в СЭ к числу главных относятся функции обеспечения безопасности и надежности электроснабжения).

Второстепенные функции определяются исходя из требований к эксплуатации, экологической приемлемости, эстетики, эргономики и т.д.

Основные функции выявляются после выбора принципа реализации главных в соответствии с целями и задачами проекта, устанавливаемыми при построении «дерева целей». Эти функции обязательны, подчиняются главной и определяют главный процесс в СЭ. К ним относятся функции: приема (ввода), преобразования, вывода и распределения электроэнергии, функции обеспечения электробезопасности и качества электроэнергии, функции управления СЭ и т.д.

Вспомогательные функции необходимы для реализации основных, устанавливают после выбора принципа действия СЭ и состава ее основных функций, в соответствии с IV уровнем «дерева целей» - пути решения задач.

При выполнении основных и вспомогательных функций возможно появление нежелательных эффектов. Для компенсации и подавления этих эффектов вводятся «функции-компенсаторы» (функция охлаждения трансформатора).

Если СЭ имеет в своем составе функционально завершенные части, то по каждой из них строится своя функциональная модель (ФМ) по тем же правилам, что и для СЭ в целом.

Правильность построения ФМ проверяется следующим образом:

- любому изменению состояния объекта проектирования должна соответствовать определенная функция;

- каждая функция, предполагающая сложные преобразования, должна быть раскрыта через совокупность подчиненных функций;

- между функциями должны быть выявлены формально-логические отношения;

- для исключения дублирования вышестоящих функций в ФМ количество подчиненных функций должно быть не менее двух.

После построения ФМ, разрабатываемой СЭ, осуществляют ее проверку по соответствующим коэффициентам функциональной организованности.

Определение допустимых затрат на функции.

С этой целью прежде всего устанавливают значимость функции по уровням.

Предельно допустимые затраты на основные функции определяются по формуле

, (4.1)

где - допустимые прямые затраты исходя из минимальной себестоимости СЭ установленной в техзадании (ТЗ);

- относительная важность функции.

Аналогично определяются предельно допустимые затраты на вспомогательные функции.

Поиск и формирование вариантов решений по основным функциям разрабатываемой СЭ осуществляется с помощью морфологического анализа.

Построение структурной модели (СМ) СЭ осуществляется на основе ФМ путем установления вариантов материальных носителей (устройств, систем, агрегатов), необходимых и достаточных для реализации конкретной функции.

На основании структурной модели осуществляется стоимостная оценка выбранного решения СЭ, исходя из условий рыночного ценообразования на материальные носители.

Построение «дерева целей»:

I уровень - «генеральная цель»:

- электроснабжение всех потребителей, подключенных к подстанции;

II уровень - «цели»:

- бесперебойное электроснабжение;

- безопасное электроснабжение;

- управление и учёта электроснабжения;

III уровень - «задачи»:

- резервирование подачи электроэнергии;

- обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;

- защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;

- защита от токов короткого замыкания;

- устройство телемеханики;

- устройство автоматического учёта электроэнергии;

IV уровень - «пути решения задач»:

- использование двойной системы шин с обходной;

- использование резервного питания по высокой стороне;

- установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;

- установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

- установка ограничителей перенапряжения;

- установка молниезащиты;

- установка двух трансформаторов 110/10 кВ

- установка основной защиты трансформатора;

- установка резервной защиты трансформатора.

Рисунок 4.1 - Функциональная модель

F₁ - электроснабжение потребителей;

f_1.1 - обеспечение бесперебойного электроснабжения;

f_1.2 - обеспечение безопасного электроснабжения;

f_1.3 - обеспечение управления и учёта электроснабжения;

f_1.1.1 - резервирование подачи электроэнергии;

f_1.1.2 - обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;

f_1.2.1 - защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;

f_1.2.2 - защита от токов короткого замыкания;

f_1.3.1 - устройство телемеханики;

f_1.3.2 - устройство автоматического учёта электроэнергии;

f_1.1.1.1 - использование двойной системы шин с обходной;

f_1.1.1.2 - использование резервного питания по высокой стороне;

f_1.1.2.1 - установка элегазовых выключателей на стороне 110;

f_1.1.2.2 - установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

f_1.2.1.1 - установка ограничителей перенапряжения;

f_1.2.1.2 - установка молниезащиты;

f_1.2.2.1 - установка основной защиты трансформатора;

f_1.2.2.2 - установка резервной защиты трансформатора.

Построение совмещенной функционально-стоимостной модели системы.

Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.

Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.

Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз), начиная с первого. Для главной и второстепенной, т.е. для внешних функций объекта, при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества, параметров, свойств) по значимости (важности).

Нормирующим условием для функции является следующее

(4.2)

где r_ij - значимость j^ой функции, принадлежащей данному i^ому уровню ФМ (определяется экспертным путем);

j=1,2,…,n;

n - количество функций, расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.

Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.

Определение относительной важности функции (R). Учитывая многоступенчатую структуру ФМ, наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции, определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня R_ij по отношению к изделию в целом

, (4.3)

где G - количество уровней ФМ.

В случае, если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ, ее значимость определяется для каждой из них отдельно, а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений R_ij по каждой ветви ФМ (от i^го уровня до первого), проходящей через эту функцию.

Оценка качества исполнения функций (Q). Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:

, (4.4)

где - относительная значимость n-го потребительского свойства;

Р_nV - степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;

m - количество свойств.

Определение абсолютной стоимости функций.

Функционально необходимые затраты - минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации), организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.

Абсолютная стоимость реализации функций S_абс определяется по формуле

(4.5)

где S_изг - затраты, связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование, изготовление (модернизацию), пуско-наладочные работы, обучение персонала;

S_экспл - эксплуатационные затраты;

S_тр - затраты, связанные с трудоемкостью реализации функции;

S_эн - энергозатраты на реализацию функции;

S_проч - прочие затраты на реализацию функции.

Определение относительной стоимости реализации функций

Относительная стоимость реализации функций S_отнF определяется по формуле

(4.6)

где S_абс - суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. Определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;

S_абсFij - абсолютная стоимость реализации j^ой функции i^го уровня ФМ.

Построение функционально-стоимостных диаграмм (ФСД) и диаграмм качества исполнения функций (КИФ)

Данные диаграммы строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции, т.е. зон избыточной затратности реализации функции, а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).

Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.

Построение функционально-стоимостной модели

Функционально-стоимостная модель представлена в таблице 4.1.

Функционально-стоимостные диаграммы для базового варианта представлены на рисунках 4.3 и 4.4.

Индекс ф-ции	Наименование функции	Значимость функции r	Относительная важность функции R	Качество исполнения функции Q	Абсолютная стоимость реализации функции Sабс	Относительная стоимость реализации функции Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения;	0,4	0,4	0,24	4838,7	0,216
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения;	0,4	0,4	0,24	1340,8	0,060
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения;	0,2	0,2	0,1	1342	0,060
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии;	0,3	0,12	0,15	3816,1	0,171
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;	0,7	0,28	0,35	1022,6	0,046
f1.2.1	защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;	0,4	0,16	0,12	788,1	0,035
f1.2.2	защита от токов короткого замыкания;	0,6	0,24	0,3	552,7	0,025
f1.3.1	устройство телемеханики;	0,6	0,12	0,18	1138,2	0,051
f1.3.2	устройство автоматического учёта электроэнергии;	0,4	0,08	0,12	203,8	0,009
f1.1.1.1	использование двойной системы шин с обходной;	0,5	0,06	0,09	596	0,027
f1.1.1.2	использование резервного питания по высокой стороне;	0,5	0,06	0,2	2735	0,122
f1.1.2.1	установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;	0,5	0,14	0,15	447,7	0,020
f1.1.2.2	установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;	0,5	0,14	0,15	574,9	0,026
f1.2.1.1	установка ограничителей перенапряжения;	0,2	0,032	0,04	212,8	0,010
f1.2.1.2	установка молниезащиты;	0,8	0,128	0,16	575,3	0,026
f1.2.2.1	установка основной защиты трансформатора;	0,7	0,168	0,28	212,8	0,010
f1.2.2.2	установка резервной защиты трансформатора.	0,3	0,072	0,12	339,9	0,015

Рисунок 4.3 - Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта

Рисунок 4.4 - Диаграмма качества исполнения функций

Таблица 4.2 - Стоимость проектируемого варианта

Индекс ф-ции	Наименование функции	Значимость функции r	Относительная важность функции R	Качество исполнения функции Q	Абсолютная стоимость реализации функции Sабс	Относительная стоимость реализации функции Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения;	0,4	0,4	0,36	4373,7	0,200
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения;	0,4	0,4	0,36	968,8	0,044
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения;	0,2	0,2	0,16	2382	0,109
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии;	0,3	0,12	0,24	3537,1	0,162
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;	0,7	0,28	0,56	836,6	0,038
f1.2.1	защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;	0,4	0,16	0,24	602,1	0,028
f1.2.2	защита от токов короткого замыкания;	0,6	0,24	0,48	366,7	0,017
f1.3.1	устройство телемеханики;	0,6	0,12	0,36	2042,2	0,094
f1.3.2	устройство автоматического учёта электроэнергии;	0,4	0,08	0,24	339,6	0,016
f1.1.1.1	использование двойной системы шин с обходной;	0,5	0,06	0,18	503	0,023
f1.1.1.2	использование резервного питания по высокой стороне;	0,5	0,06	0,35	2642	0,121
f1.1.2.1	установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;	0,5	0,14	0,3	354,7	0,016
f1.1.2.2	установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;	0,5	0,14	0,3	481,9	0,022
f1.2.1.1	установка ограничителей перенапряжения;	0,2	0,032	0,1	119,8	0,005
f1.2.1.2	установка молниезащиты;	0,8	0,128	0,4	482,3	0,022
f1.2.2.1	установка основной защиты трансформатора;	0,7	0,168	0,49	119,8	0,005
f1.2.2.2	установка резервной защиты трансформатора.	0,3	0,072	0,21	246,9	0,011

Рисунок 4.5-Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта

Рисунок 4.6 - Диаграмма качества исполнения функций

4.2 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта

Проведем оценку экономической эффективности проекта.

Для расчета делаем следующие допущения:

1 Модернизация подстанции. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных средств;

2 Горизонт расчета принимаем 10 лет. Шаг расчета устанавливаем 1год;

3 Тариф на покупаемую электроэнергию для шага 0 принимаем 1,2 руб./кВт·ч. Принимаем также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 10% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 10 кВ, принимаем на 10% выше;

4 Норму дисконта принимаем равной 0,15;

5 Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6 % на все оборудование;

6 Инфляцию не учитываем.

Инвестиции в проект представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Инвестиционные вложения в проект

Наименование	Тип	Кол-во, шт.	Цена, тыс.руб
Трансформатор	ТМН-2500/110	2	2400
Выключатель элегазовый 110кВ	ВГТ-110	5	4000
Выключатель вакуумный 10 кВ	BB/TEL-10	12	1050
Разъединитель 110 кВ	РНДЗ -110	23	187
Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110	2	60
Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35	2	40
Ограничитель перенапряжения	ОПН - 10	4	40
		Итого:	7777

Окупаемость проекта достигается за счёт выручки от продажи электрической энергии потребителям, а также за счёт повышения качества электроэнергии, отпускаемой в сеть.

Схема формирования денежного потока представлена в таблице 3.4.

В первую строку таблицы вносим инвестиции в прект.

Остальные расчеты проводим в таблице 3.4.

Далее для каждого шага определяем отчисления на обслуживание из расчета 6% от инвестиционных вложений и заполняем вторую строку таблицы.

В третью строку таблицы вносим тариф на электроэнергию, увеличивая его с каждым шагом на 10%.

Затраты на покупку электроэнергии (строка 4) определяем по формуле из [33]

З_W=(УP_i·T_нб+ДР_У·ф)·С_э (4.7)

где УР_i=5,78 МВт; T_нб=6300 ч/год; ф=4800 ч/год;

С_э - стоимость электроенергии;

ДР_У= ДР_ПС+ ДР_хх; (4.8)

ДР_ПС=0,5· ДР_K·SІ_н.б/ SІ_ном.т. ; (4.9)

ДР_ПС=0,5·0,022·1,02І/ 2,5І=0.002 МВт;

ДР_У= 0,002+0,005=0,007 МВт.

На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят

З_W1=(5,78·6300+0,007·4800)·1,32=48110,8 тыс.руб./год.

В пятую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй и четвертой строк.

В шестую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае, единственный результат - это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле из [33]

Р_W=УP_i· T_нб·1,1·С_э . (4.10)

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии составит

Р_W1=5,78·6300·1,1·1,32=52873,1 тыс.руб./год.

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата строки 6 общие затраты (без инвестиций) и заполняем строку 7.

В восьмую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования, определяемого по формуле из [33]

Ј_i=1/(1+E)ⁱ . (4.11)

В соответствии с принятыми допущениями, норма дисконта Е=0,15. Для шага 1 коэффициент дисконтирования

Ј₁=1/(1+0,15)¹ =0,87.

В последней строке таблицы 3.4 определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен инвестиционным вложениям (-7777 тыс.руб). На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект с учетом коэффициента дисконтирования

ЧДД₁= ЧДД₀+( Р_W1- З_W1)· Ј₁; (4.12)

ЧДД₁= -7777+(52873,1-48577,4)·0,87= -9371,3 тыс.руб.

На шаге 2

ЧДД₂= ЧДД₁+( Р_W2- З_W2)· Ј₂; (4.13)

ЧДД₁= -9371,3+(53273,7-49445,7)·0,765= -6477,3 тыс.руб.

Расчет чистого дисконтированного дохода на остальных шагах производим аналогично, все результаты расчета сводим в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Расчет чистого дисконтированного дохода

Показатель	Единица измерен.	Величина показателя по шагам (годам)
		Шаг 0	Шаг 1	Шаг 2	Шаг 3	Шаг 4	Шаг 5	Шаг 6	Шаг 7	Шаг 8	Шаг 9
Инвестиции в проект	тыс.руб. год	7777
Отчисления на эксплуатационное обслуживание	тыс.руб. год		466,62	466,62	466,62	466,62	466,62	466,62	466,62	466,62	466,62
Тариф на покупаемую электроэнергию	руб . кВт·ч	1,2	1,32	1,45	1,59	1,75	1,92	2,11	2,32	2,55	2,80
Затраты на покупку электроэнергии	тыс.руб. год		48110,8	52849,0	57951,7	63783,3	69979,4	76904,4	84558,4	92941,4	102053,3
Общие затраты (без инвест-ных вложений)	тыс.руб. год		48577,4	53315,6	58418,3	64249,9	70446,0	77371,0	85025,0	93408,0	102519,9
Выручка от реализации электроэнергии	тыс.руб. год		52873,1	58080,3	63688,1	70096,9	76906,4	84516,9	92928,5	102141,3	112155,1
Приведенный эффект	тыс.руб. год		4295,7	4764,7	5269,8	5847,0	6460,4	7145,9	7903,5	8733,3	9635,2
Коэффициент дисконтирования	-	1,0	0,870	0,756	0,658	0,572	0,497	0,432	0,376	0,324	0,284
Чистый дисконтированный доход	тыс.руб.	-7777	- 4039,7	- 437,6	3029,9	6374,4	9585,2	12672,3	15644,0	18473,6	21210,0

График окупаемости проекта представлен на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 - График окупаемости проекта

По построенным диаграммам видно, что качество заданных функций проектного решения выше, чем у базового варианта. Это значит, что повышение надёжности путём замены коммутационного оборудования положительно повлияло на качество электроснабжения потребителей подстанции. Относительная же стоимость, включающая в себя установку, затраты на монтаж и обслуживание вновь проектируемого оборудования по сравнению со старым, уменьшилась. Срок окупаемости проекта составил 3,2 года. Отсюда можно сделать вывод, что проектное решение модернизации подстанции было верным.

5. Безопасность жизнедеятельности и экологичность

В настоящем дипломном проекте рассмотрены вопросы, экологической безопасности и охраны окружающей среды, безопасности труда обслуживающего персонала подстанции и безопасности жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуаций.

Электроэнергеника является одним из основных загрязнителей окружающей среды, а также и объектом повышенной опасности. При эксплуатации и ремонте предприятий энергетики выделяются в атмосферу вредные вещества в газо- и парообразном виде, а также твердые и пылеобразные продукты.

В данном разделе дипломного проекта решаются задачи:

1) анализ опасных и вредных производственных факторов;

2) классификация производственной среды зданий и сооружений;

3) разработка мероприятий по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности;

4) разработка мероприятий по охране окружающей среды.

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Анализ производственных факторов при эксплуатации проектируемой системы электроснабжения выполним в таблице 5.1.