Реконструкция подстанции "Шахта 7" и линии 110 кВ "Артемовская ТЭЦ-Шахта 7"

Расчеты вероятности системы с учетом средств автоматики по полной модели отказа выключателя.

Расчет времени работы системы подстанции

Среднее время восстановления системы определяется по формуле:

; (95)

= 25 часов.

Среднее время безотказной работы системы:

 ; (96)

238,095года.

Расчетное время безотказной работы системы:

; (97)

= 25 лет.

трансформатор электрический электроснабжение молниезащита

2. Специальная часть. Методы ограничения токов короткого замыкания

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо - и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др. Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызывать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов и т.п. проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение заданного расчетного времени нагрев токами КЗ, т. е. должны быть термически стойкими.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Для защиты токоведущих частей и их изоляции то разрушения принимаются необходимые меры.

2.1 Координация токов КЗ в современных энергосистемах

Рост генераторных мощностей современной энергосистем, создание мощных энергообъединений, увеличение мощностей нагрузок приводят с одной стороны, к росту электровооруженности и производительности труда, к повышению надежности и устойчивости электроснабжения, а с другой - к существенному повышению токов КЗ.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей трансформаторов, проводников и других электрооборудований, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3 - 20 кВ -- параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Таким образом, уровень тока КЗ, повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, имеет в своем росте ряд ограничении, которые необходимо учитывать. Конечно, аппаратуру и электрические сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов КЗ, перевести на более высокое напряжение, однако это в ряде случаев приводит к таким экономическим и техническим трудностям, что себя не оправдывает.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов КЗ, ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправданно только после специального технико-экономического обоснования.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5 - 2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рисунке 16.

Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков.

Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем.

Рисунок 16- Распределение токов КЗ: а-секционный выключатель включен; б-секционный выключатель отключен

Рисунок 17- Совместная (а) и раздельная (б) работа трансформаторов на подстанции

В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рисунок 17). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.

2.2 Реакторы

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов -- электрические сети напряжением 6--10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Схемы включения реакторов представлены на рисунок 18.

Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рисунок 18 а). Когда через реактор питается группа линий (например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рисунок 18 б). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 18, в).

Рисунок 18-Схемы включения реакторов: а - индивидуальное реактирование; б - групповой реактор; в - секционный реактор

Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление

, Ом. (98)

В некоторых каталогах приводится

(99)

где I_ном - номинальный ток реактора, А; U_ном- номинальное напряжение реактора, В.

Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме КЗ целесообразно иметь возможно большее значение индуктивного сопротивления х_р.

Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при протекании рабочего пока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных. Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рисунке 19. На векторной диаграмме изображены: U₁ - фазное напряжение перед реактором, U_р- фазное напряжение после реактора и I - ток, проходящий по цепи.

а)

Рис. 19 - Ограничение тока КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: напряжение на шинах при отсутствии (а) и наличии (б) реактора

Угол ц соответствует сдвигу фаз между напряжением после реактора и током. Угол Ш между векторами U₁и U_р представляет собой дополнительный сдвиг фаз, вызванный индуктивным сопротивлением реактора. Если не учитывать активное сопротивление реактора, отрезок АС предмет собой падение напряжения в индуктивном сопротивлении реактора.

Рисунок 20 - Вариант схемы безынерционного токоограничивающего устройства

Алгебраическая разность напряжений до реактора и после него, т.е. отрезок AB, соответствует потере напряжения в реакторе. Опустив из точки C перпендикуляр на вектор ОВ и пренебрегая незначительным отрезком ВВ₁, можно считать потерей напряжения отрезок АВ₁. из треугольника АСВ₁ нетрудно вывести приближенное выражение для определения потери напряжения в реакторе. Потеря напряжения в реакторе при протекании тока I и заданном значении cos ц определяется из выражения

(100)

где U_ном - номинальное напряжение установки, где используется реактор.

Допустимая потеря напряжения в реакторе обычно не превышает 1,5 - 2%.

Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому для случаев, когда требуются значительные ограничения тока КЗ, разрабатывают специальные более сложные устройства, так называемые БТУ - безынерционные токоограничивающие устройства.

На рисунке 22 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность в нормальном режиме с ненасыщенным ферромагнитным сердечником. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При КЗ ток через емкость возрастает, увеличивается падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток КЗ ограничивается нескомпенсированным в данном случае реактором. В стадии разработки находятся БТУ различных типов.

Ограничений по потере напряжения в нормальном режиме работы нет в случае секционного реактора, поэтому его сопротивление может быть взято существенно большим, чем в случае индивидуального или группового реактора. На случай режимов, отличных от нормального, может быть применено временное шунтирование реактора.

В настоящее время наибольшее распространение получили бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой марки РБ.

Алюминиевые проводники обмотки реакторов покрываются несколькими слоями кабельной бумаги и хлопчатобумажной оплеткой. Обмотка наматывается на специальный каркас, а затем в определенных местах заливается бетоном. Бетон образует колонны, которые закрепляют витки обмотки, предотвращая их смещение под действием собственной массы и электродинамических усилий при протекании токов КЗ. Изоляция реактора от заземленных конструкций, а при вертикальной установке и от соседних фаз осуществляется при помощи опорных фарфоровых изоляторов (рисунок 22).

Бетонные реакторы выпускаются отечественной промышленностью на номинальные токи до 4000 A и изготавливаются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки (рисунок 23).

В обмотках реактора при протекании по ним тока имеют место потери активной мощности, составляющие обычно 0,1 - 0,2% проходной мощности. При номинальном токе более 1000 A эти потери настолько значительны, что требуется выполнять искусственное охлаждение реактора (вентиляция камер).

2.3 Сдвоенные реакторы

Наряду с рассмотренными выше реакторами обычной конструкции в электроустановках находят применение сдвоенные реакторы. Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединен к средней точке, а потребители -- к крайним, или наоборот (рисунок 24).

Рисунок 21- Способы монтажа реакторов: а - вертикальный монтаж; б - ступенчатый; в - горизонтальная установка фаз

Преимуществом сдвоенного реактора является то, что в зависимости от схемы включения и направления токов в обмотках индуктивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно используется для уменьшения падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при КЗ.

Ветви реактора выполняют на одинаковый номинальный ток I_ном, а средний вывод -- на удвоенный номинальный ток ветви 2I_ном. За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимают сопротивление ветви обмотки при отсутствии тока в другой ветви:

(101)

или,

(102)

где L-- индуктивность ветви реактора (индуктивности ветвей в реакторе обычно равны между собой).

Особенности сдвоенного реактора определяются наличием магнитной связи между ветвями каждой фазы (взаимной индуктивности М). С учетом взаимной индуктивности потеря напряжения в ветви реактора при подключении источника к средней точке (рисунок 24) определится как

(103)

Отсюда видно, что за счет взаимной индуктивности потеря напряжения в сдвоенном реакторе меньше, чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового.

В процессе эксплуатации целесообразно стремиться к равномерной загрузке ветвей (I₁ = I₂ = I). Тогда для каждой из них будут созданы одинаковые условия

(104)

Рисунок 22 - Сдвоенный реактор: а - б - схемы включения; в - электрическая схема

Если, то в соответствии с (102) можно записать соотношение

(105)

где x'_в -- индуктивное сопротивление ветви реактора с учетом взаимной индукции. При k_св = 0,5 и соответственно сопротивлении x_в = 0,5x_в следует, что потеря напряжения в сдвоенном реакторе при указанных выше условиях получается вдвое меньше по сравнению с обычным реактором.

При КЗ за одной из ветвей реактора (рисунок 26) ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Относительное влияние взаимной индуктивности уменьшается и потеря напряжения в реакторе, а также эффект токоограничивания определяются в основном лишь собственным индуктивным сопротивлением ветви x_в = щL. Таким образом, сопротивление реактора в режиме КЗ возрастает при k_в = 0,5 примерно в 2 раза по сравнению с нормальным режимом.

При использовании сдвоенного реактора по схеме рисунок 26 выявляется дополнительное его свойство. При КЗ на выводах генератора G2 ток от генератора G1 протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь согласно с собственной индуктивностью обмоток, и сквозное сопротивление реактора будет равно:

(106)

При k_св?0,5 x_скв=3x_в, обеспечивая значительный токоограничивающий эффект.

При расчете токов КЗ сдвоенный реактор представляют трехлучевой схемой замещения, показанной на рисунке 26

В электроустановках находят широкое применение сдвоенные бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой для внутренней и наружной установки типа РБС.

2.4 Выбор реакторов

Общие требования к токоограничивающим устройствам

Короткие замыкания сопровождаются появлением значительных токов, снижением напряжения в узлах сети и сбросом активной нагрузки генераторов электростанций. С учетом этого к токоограничивающим устройствам (ТОУ) предъявляются следующие общие требования:

ограничить значения токов КЗ;

поддержать на возможно более высоком уровне напряжение в узлах сети;

уменьшить по возможности сброс активной нагрузки с генераторов электростанций;

не оказывать существенного влияния на нормальный режим работы сети;

обеспечить в аварийном режиме условия, необходимые для действия релейной защиты сети;

не вносить существенных нелинейных искажений в параметры режима сети, особенно при нормальном режиме ее работы;

иметь стабильные характеристики при изменении схемы сети.

Реакторы выбирают по номинальным напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

Номинальное напряжение выбирают в соответствии с номинальным напряжением установки. При этом предполагается, что реакторы должны длительно выдерживать максимальные рабочие напряжения, которые могут иметь место в процессе эксплуатации. Допускается использование реакторов в электроустановках с номинальным напряжением, меньшим номинального напряжения реакторов.

Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен:

(107)

Для шинных (секционных) реакторов номинальный ток подбирается в зависимости от схемы их включения. Например, для случая, показанного на рис. 3.11, номинальный ток реактора определится из соотношении

(108)

где I_{ном, г} - номинальный ток генератора.

Индуктивное сопротивление реактора определяют, исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке или установление в данной точке сети.

Как правило, первоначально известно начальное значение периодического тока КЗ I_пo, которое с помощью реактора необходимо уменьшить до требуемого уровня.

Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора. Требуется ограничить ток КЗ так, чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения Iном, (действующее значение периодической составляющей тока отключения)

По значению I_{ном,отк} определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается коммутационная способность выключателя. Для упрощения обычно принимают I_{п0, треб} = I_{ном, отк}

Результирующее сопротивление, Ом, цепи КЗ до установки реактора можно определить по выражению

(109)

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_ПОтреб

Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое сопротивление реактора

Далее по каталожным и справочным материалам выбирают тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.

Сопротивление секционного реактора выбирается из условий наиболее эффективного ограничения токов КЗ при замыкании на одной секции. Обычно оно принимается таким, что падение напряжения на реакторе при протекании по нему номинального тока достигает 0,08 -0,12 номинального напряжения, т. е

В нормальных же условиях длительной работы ток и потери напряжения в секционных реакторах значительно ниже.

Фактическое значение тока при КЗ за реактором определяется следующим образом. Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом реактора

(110)

а затем определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

(111)

Аналогично выбирается сопротивление групповых и сдвоенных реакторов. В последнем случае определяют сопротивление ветви сдвоенного реактора x_р = x_в.

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока КЗ.

Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия:

где і_y⁽³⁾ - ударный ток при трехфазном КЗ за реактором; i_дин - ток электродинамической стойкости реактора, т. е. максимальный ток (амплитудное значение), при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток (иногда в каталогах этот ток обозначается как i_max).

Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовителем величиной t_тер - временем термической стойкости и среднеквадратичным током термической стойкости I_тер = i_дин /2,54. Поэтому условие термической стойкости реактора имеет вид:

(112)

где В_к - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

При соблюдении указанного условия нагрев обмотки реактора при КЗ не будет превышать допустимого значения.

В ряде случаев необходимо определить уровень остаточного напряжения на шинах при КЗ непосредственно за реактором. Для этой цели можно воспользоваться выражением с учетом того, что в режиме КЗ sin ц_к ? 1. Тогда выражение для определения остаточного напряжения на шинах примет вид:

(113)

Значение U_ост по условиям работы потребителей должно быть не менее 65 - 70%.

3. Организационно-экономическая часть

Целью данного дипломного проекта является расчет эффективности инвестиций в реконструируемую подстанцию «Шахта 7», включающую в себя реконструкцию ВЛ «АТЭЦ - Шахта 7».

Для расчёта экономической эффективности инвестиций в дипломном проекте необходимо рассчитать себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой сети, рассчитать полезный отпуск электроэнергии, выполнить анализ методов определения экономической эффективности инвестиций, рассчитать срок окупаемости, выполнить бизнес планирование проекта.

Для этого мы рассчитываем затраты на реализацию проекта, определяем источники инвестиций и жизненный цикл объекта. В результате производим расчёт экономической эффективности инвестиций, с помощью которого делаем выводы об экономической целесообразности инвестиционного проекта.

3.1 Устанавливаемое оборудование

При проектировании ПС «Шахта 7» предполагается установка оборудования, перечень и цены которого приведены в таблице 35 [8].

Проектирование воздушной линии 110 кВ «АТЭЦ - Шахта 7» [8].

Таблица 35 - Перечень и цены оборудования, устанавливаемого на ОРУ «Шахта 7»

Таблица 2 - Параметры ВЛ 110 кВ

3.2 Капитальные вложения

Для создания новых, расширения действующих, а также реконструкции и технического перевооружения предприятий необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов называются капиталовложениями. Они используются на строительно-монтажные работы, приобретение технологического оборудования и прочие нужды (транспортные расходы, инвентарь и т.д.)

Для электрических сетей:

, (114)

где - капиталовложение на сооружение воздушных линий, тыс.руб;

- капиталовложение на строительство подстанций, тыс.руб.

Расчет капиталовложений на сооружение ВЛЭП

В капитальные вложения на сооружение линий входят: затраты на изыскательные работы, подготовку трассы (определение собственника, отвод земли и т. д.), затраты на приобретение кабеля, транспортировку, монтаж.

Базовые показатели стоимости ВЛ 35 - 1150 кВ учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства.

Стоимость строительства 1 км КЛ зависит от вида грунта, от сечения кабеля, от числа цепей в линии и от вида прокладки (в коллекторе, в земле).

Капиталовложение на сооружение воздушных линий определяются:

, (115)

где = 3,94 - коэффициент инфляции по Приморскому краю [7];

- удельная стоимость 1 км кабельной линии, в зависимости от сечения;

К_Р= 1,5 - районный коэффициент

В зависимости от напряжения разобьем формулу на две составляющие:

Расчет капиталовложений на строительство ПС

В капитальные вложения на сооружение подстанций входят: затраты на отвод земли и подготовку территории, приобретение трансформаторов, приобретение РУ ВН (СН) и НН, затраты на монтаж и наладку.

Базовые показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения.

Капиталовложения на строительство подстанций определяются:

, (4)

где - площадь подстанции;

= 1,5- районный коэффициент [8];

Капитальные затраты на ОРУ.

Стоимость ОРУ зависит от его типа и уровня напряжения.

Капитальные затраты на ОРУ (количество элегазовых выключателей зависит от принятой схемы распределительного устройства на ПС) будут определяться по формуле:

, (116)

где - суммарное количество выключателей в схеме;

- цена одного выключателя [8].

Капитальные затраты на силовые трансформаторы.

Стоимость силового трансформатора зависит от его типа и мощности, а также уровня номинального напряжения. Капитальные затраты на силовые трансформаторы будут определяться по формуле:

, (117)

где - цена одного трансформатора;

- количество силовых трансформаторов;

Капиталовложения на строительство подстанции «Шахта 7 110 кВ» определяются, тыс. руб.:

Суммарные капиталовложения, тыс.руб.:

3.3 Расчет амортизационных отчислений

Амортизация - постепенное перенесение стоимости основных фондов (капиталовложений) на производимые с их помощью продукты или работу (услуги). Цель амортизации - накопление финансовых средств для возмещения изношенных основных фондов.

Амортизационные отчисления - денежное выражение стоимости основных фондов в себестоимости продукции; для i-го вида оборудования (или программных средств) определяются по формуле:

, (118)

где - ежегодные нормы отчислений на амортизацию для i-го года основных средств.

Ежегодные номы отчислений на амортизацию определяются по формуле:

, (119)

где - срок службы соответствующего оборудования, или

амортизационный период; = 20 лет, для элегазового = 30.

Определяем ежегодные издержки на амортизацию:

тыс.руб.

3.4 Расчет эксплуатационных затрат

В результате износа и старения деталей и элементов электротехнических устройств возникают изменения в их параметрах и техническом состоянии, появляется вероятность их отказа. В отличие от других видов промышленного оборудования, авария и выход из строя электротехнического оборудования и передаточных устройств не только имеют важное самостоятельное значение, но и способы вызывать длительные перерывы в электроснабжении, что может привести к значительному экономическому и социальному ущербу у потребителей.

Задача организации работ по поддержанию качества и технического состояния оборудования решается в рамках системы планово-предупредительных ремонтов и технического обслуживания, а также неплановых (аварийных) ремонтов, вызванных отказом оборудования.

Эксплуатационные издержки вычисляются по формуле:

, (120)

где - издержки на ремонт и эксплуатацию электрооборудования;

- ежегодные издержки на амортизацию;

- стоимость потерь электроэнергии в сети.

Издержки на эксплуатацию и ремонт электрооборудования вычисляются по формулам:

, (121)

где = 0,65 % - норма отчислений на ежегодную эксплуатацию и ремонт КЛ [8];

- норма отчислений на ежегодную эксплуатацию и ремонт подстанций (= 3,7%) .

Стоимость потерь электроэнергии в сети вычисляются по формуле:

, (122)

где - потери электроэнергии;

руб/(МВт?ч) - удельная стоимость потерь электроэнергии[5].

Потери электроэнергии вычисляются по формуле:

, (123)

где - потери мощности в КЛ (нагрузочные и условно-постоянные);

- потери мощности в трансформаторах (нагрузочные и условно-постоянные);

- потери в КУ.

Нагрузочные потери электроэнергии в КЛ вычисляются по формуле:

Потери электроэнергии в трансформаторах (нагрузочные и условно-постоянные - потери ХХ) вычисляются по формуле:

где , , , - значения эффективной активной и нескомпенсированной реактивной нагрузки подстанции зимой и летом;

- активное сопротивление трансформатора;

- потери мощности холостого хода трансформатора.

Потери в КУ вычисляются по формуле:

, (124)

где - удельные потери в батареях конденсаторов;

= 0,005 МВт/МВар ;

Находим потери электроэнергии в трансформаторах проектируемой подстанции «Шахта 7 110 кВ» МВт·ч по формуле:

; (125)

= 26378,9 МВт·ч

Находим суммарные потери электроэнергии в схеме, МВт·ч по формуле:

; (126)

МВт·ч.

Определяем стоимость потерь электроэнергии в сети следующим образом:

(127)

тыс. руб.

Определяем эксплуатационные издержки:

(128)

тыс. руб.

3.5 Расчет затрат на оплату труда эксплуатационного, ремонтного и оперативного персонала

Расчет численности производственного персонала участка сетевого района

Расчет численности персонала производим согласно Руководящим документам; в данной работе использовались «Нормативы численности промышленно-производственного персонала предприятий магистральных электрических сетей».

К числу рабочих относят персонал, занятый непосредственно ремонтом, эксплуатацией и обслуживанием электроустановок и электрического оборудования.

Инженерно-технические работники - это работники, занимающиеся организацией проведения ремонтно-эксплуатационных работ, а также информационно-техническим обслуживанием предприятия.

К функциям административно-управленческого персонала можно отнести, непосредственное управление организацией (заключение договоров, составление приказов по предприятию и т.д.), подбор персонала, и т.д.

Таблица 37 - Определение численности рабочих, обслуживающих электрическую сеть

Таблица 38 - Определение численности инженерно-технических работников

Таблица 39 - Определение численности административно-управленческого персонала (АУП)

Всего по предприятию - 12 человек.

Расчет заработной платы

Оплата труда на энергетических предприятиях, как и на промышленных, основывается на следующих основных системах: для рабочих-ремонтников сдельная и аккордная (единовременная за выполненную работу); для рабочих эксплуатационников - повременная (преимущественно повременно-премиальная); для служащих, ИТР и административно-управленческого аппарата - повременная, повременно-премиальная или аккордная.

Поскольку реальные данные о заработной плате по предприятию отсутствуют, то необходимо воспользоваться статистической отчетностью федеральных организаций статистики.

Затраты на оплату труда определяется как произведение средней заработной платы на предприятии региона расположения электрической сети на нормативную численность персонала. Учитывая, что средняя заработная плата зависит от многих факторов и постоянно меняется, то целесообразно затраты на оплату труда увязывать с месячной тарифной ставкой работников, занятых на эксплуатации, ремонте и строительстве объектов электроэнергетической промышленности. Она принимается по отраслевому тарифному соглашению, действующему на момент расчета.

Исходя из выше сказанного, фонд оплаты труда в год определяется следующим образом:

(129)

Где N - численность персонала предприятия;

- средняя месячная зарплата на май 2013 года - 29,440 тыс.руб [3].

Рассчитаем фонд заработной платы:

тыс.руб.

3.6 Расчет налога на социальные нужды и медицинское страхование

Налог на социальные нужды и медицинское страхование -- налог, зачисляемый в Федеральный бюджет и государственные внебюджетные фонды -- Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального страхования РФ.

Для исчисления налога на социальные нужды, медицинское страхование и взноса на обязательное пенсионное страхование объектом налогообложения для работодателей являются:

- выплаты по трудовым договорам;

- вознаграждения в пользу физических лиц по гражданско-правовым договорам, предметом которых является выполнение работ, оказание услуг, а также по авторским договорам;

Согласно Ст. 12 «Тарифы страховых взносов» величина страховых взносов в Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального страхования Российской Федерации, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования составляет 30 %, из них:

1) пенсионный фонд Российской Федерации - 22 процента;

2) фонд социального страхования Российской Федерации - 2,9 %;

3) федеральный фонд обязательного медицинского страхования - с 1 января 2012 года - 5,1 процента [2].

; (130)

тыс.руб.

3.7 Расчет прочих затрат

Прочие расходы в общем случае принято принимать равными 30% от суммы общих издержек, фонда заработной платы и налога на социальные и медицинские нужды. Согласно этому формула для прочих затрат имеет вид.

; (131)

тыс.руб.

3.8 Определение себестоимости (потери, передачи, обслуживание электрической сети)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии определяется по формуле:

, (132)

где W - суммарное электропотребление за год с учетом потерь;

И - издержки;

С - себестоимость.

Определяем суммарную электроэнергию, переданную потребителю:

, (133)

где - средняя нагрузка потребляемая в летний период, МВт;

- средняя нагрузка потребляемая в зимнее период, МВт;

- число часов летного периода, час;

- число часов зимнего периода, час;

Средние нагрузки летнего и зимнего периода года берем из основной части Дипломного проекта:

МВт;

МВт.

Принимаем, что зимний период насчитывает 4800 часов, а летний в свою очередь 3960 часов.

В результате подстановки всех известных значений в формулу 22 имеем:

кВт·ч.

Общее значение годовых затрат определяется по формуле:

; (134)

тыс.руб./год.

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии согласно формуле (21) будет равна:

Себестоимость 1 кВт•ч. электроэнергии, относимая на содержание электрической сети организации определяется по формуле:

3.9 Расчет экономической эффективности проекта

Основным показателем экономической эффективности проекта является простой срок окупаемости. Простой срок окупаемости представляет собой период, в течении которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции. Определение срока окупаемости капитальных вложений производится последовательным суммированием величины чистого дохода в стабильных ценах (без учета инфляции) по годам расчетного периода до того момента, пока полученная сумма не сравняется с величиной суммарных капитальных вложений, т.е.

(135)

где - срок завершения инвестиций;

- момент начала производства;

- амортизационные отчисления;

Н - ежегодные отчисления налога на прибыль;

- суммарные эксплуатационные издержки, без учёта амортизационных отчислений;

- чистая прибыль от реализации;

- объем продаж;

- расчетный период;

- простой срок окупаемости.

Ниже по формуле находим величину , обеспечивающую равенство левой и правой частей формулы. При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле.

(136)

. (137)

Существенный недостаток этого метода заключается в том, что он не учитывает деятельности проекта за пределами срока окупаемости и, следовательно, не может применяться при сопоставлении вариантов, различающихся по продолжительности длительного цикла.

Чистый дисконтированный доход относится к интегральным (динамическим) критериям оценки экономической эффективности инвестиций и оперирует с показателями работы проектируемых объектов по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В этом методе расходы и доходы, разнесенные во времени, приводятся к одному (базовому) моменту времени, за который обычно применяют дату начала реализации проекта, дату начала реализации проекта, дату начала производственной деятельности или условную дату, близкую ко времени проведения расчетов эффективности проекта. Процедура проведения разновременных платежей к базовой дате называется дисконтированием, а получаемая величина - дисконтированной стоимостью.

Чистый дисконтированный доход рассчитывается дисконтированным чистого потока платежей , который определяется как разность между притоками и оттоками денежных средств (без учета источников финансирования).

При вычислениях учитывались следующие моменты:

- Капиталовложения в проект производятся в пять этапов, динамика которых отображается соотношением 10%,20%,40%,20%,10%.

- Поэтапный выход объекта на номинальную мощность.

; (138)

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб,

тыс.руб,

Где - величина инвестиций в год t;

В формулы (25), (26), (27) входит такое слагаемое, как чистая прибыль , которая определяется по формуле:

; (139)

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб,

где - прибыль от реализации.

Размер налога на прибыль равна 24% от суммы, полученной в результате реализации электроэнергии :

;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

Прибыль от реализации в свою очередь определяется как:

; (140)

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

Выручка от реализации рассчитывается по формуле

(141)

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

Аналогичным образом рассчитываем все выше приведённые параметры на каждый год реализации проекта. Данный расчёт произведён в программе Microsoft Exсel.

Сумма дисконтированных чистых потоков платежей - чистый дисконтированный доход (ЧДД), или чистая текущая стоимость, определяемая следующим образом:

(142)

где ;

Е =31 % - норматив дисконтирования;

i =5% - темп инфляции.

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

Критерием финансовой эффективности инвестиций в ИП является условие: ЧДД>0; тогда доходность инвестиций превышает величину среднего норматива дисконтирования (или средней стоимости капитала).

Доходность (рентабельность, прибыльность) инвестиций - отношение чистого дисконтированного дохода (ЧДД) к дисконтированной величине инвестиций (К_д):

(143)

(144)

имеем

Для большей наглядности представим график отражающий динамику изменения ЧДД по годам реализации проекта. На рисунке представлен этот график.

В данной части дипломного проекта была проведена оценка экономической эффективности проекта, в связи с реконструкцией линии 110 кВ «Артёмовская ТЭЦ - Шахта 7» и проектированием подстанции «Шахта 7» напряжением 110/6 кВ.

В ходе оценки экономической эффективности проекта были определены суммарные капиталовложения на реконструкцию ВЛ 110 кВ «Артёмовская ТЭЦ - Шахта 7» проектирование ВЛ 110 кВ «Артёмовская ТЭЦ - Шахта 7» и установку оборудования на ПС «Шахта 7», были рассчитаны амортизационные отчисления, эксплуатационные затраты, размер страховых взносов, фонд заработной платы. Рассчитали себестоимость передачи электроэнергии, себестоимость на содержание электрических сетей и продажи электроэнергии потребителю. Определили экономическую эффективность проекта и его финансовую состоятельность.

Рисунок 22 - Динамика изменения ЧДД

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии составила 0,434 руб./кВт·ч.

Капитальные вложения составили 279200 тыс. руб.

4. Безопасность и экологичность

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция электрических сетей напряжением 110 кВ с источником питания Артемовская ТЭЦ в Приморском крае.

Для проектируемых объектов ВЛ 110 кВ ПС «Шахта 7» - «АТЭЦ» и ПС «Шахта 7» необходимо рассмотреть вопросы безопасности и экологичности. В данном разделе рассмотрим следующие вопросы:

- вопрос обеспечение безопасности при реконструкции воздушной линии ВЛ 110 кВ ПС «Шахта 7» - «АТЭЦ», а также при реконструкции отрытого распределительного устройства 110 кВ ПС «Шахта 7»;

- вопрос экологичности, связанный с влиянием проектируемых объектов на окружающую среду, людей и животных, находящихся в непосредственной близости от них;

- возникновения и развития чрезвычайных ситуаций, которые могут появиться при реконструкции оборудования и воздействиях внешних сил;

- вопросы защиты людей и окружающей среды, подверженных влиянию от проектируемых объектов электросетевого хозяйства

4.1 Безопасность

4.1.1 Требования к персоналу, выполняющему работы по реконструкции ВЛ 110 кВ и на ПС «Шахта 7»

Работникам, выполняющим работы на ВЛ 110 кВ и на ПС «Шахта 7» предъявляются следующие требования: [11]

- работники электромонтажных организаций периодически должны проходить медицинское освидетельствование;

- перед началом электромонтажных работ на территории ВЛ или подстанции с рабочими необходимо провести инструктаж по общим правилам ТБ и особым условиям работы. По окончании инструктажа лицо, проводившее его, делает запись в “Журнале регистрации инструктажа по технике безопасности на рабочем месте”.

- административно-технический персонал, бригадиры и члены бригады должны обеспечивать высокую трудовую дисциплину в бригаде (звене), соблюдать требования правил внутреннего трудового распорядка, правил техники безопасности и выполнять указания, полученные при инструктажах;

- лица, нарушившие требования правил техники безопасности несут персональную ответственность в дисциплинарном, административном или уголовном порядке;

- нахождение посторонних лиц, а также работников в нетрезвом состоянии на территории монтажной площадки запрещается;

-электромонтажные работы на территории ПС разрешается производить лицам не моложе восемнадцати лет, которые прошли:

1) вводный инструктаж;

2) первичный инструктаж;

3) обучение безопасным методам труда

4) проверку знаний с получением соответствующей группы по электробезопасности;

Согласно типовых отраслевых норм [11], персонал выполняющие электромонтажные работы, обеспечивается спецодеждой и обувью, индивидуальными средствами защиты соответствующих характеру и условию работы.

Лица, находящиеся на объектах строительно-монтажных работ, используют средства индивидуальной защиты (каски, страховочные пояса и т.п.). Работник не выполняющий эти инструкции отстраняется от работы.

Запрещается пользоваться средствами защиты, имеющими явные признаки снижения их работоспособности.

Все работы со стальными тросами должны выполняться в рукавицах.

На каждом объекте монтажа ВЛ 110 кВ должны быть аптечка с медикаментами и другие средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от поражения электрическим током и при других несчастных случаях.

Все работающие на монтажной площадке должны быть обеспечены питьевой водой в соответствии с санитарными требованиями.

4.1.2 Безопасность при реконструкции воздушной линии электропередачи 110 кВ

Безопасность при реконструкции воздушной линии электропередачи 110 кВ рассматривается согласно правил[1].

На участке, где выполняются работы по монтажу воздушной линии электропередачи 110 кВ, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения, назначать дежурных. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в тёмное время достаточно освещены.

Все монтажные работы вблизи токоведущих частей (действующие ВЛ, проходящие вблизи строящейся линии) должны производиться при снятом напряжении.

Работы по монтажу воздушной линии электропередачи связаны с подъемом людей и материалов на значительную высоту, с применением грузоподъемных машин и механизмов, а также приспособлений, облегчающих труд рабочих-монтажников, также должны обеспечивать безопасные условия работы. Отсюда возникает опасность травмирования в случаях падения с конструкций опор, ушибов и ранений, а также не исключено поражение током молнии при работе во время грозы или наведенным напряжением от соседних ВЛ.

Как правило, подъем и опускание одностоечных опор ВЛ производится с помощью стреловых грузоподъемных кранов.

Электромонтажники обучены сигналам, согласно которым регулируется подъем грузов на высоту или его опускание. При подъеме на стальные опоры при отсутствии вышки или подъемника допускается применение лестниц, которые должны быть надежными и устойчивыми.

Во избежание ушибов и ранений в результате падения с высоты каких-либо деталей или инструментов запрещается находиться под опорой, люлькой подъемника или корзиной вышки во время производства работы, а также не разрешается сбрасывать какие-либо предметы с высоты опоры. При подъеме на опору тяжелых деталей оборудования необходимо пользоваться специальной веревкой, перекинутой через блок, при этом подъем груза производит рабочий, стоящий внизу и находящийся несколько в стороне от поднимаемого предмета.

При раскатке голого провода с барабана во избежание ранения рук необходимо надевать брезентовые рукавицы.

На время работ по монтажу ВЛ отдельные смонтированные участки длиной 3 км и более необходимо замыкать накоротко, и заземлять на случай появления на данном участке линии наведенного напряжения от соседних, находящихся в работе, или от грозового облака (иногда находящегося даже вне поля зрения электромонтажников).

Так как ВЛ 110 кВ будет пересекать автомобильные дороги, не допускается проход людей и проезд транспортных средств во время подъема проводов на опоры ВЛ; в этом случае в надлежащих местах устанавливают предупредительные плакаты и сторожевые посты.

4.1.3 Безопасность при реконструкции ОРУ 110 кВ ПС «Шахта 7»

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния ПС «Шахта 7» выбраны и установлены таким образом, чтобы[4]:

1) вызываемые нормальными условиями работы подстанции усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

2) при нарушении нормальных условий работы подстанции была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене без нарушения нормальной работы соседних цепей;

4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

На ПС «Шахта 7» устанавливаются открытые ножевые разъединители марки РНД (3) 110/1250Т1 [9]. При их использовании для отключения и включения тока ненагруженных трансформаторов, зарядного или уравнительного тока линий электропередачи, тока замыкания на землю расстояния между токоведущими частями и от токоведущих частей до земли соответствуют требованиям настоящей главы и специальных директивных документов.

Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50°С и выше; недоступные для прикосновения -- до 70°С и выше.

Конструкции могут не проверяться на нагрев, если по находящимся вблизи них токоведущим частям проходит переменный ток 1000 А и менее.

Во всех цепях РУ предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. п.) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

В ОРУ 110 кВ ПС «Шахта 7» предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений; габарит проезда составляет 4 м по ширине и высоте, для того чтобы при проезде

ремонтных механизмов не задеть высоковольтные провода, составляющую большую опасность для ремонтного персонала производящего ремонт оборудования.

Персонал, обслуживающий распределительное устройство, располагает схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

РУ высокого напряжения этой подстанции оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных действии персонала, блокировочные устройства опломбированы.

4.2 Экологичность

4.2.1 Защита от загрязнений окружающей среды трансформаторным маслом

Любое энергетическое предприятие изменяет естественный природный ландшафт и наносит определённое негативное воздействие на окружающую среду. Для обслуживания маслонаполненного оборудования подстанции на предприятиях сетевых районов энергосистемы должны быть предусмотрены централизованные масляные хозяйства, оборудованные резервуарами для хранения и переработки масла, насосами, установками для очистки и регенерации масла, передвижными маслоочистительными и дегазационными установками, емкостями для транспортировки масла. Местоположение и объем централизованных масляных хозяйств определяются проектом организации эксплуатации энергосистемы. Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.

В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

Для предотвращения растекания масла и последующего загрязнения почв, на подстанциях, имеющих трансформаторы с объёмом масла более 1 тонны, согласно правил устройства электроустановок, должно быть предусмотрено строительство маслоприёмников, маслосборников и маслоотводов. Так как на реконструируемой подстанции «Шахта 7» устанавливается два двух обмоточных трансформатора типа ТРДН 16000/110/6,6-6,6 заполняемых 13,45 тоннами масла каждый, то произведём расчёт маслоприёмника без отвода масла.