Реконструкция системы электроснабжения подстанции «Визинга» 110/10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ Введение............................................................................................................. 9 1 Основная часть............................................................................................... 11 1.1 Проблемы эксплуатации......................................................................... 11 1.2 Определение силовых нагрузок.............................................................. 12 1.3 Расчёт и выбор питающих линий........................................................... 13 1.3.1 Выбор питающих линий на стороне 110 кВ................................... 13 1.3.2 Выбор питающих линий на стороне 10 кВ..................................... 14 1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.......................... 16 1.5 Расчёт токов короткого замыкания........................................................ 17 1.5.1 Определение токов короткого замыкания на подстанции.............. 17 1.5.2 Расчёт токов короткого замыкания на отходящих линиях............ 19 1.6 Выбор пусковой, коммутационной и защитной аппаратуры............... 23 1.6.1 Выбор комплектного распределительного устройства.................. 23 1.6.2 Выбор выключателей....................................................................... 24 1.6.3 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях.................... 29 1.6.4 Выбор трансформаторов тока на вводе и на секционировании.... 31 1.6.5 Выбор трансформаторов напряжения............................................ 32 1.6.6 Выбор нелинейных ограничителей напряжения............................. 33 1.6.7 Выбор трансформаторов собственных нужд.................................. 34 1.6.8 Выбор предохранителей.................................................................. 36 1.6.9 Выбор выключателей для стороны высокого напряжения............ 37 1.6.10 Выбор трансформаторов тока....................................................... 38 1.6.11 Выбор трансформаторов напряжения.......................................... 39 1.6.12 Выбор разъединителей................................................................... 40 1.6.13 Выбор нелинейных ограничителей перенапряжения................... 41 1.7 Компенсация реактивной мощности на подстанции.............................. 41 2. Безопасность и экологичность проекта........................................................ 43 2.1 Проблемы в области безопасности жизнедеятельности........................ 43 2.2 Определение опасных и вредных факторов на производстве............... 44 2.3 Охрана труда........................................................................................... 44 2.3.1 Меры противопожарной безопасности........................................... 45 2.3.2 Релейная защита............................................................................... 47 2.4 Гражданская оборона............................................................................. 47 2.5 Охрана окружающей среды.................................................................... 48 2.6 Расчёт заземляющего устройства........................................................... 49 2.7 Выбор и расчет молниезащиты.............................................................. 52 3 Экономическая часть...................................................................................... 55 3.1 Экономическая целесообразность.......................................................... 55 3.2 Расчёт капитальных вложений................................................................ 55 3.3 Расчёт дополнительных эксплуатационных затрат............................... 60 3.4 Оценка экономической эффективности проекта..................................... 63 Заключение........................................................................................................ 70 Библиографический список............................................................................... 71

ВВЕДЕНИЕ

Основными направлениями российской энергетической политики является надёжное обеспечение страны энергоносителями, рациональное использование и экономия сырьевых и топливных ресурсов, тепловой и электрической энергии, а так же перевод экономики на энергосберегающий путь развития. Нынешний век информационных систем и компьютерных технологий выдвигает новые, более жёсткие требования к качеству электрической энергии и надёжности энергосистемам в целом. На это есть ряд причин – потеря несохранившейся информации в памяти компьютера при внезапном отключении питания, ошибки в системах автоматизированного управления процессами в промышленности, в основе которых лежит компьютер. Следует учитывать также и ущерб от выхода из строя электронного оборудования. Развитие энергетики связано с непрерывным увеличением выпуска электроэнергии и ввода в обслуживание новых систем электроснабжения. Системой электроснабжения называют комплекс устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии.

Следовательно, нужно совершенствовать промышленную энергетику путем создания экономически надёжных систем электроснабжения потребителей, внедрения современного электрооборудования.

Проектируемые и вводимые в обслуживание системы электроснабжения должны отличаться экономичностью и надежностью схемы и конфигурации, оптимальные сечения линий, а также число и мощность трансформаторов.

Необходимое внимание должно обращаться на вопросы охраны труда. Следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы. Здоровье и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные производственные установки, должны быть обеспечены выполнением научно обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.

При проектировании систем электроснабжения следует ориентироваться на направление развития энергосистемы или электросетей данного промышленного района на ближайшие 5 лет с учетом перспективы на 10 лет.

Сысольский район, как энергопотребитель, представлен преимущественно небольшими нагрузками. Электроснабжение потребителей осуществляется от транзита 110 кВ "Сыктывкар – Визинга – Объячево – Мураши". Одно из главных богатств района – лес. В экономике района преобладают лесопромышленный и агропромышленный комплексы. Небольшая территория и компактное расселение обуславливают особенности и отличия системы энергоснабжения данного района. В данном дипломном проекте рассматривается вопрос реконструкции - выбор оборудования и защиты подстанции «Визинга». Данная подстанция была введена в эксплуатацию в 1972 году.

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Проблемы эксплуатации

Недостатки конструкции и длительная эксплуатация привели к снижению надежности масляных выключателей и росту повреждаемости. Замена планируется на вакуумные выключатели, которые имеют высокую надёжность, большой коммутационный и механический ресурс, надёжно коммутирующие индуктивные и ёмкостные нагрузки. Для их работы не требуется высоких эксплуатационных затрат, в том числе за счёт отсутствия воздухо-приготовительных установок и маслохозяйств. Предполагается использование российских разработок.

Реконструкция также подразумевает замену разрядников на нелинейные ограничители перенапряжения в полимерной изоляции (ОПНп). ОПНп состоит из ряда варисторов, которые покрыты полимерной оболочкой. Применение такого рода материалов для изоляционных покрытий для ОПН позволило разработать ограничители, которые способны работать без нареканий - в районах с высокой вероятностью загрязнения, в сейсмоопасных районах и в других условиях серьёзных внешних воздействиях. Планируется обновление комплектного распределительного устройства (КРУН). В ближайшее время в населенном пункте Визинга планируется постройка деревоперерабатывающего завода, что приведет к увеличению потребления электроэнергии. В связи с этим необходима замена двух силовых трансформаторов 110/10 кВ на более мощные.

Реконструкция подразумевает следующие действия:

- замена существующих секций КРУН новыми шкафами;

- замена двух силовых трансформаторов ТМН – 6300/110/10 на более

мощные (согласно с перспективными нагрузками);

- замена масляных выключателей 10 кВ и 110 кВ на вакуумные;

- замена разрядников РВС и РВО на ограничители перенапряжения в по-

лимерной изоляции (ОПНп);

- замена отделителей и короткозамыкателей на стороне высшего напря-

жения на разъединители.

1.2 Определение силовых нагрузок

Электрические силовые нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (кабелей, шин, проводов), силовых трансформаторов, а также для расчета потерь, выбора защитных и компенсирующих устройств.

Нагрузка подстанции определяется мощностью, которая потребляется всеми присоединёнными к ней электроприёмниками. Так как режим работы электроприёмников, который зависит от их назначения и использования, не может быть постоянным и меняется во времени, то изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Составим таблицу, в которой занесем нагрузки потребителей присоединённых к секции шин 10 кВ и их сosφ:

Таблица 1.2 – Данные потребителей электроэнергии

Потребитель		Полная мощность, МВ·А	Сosφ
Кольёль		0,89	0,79
Елин		0,41	0,82
Рочевгрезд		0,51	0,8
Больница		0,32	0,83
Горьковская		1,12	0,81
Онись		1,03	0,75
Митюшсикт		0,91	0,84
Сорд		1,06	0,71
Взиндор	1,57		0,63
Итого		7,82

1.3 Расчет и выбор питающих линий

ПС “Визинга” присоединена к линии 110 кВ “АЭК”Комиэнерго”. Необходимо выбрать провода, а для этого нужно правильно определить сечения. Чтобы определить сечения проводов нужно использовать экономическую плотность тока . [1, с.45]. Выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

1.3.1 Выбор питающих линий на стороне 110 кВ

Определяем расчётный ток при максимальной нагрузке:

; (1.1)

А.

Определяем экономическое сечение:

; (1.2)

где – экономическая плотность тока.

.

Выбираем по [1, таб. 2-1] провод марки АС-70.

Условие нагрева длительным током в аварийном режиме провод АС-70 выполняет:

A;

А;

265 A > 41,01 A,

где – длительный допустимый ток [1, таб. 21].

Определяем нагрузку при включении обоих линий:

; (1.3)

где – коэффициент заполнения [10, с.46];

.

1.3.2 Выбор питающих линий на стороне 10 кВ

Произведем расчёт максимального тока на примере деревообрабатывающего завода:

; (1.4)

где − расчётная нагрузка завода “Визиндор”, кВА.

А.

Определяем экономическое сечение:

; (1.5)

Выбираем провод АС-70 с параметрами: А, r₀=0,45 Ом/км, x₀=0,425 Ом/км.

Выбранные провода удовлетворяют условию:

А;

А;

.

Определяем потери напряжения на участках:

,%; (1.6)

%;

0,49% < 5% − в пределах нормы.

Для всех остальных линий расчёты аналогичны, результаты в таблице 1.3:

Таблица 1.3 – Результаты расчета по отходящим линиям 10 кВ

Линия	Ток линии, А	Марка Провода	, мм2	jэк	∆U,%	, А
1	2	3	4	5	6	7
	48,9	АС – 50	44,45	1,1	4,68	210

Продолжение таблицы 1.3

1	2	3	4	5	6	7
	28	АС – 25	28	1	1,74	130
	22,5	АС – 16	17,13	1,3	1,02	105
	86,32	АС – 70	86,32	1	0,49	265
	58,3	АС – 50	58,3	1	0,42	210
	61,6	АС – 50	56	1,1	4,39	210
	56,6	АС – 50	51,45	1,1	3,84	210
	50	АС – 50	45,45	1,1	4,36	210
	17,6	АС – 16	17,6	1	0,24	105

1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции

На подстанции “Визинга” установлено 2 силовых трансформатора, мощность каждого 6300 кВА. Следует их заменить на более мощные, т.к. планируется увеличение нагрузки.

Правильный выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции является одним из главных вопросов построения схем электроснабжения. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечить питание всех электроприёмников.

Выбираем два трансформатора мощностью 10МВА.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума:

; (1.7)

где – максимальная потребляемая мощность в кВА;

– номинальная мощность трансформатора в кВА.

С учётом перспективного увеличения нагрузки на 4 МВА:

.

Полученный коэффициент загрузки трансформаторов считается приемлемым.

Допустимая перегрузка в послеаварийный период одного трансформатора до 140% продолжительностью 5 суток и не более 6 часов в сутки:

; (1.8)

МВА;

14000 МВА > 4728,24 МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110/10.

1.5 Расчет токов короткого замыкания

Короткое замыкание (КЗ) в электрических системах возникает при нарушении изоляционного покрытия токоведущих элементов в результате её старения, своевременно не обнаруженного путём плановых профилактических мероприятий или каких-либо повреждений в процессе эксплуатации.

Вычисление токов КЗ является критерием для выбора оборудования. Возьмём базисную мощность S_б = 100 МВА. Расчёт в относительных единицах. Составим схему замещения, представленную на рисунке 1.

1.5.1 Определение токов КЗ на подстанции

Определим базисные сопротивления, принимая за базисное напряжение U_бн = 10,5 кВ для низкой стороны, для высокой стороны U_бн = 115 кВ.

1) сопротивление системы:

; (1.9)

где – ток трехфазного короткого замыкания, кА.

.

2) сопротивление трансформатора:

; (1.10)

где − напряжение короткого замыкания, %;

– номинальная мощность трансформатора.

.

Ток короткого замыкания определяется по формуле:

; (1.11)

где − базисный ток;

– суммарное относительное сопротивление до точки К₂.

Базисный ток определим по формуле:

; (1.12)

кА.

Суммарное относительное сопротивление до точки К₂:

; (1.13)

;

кА.

Ударный ток:

, (1.14)

где − ударный коэффициент [7];

кА.

Таблица 1.5.1 - Расчёт токов короткого замыкания

Место КЗ	Sб, МВА	Uб, кВ	IKЗ, кА	iуд, кА
К1	100	115	0,654	1,66
К2	100	10,5	3,024	7,698

1.5.2 Расчет токов короткого замыкания на отходящих линиях

Суммарное сопротивление определяем как:

. (1.15)

Сопротивление питающей линии:

; (1.16)

где − среднее напряжение питающей линии, кВ;

− удельное индуктивное сопротивление линии;

– длина линии, км.

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Определим суммарное сопротивление до точки короткого замыкания:

;

;

;

;

;

;

;

;

Определим токи короткого замыкания для каждой линии:

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Определим ударный ток:

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Таблица 1.5.2 - токов короткого замыкания

Место КЗ	Sб, МВА	Uб, кВ	IKЗ, кА	iуд, кА
К3	100	10,5	0,552	1,405
К4	100	10,5	2,34	5,96
К5	100	10,5	1,697	4,32
К6	100	10,5	1,18	3
К7	100	10,5	2,454	6,25
К8	100	10,5	0,615	1,565
К9	100	10,5	0,769	1,96
К10	100	10,5	0,641	1,63
К11	100	10,5	2,3	5,85

Рисунок 1 – Схема замещения

1.6 Выбор пусковой, коммутационной аппаратуры и оборудования на стороне низкого напряжения

1.6.1 Выбор комплектного распределительного устройства

Распределительное устройство (РУ) – это электроустановка, которая предназначена для приема и распределения электроэнергии. Комплектным распределительным устройством (КРУ) называется распределительное устройство, которое сделано из полностью или частично закрытых шкафов и блоков, в которые встроены аппараты, устройства защиты и автоматики. КРУ предназначено как для наружной, так и для внутренней установки.

Комплектное распределительное устройство наружной установки серии К-59 выполняет функцию приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока частоты 50 Гц и напряжением 6/10 кВ. Основные технические данные К – 59 приведены в таблице 1.6.1:

Таблица 1.6.1 – Основные технические данные КРУН серии К – 59

Номинальное напряжение, кВ при частоте 50 Гц	6, 10
Номинальный ток, А. при частоте 50 Гц	630, 1000, 1600
Номинальный ток сборных шин, А при частоте 50 Гц	1000, 1600, 3200
Тип выключателя	ВБЭ-10-31, ВБЭМ-10-12,5
Тип привода	Встроенный пружинный Встроенный электромагнитный
Тип трансформаторов тока	ТЛМ-10-2,ТЛК-10
Тип трансформаторов напряжения	НТМИ-10-66У3
Тип разрядников, ОПН	РВО-6/10, ОПН-6/10
Тип ТСН	ТМ до 100 кВА

1.6.2 Выбор выключателей

Так как на подстанции установлено КРУН, то необходимо выбирать выключатели, которые спроектированы для подобных устройств.

Выключатели вакуумные ВБЭ-10-31,5, ВБЭМ-10-12,5 предназначены для коммутации в электрических сетях трёхфазного переменного тока напряжением 10 кВ и частотой 50 Гц в нормальных и аварийных режимах. Устанавливаются в ячейки комплектных распределительных устройств.

Конструкция шкафов КРУН и коммутационных аппаратов предусматривает возможность установки в двух положениях: рабочем и контрольном. Для осуществления ревизии и ремонта выключатели выкатываются из ячейки. Шкафы с вакуумными выключателями имеют высокий коммутационный и механический ресурс, более высокую эксплуатационную надежность по сравнению с масляными выключателями, которые сейчас используются на ПС “Визинга”.

Выключатели вводной и секционный.

Выбираем ВБЭ-10-31,5 - вакуумный выключатель. Паспортные характеристики:

- кВ – номинальное напряжение;

- А − номинальный ток;

- кА – максимальный ток отключения;

- кА − ток термической стойкости;

- с − время термической стойкости;

- кА – амплитудный ток динамической стойкости;

- с − время отключения выключателя.

Данные выключатели обозначены как QF9, QF11, QF13 на электрической схеме подстанции.

Проверка выключателей осуществляется по трём условиям:

1) Условие динамической стойкости:

; (1.17)

где − амплитудный ток динамической стойкости, кА.

2) Условие термической стойкости:

; (1.18)

,

где − тепловой импульс, кА²·с;

- ток термической стойкости, кА;

- время термической стойкости, с.

3) Условие отключающей способности:

; (1.19)

где – ток выключателя, учитывающий периодическую и апериодическую составляющие, А.

, (1.20)

где − апериодическая составляющая тока отключения выключателя, А.

Проверим по условию динамической стойкости:

кА;

кА;

кА – условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

кА – максимальный ток КЗ, кА;

− время протекания тока КЗ, с;

с – минимальное время действия защиты, с;

− собственное время отключения выключателя, с.

;

− условие выполняется.

Проверим на отключающую способность:

Время, учитывающее собственное время отключения выключателя и время срабатывания защиты:

с.

Время затухания апериодической составляющей тока КЗ:

с;

кА;

3,412 кА кА − условие выполняется.

Выключатели на отходящих линиях.

Выбираем ВБЭМ-10-12,5 – вакуумный выключатель. На электрической схеме имеет обозначения: QF4-QF8, QF10, QF12, QF14-QF19. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- А − номинальный ток;

- кА – максимальный ток отключения;

- кА − ток термической стойкости;

- с – время термической стойкости;

- кА − амплитудный ток динамической стойкости;

- с – время отключения выключателя.

Проверим по условию динамической стойкости:

кА;

кА;

кА – условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

кА − максимальный ток КЗ;

– время протекания тока КЗ, с;

с − минимальное время действия защиты;

с – собственное время отключения выключателя.

;

− условие выполняется.

Проверим на отключающую способность выключателя. Время, учитывающее собственное время отключения выключателя и время срабатывания релейной защиты:

с.

Время затухания апериодической составляющей тока КЗ:

с;

кА;

4,074 кА кА − условие выполняется.

1.6.3 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях:

Трансформатор тока – это устройство, предназначенное для преобразования высоких значений переменного тока до низких, которые пригодны для измерений.

Выбираем ТЛК-10-3 – трансформатор тока. На электрической схеме имеет обозначения: TA4-TA8, TA10, TA12, TA14-TA19. Паспортные данные следующие:

- кВ − номинальное напряжение;

- А – номинальный ток первичной обмотки;

- А − номинальный ток вторичной обмотки;

- кА – ток термической стойкости;

- с − время термической стойкости;

- кА – ток динамической стойкости;

- − кратность электродинамической стойкости.

Трансформаторы тока проверяются по 5 условиям:

1) По напряжению:

. (1.21)

2) По максимальному току:

. (1.22)

3) По динамической стойкости:

. (1.23)

4) По термической стойкости:

, (1.24)

где – тепловой импульс.

5) По номинальной мощности:

. (1.25)

Проверим по условию напряжения:

кВ;

10 кВ 10 кВ – условие выполняется.

Проверим по условию динамической стойкости:

кА – условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

;

− условие выполняется.

Проверим по условию максимального тока:

150 А 134,8 А, условие выполняется.

1.6.4 Выбор трансформаторов тока на вводе и на секционировании

Выбираем ТЛМ-10-3 – трансформатор тока. На электрической схеме имеет обозначения: TA9, TA11, TA13. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- кВ − номинальный ток первичной обмотки;

- А – номинальный ток вторичной обмотки;

- кА − ток термической стойкости;

- с – время термической стойкости;

- кА − ток динамической стойкости;

- – кратность электродинамической стойкости;

- ВА − номинальная мощность трансформатора тока.

Проверка трансформаторов тока осуществляется по 5 условиям:

1) По напряжению:

.

2) По максимальному току:

.

3) По динамической стойкости:

.

4) По термической стойкости:

;

где - тепловой импульс, значение берётся из расчета выключателей.

5) По номинальной мощности:

.

Проверим по условию выбора напряжения:

кВ;

кВ;

10 кВ 10 кВ − условие выполняется.

Проверим по условию динамической стойкости:

− условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

;

− условие выполняется.

Проверим по условию максимального тока:

1500 А 452,65 А, условие выполняется.

1.6.5 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения – это устройство для понижения высокого напряжения до низкого, которое подаётся на измерительные приборы, автоматику и релейную защиту.

Выбираем НТМИ-10-66У3 – измерительный трансформатор напряжения. На электрической схеме TV3, TV4 Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- кВ − номинальное напряжение первичной обмотки;

- В – номинальное напряжение вторичной обмотки;

- ВА − максимальная мощность трансформатора.

1.6.6 Выбор нелинейных ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения нелинейный (ОПН) - электрический аппарат, который предназначен для защиты оборудования систем электроснабжения от коммутационных и грозовых перенапряжений во всем диапазоне рабочих напряжений в условиях эксплуатации.

Основными элементами ОПН являются последовательно соединённые в «колонку» нелинейные резисторы – варисторы. Принцип действия ограничителей перенапряжений основан на применении элементов с нелиней­ной вольтамперной характеристикой. Основное отличие материала нелинейных резисторов ОПН от материала резисторов вентильных разрядников состоит в повышенной пропускной способности и резко нелинейной вольтамперной характеристики (ВАХ), благодаря чему возможно долгое нахождение ОПН под напряжением, при котором обеспечивается высокий уровень защиты электрооборудования. Применение в ОПН подобных элементов позволяет исключить из конструкции аппарата искровые промежутки.

Защита от перенапряжений - это единая система, объединяющая целый комплекс защитных средств, среди которых нелинейные ограничители перенапряжений занимают важное место, они способны достаточно надежно обеспечивать эффективную защиту электроустановок в процессе эксплуатации. Ограничитель перенапряжений устанавливается в электроустановке с целью защиты, становясь при этом элементом электроустановки, и находится под постоянным воздей­ствием напряжения в эксплуатационном режиме.

Выбираем ОПН-10/400 − нелинейный ограничитель перенапряжения. На электрической схеме имеет обозначения FV3-FV4. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- кА − номинальный разрядный ток.

1.6.7 Выбор трансформаторов собственных нужд

Приемники собственных нужд (СН) подразделяются на три категории:

- основные, которые постоянно включены в сеть;

- приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от темпе-

ратуры окружающей среды);

- ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в пе-

риоды профилактических мероприятий и ремонта оборудования.

На трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (k_П=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов.

Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 1.6.7:

Таблица 1.6.7 - Данные по нагрузкам собственных нужд

Наименование нагрузки	Установленная мощность, кВт		h	сosj	tgj	Расчетная нагрузка на трансформатор
						Летом			Зимой
						К. спроса	P	Q	К.спроса	P	Q
	единицы кол-во	Общая
							КВт	кВАр		кВт	квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
КРУН отопление, вентиляция	-	11	1	1	0	1	11	-	1	11	-
Наружное освещение ПС	0,38	2,4	1	1	0	0,7	0,84	-	0,7	0,84	-
КРУН освещение	-	1	1	1	0	1	1	-	1	1	-
Аппаратура связи	-	1,2	1	1	0	1	1,2	-	1	1,2	-

Продолжение таблицы 1.6.7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Обогрев шкафов КРУН	1,14	14	1	1	0	-	-	-	1	14	-
Обогрев выключателей	5,3	15	1	1	0	-	-	-	1	15	-
Обогрев пружины заводки выключателей 110 кВ	1,13	3,3	1	1	0	-	-	-	1	3,3	-
Охлаждение трансформаторов Т1, Т2	2,2	4	1	1	0	1	4	-	1	1	-
Отопление ОПУ	-	33	1	1	0	-	-	-	1	33	-
Освещение, вентиляция ОПУ	-	4	1	1	0	1	4	-	1	4	-
Итого							22,0			84,3

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН. Нагрузка собственных нужд переменного тока по данным таблицы составляет 84,3 кВА. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:

; (1.26)

где – коэффициент одновременности, = 0,7.

.

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

; (1.27)

кВА.

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВА марки ТМ-100/10.

1.6.8 Выбор предохранителей

Предохранитель – это простейший защитный электрический аппарат, предназначенный для защиты сетей и оборудования от токовых перегрузок, токов короткого замыкания и т.п.

Выбираем ПКТ103-10-80-20У3. – предохранитель. На электрической схеме имеет обозначения FU2, FU5. Паспортные данные:

- кВ − номинальное напряжение;

- А – номинальный ток плавкой вставки;

- кА − максимальный отключаемый ток.

Проверка предохранителя − ток плавкой вставки должен быть не меньше номинального тока трансформатора:

; (1.28)

; (1.29)

А;

80 А 5,77 А − условие выполняется.

Выбираем ПКН101-10-12,5У3 – предохранитель. На электрической схеме имеет обозначения FU3, FU4. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- А − номинальный ток плавкой вставки;

- кА − максимальный отключаемый ток.

Номинальный ток трансформатора напряжения НТМИ-10-66У3:

А;

2 А 0,05 А − условие выполняется.

1.6.9 Выбор выключателей для стороны высокого напряжения

Выбираем ВВУ-110Б-40 воздушный выключатель. На электрической схеме имеет обозначения QF1-QF3. Паспортные данные:

- кВ − номинальное напряжение;

- А – номинальный ток;

- кА − максимальный ток отключения;

- кА − ток термической стойкости;

- с - время термической стойкости;

- кА − амплитудный ток динамической стойкости;

- с − время отключения выключателя.

Проверим по условию динамической стойкости:

102 кА > 1,66 кА − условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

- кА − максимальный ток КЗ;

- − время протекания тока КЗ, с.

- с − минимальное время действия защиты;

- с − собственное время отключения выключателя.

;

− условие выполняется.

Проверим на отключающую способность выключателя. Время, учитывающее собственное время отключения и срабатывания релейной защиты:

с;

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:

с;

кА;

0,757 кАкА − условие выполняется.

1.6.10 Выбор трансформаторов тока

Выбираем ТФЗМ-110Б-1У1 – трансформатор тока. На электрической схеме имеет обозначения TA1-TA3. Паспортные данные:

- кВ − номинальное напряжение;

- А − номинальный ток первичной обмотки;

- А − номинальный ток вторичной обмотки;

- кА − ток термической стойкости;

- с − время термической стойкости;

- кА − ток динамической стойкости;

- – кратность электродинамической стойкости.

Трансформаторы тока проверяются по 4 условиям:

1) По напряжению:

.

2) По максимальному току:

.

3) По динамической стойкости:

.

4) По термической стойкости:

;

где – тепловой импульс, значение берётся из расчёта выключателей.

Проверим по условию выбора напряжения:

110 кВ 110 кВ, условие выполняется.

Проверим по условию динамической стойкости:

30 кА > 1,66 кА - условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

- условие выполняется.

Проверим по условию максимального тока:

150 А 37,47 А - условие выполняется.

1.6.11 Выбор трансформаторов напряжения:

Выбираем НКФ-110-57У1 – измерительный трансформатор напряжения. Имеет обозначения TV1, TV2 на электрической схеме. Паспортные данные следующие:

- кВ – номинальное напряжение;

- кВ – номинальное напряжение первичной обмотки;

- В – номинальное напряжение вторичной обмотки;

- кВА – максимальная мощность трансформатора.

1.6.12 Выбор разъединителей

Разъединитель – простейший коммутационный аппарат, который служит для создания видимого разрыва цепи, отделяющего оборудование от частей, находящихся под напряжением.

Выбираем РНДЗ-110/630 – разъединитель. На электрической схеме имеет обозначения QS1, QS10. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- кА – номинальный ток;

- кА – максимальный сквозной ток через разъединитель;

- кА – ток термической стойкости;

- с – время термической стойкости.

Проверка разъединителей проходит по двум условиям:

1) По динамической стойкости:

.

2) По термической стойкости:

.

Проверим по условию динамической стойкости:

- условие выполняется.

Проверим по условию термической стойкости:

0,047 кА²·скА²·с - условие выполняется.

1.6.13 Выбор нелинейных ограничителей перенапряжения

Выбираем ОПН-110/420 − нелинейный ограничитель перенапряжения. На электрической схеме имеет обозначение FV1 и FV2. Паспортные данные:

- кВ – номинальное напряжение;

- кА – номинальный разрядный ток.

1.7 Компенсация реактивной мощности на подстанции

Способы компенсации, расчёт и выбор компенсирующих устройств

Реактивная мощность, протекая по линии, изменяет потери мощности и напряжении сети. Конденсаторные батареи предназначены для компенсации реактивной мощности. Это наиболее действенный способ повышения качества энергии в электрических сетях и сокращения потерь.

Нахождение полной мощности с подключённой конденсаторной батареи:

. (1.30)

Нахождения реального :

; (1.31)

.

Для поддержки коэффициента мощности нужно к шине 10 кВ подключить компенсирующее устройство – в данном случае конденсаторная батарея.

Полная мощность с учетом требуемого коэффициента мощности:

; (1.32)

кВА.

Из формулы (1.30) выразим реактивную мощность компенсирующего устройства:

; (1.33)

кВар.

Выбираем две высоковольтные конденсаторные батареи УКЛ-10,5-1350 мощностью кВар.

2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

2.1 Проблемы в области безопасности жизнедеятельности

Основными задачами безопасности жизнедеятельности и охраны труда являются:

- Создание условий, при которых жизнедеятельность человека будет без-

опасной и безвредной;

- Постоянное совершенствование техники и технологических процессов

в соответствии с современными экологическими нормами и требованиями по безопасности;

- Анализ возможных и произошедших чрезвычайных ситуаций, после-

дующее прогнозирование и принятие решений по защите населения и производственного персонала от вероятных последствий аварий, катастроф, стихийных бедствий и применения оружия массового поражения [8].

Правовую основу обеспечения безопасности жизнедеятельности производственного персонала составляют соответствующие законы и постановления, принятые представительными органами Российской Федерации, и нормативные правовые акты по охране труда.

Основные законы, которые действуют на территории Российской Федерации:

- Федеральный закон от 21.12.94 № 68-Ф3 «О защите населения и терри-

торий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» (принят ГДФСРФ 11.11.94). Этот закон определяет общие для РФ организационно-правовые нормы в сфере защиты граждан от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера.

- Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. № 69-ФЗ «О пожарной без-

опасности» Определяет основные правовые, экономические и социальные основы обеспечения пожарной безопасности в Российской Федерации.

2.2 Определение опасных и вредных факторов на производстве

На данной подстанции 110/10 кВ человек может оказаться под воздействием опасных и вредных факторов в процессе трудовой деятельности. К опасным факторам относятся:

1) Опасность прямого поражения электрическим током при обслуживании электрооборудования, которое установлено на данной подстанции. Напряжение и сила тока на высокой и низкой стороне являются чрезвычайно опасными для жизни человека;

2) Опасность поражения электрическим током при прикосновении к нетоковедущему оборудованию, но которое может находится под напряжением из-за повреждения изоляционного покрытия;

3) Возможность облучения персонала магнитным и электрическим полями;

4) Пожароопасность электрооборудования, вызванная наличием в горючих материалов и веществ, изоляционных трансформаторных масел и т.д.;

5) Опасность поражения электрическим разрядом грозовых перенапряжений, проникновение электрических потенциалов в здания подстанции при грозах;

6) Разлив по территории подстанции трансформаторного масла при авариях или неисправностях в трансформаторе.

2.3 Охрана труда

Реконструируемое (ремонтируемое) оборудование должно быть полностью отключено от подачи напряжения. Это отключение необходимо сделать с видимым разрывом электрической цепи, для этого надо кроме масляного выключателя отключить разъединители, выключатели нагрузки или снять плавкие предохранители. В комплектных распределительных устройствах достаточно выкатить выключатель из ячейки, что обеспечит видимый разрыв цепи.

Одна из мер по безопасности при любом виде производимых работ является вывешивание предупредительных плакатов и ограждение рабочего места. Запрещающие плакаты с надписью «Не включать – работают люди» или «Не включать – работа на линии» следует вывешивать на рукоятках выключателей и разъединителей, на ключах и кнопках дистанционного управления.

Не отключённые токоведущие части необходимо на время работы оградить переносными щитами или ширмами, вывесить на них плакаты «Стой. Напряжение».

При работах в открытых распределительных устройствах и необходимости подъема рабочих на конструкции место работы следует обозначить канатом с вывешенными на нём плакатами «Стой. Напряжение», которые обращены надписью во внутрь огражденного пространства. В том месте, где рабочие должны входить внутрь рабочего пространства, должен оставляется проход с плакатом «Проходить здесь». Место подъема на конструкции указывается плакатом «Влезать здесь».

Организационными мероприятиями по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках является следующее: оформление наряда или распоряжения; оформление в наряде допуска рабочих к работе; надзор во время работы; оформление в наряде перерывов в работе и переходов бригады на другое рабочее место; оформление в наряде окончания работ; закрытие наряда.

Оформление наряда требуется на работы, которые производятся с полным или частичным снятием напряжения с ремонтируемой электроустановки, а также на работы, выполняемые без снятия напряжения вблизи или непосредственно на токоведущих частях, находящихся под напряжением [19].

2.3.1 Меры противопожарной безопасности

Общие требования к пожарной защите помещений, зданий и других сооружений на всех этапах строительства подстанции регламентированы СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений».

Для организации безопасного ведения работ на подстанции персонал должен быть обеспечен следующей нормативно-технической документацией по противопожарной безопасности: Федеральный Закон № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», ГОСТ 12.1.004—91 «Пожарная безопасность. Общие требования» и СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений».

На подстанции должны быть соблюдены следующие организационные мероприятия:

- к работе допускаются работники только после прохождения дополни-

тельного обучения программе пожарно-технического минимума по предупреждению и тушению возможных пожаров;

- определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае

пожара;

- устанавливается порядок действия работников при обнаружении пожа-

ра;

- регламентируется порядок проведения временных огневых работ;

- устанавливается порядок подачи средств пожаротушения к очагу по-

жара, а также проведения мероприятий по спасению людей и материальных ценно­стей. Согласно ППБ 01-03, НПБ 166-97 «Пожарная техника. Огнетушите­ли. Требования к эксплуатации» и «Руководству по обеспечению пожарной безопасности и пожарно-техническому обследованию объектов», подстанция должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения:

- огнетушители пенные ОП-10;

- огнетушители порошковые передвижные с баллонами сжатого газа

ОП-100;

- огнетушители углекислотные ОУ-5;

- кошма размером 2х2 м;

- мотопомпа МП-800;

- ёмкости пожарные, 50 м³;

- щиты пожарные (ЩП-В, ЩП-А, ЩП-Е) в комплекте;

- ящик с песком - ЩП-В, ЩП-Е;

- бочка для воды - ЩП-А;

- лопата штыковая - ЩП-В, ЩП-А;

- лопата совковая - ЩП-В, ЩП-А, ЩП-Е;

- ведра - ЩП-В, ЩП-А;

- лом - ЩП-В, ЩП-А;

- багры - ЩП-А.

В соответствии с НПБ 104-03 «Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях» для подстанции предусмотрен I тип системы оповещения людей о пожаре: способ оповещения - звуковой (звонки, тонированный сигнал и др.); очередность оповещения - всех одновременно.

2.3.2 Релейная защита

Релейная защита (РЗ) – специальные автоматические устройства, которые предупреждают, выявляют или автоматически выключают поврежденное оборудование [9]. При проектировании подстанции приходится считаться с угрозой возникновения повреждений или ненормальных режимов работы, которые могут привести к ухудшению качество электроэнергии, порче оборудования или аварии. Реле защиты могут очень быстро, как правило, это доли секунды, реагировать на повреждённые элементы, отключая их. Если повреждение не нарушает бесперебойность электроснабжения и не представляет серьёзной угрозы, то устройства защиты действуют на сигнал, который предупреждает рабочий персонал о неисправности.

2.4 Гражданская оборона

Для снижения последствий аварий и стихийных бедствий предусмотрены следующие мероприятия:

- поддерживается в готовности автотранспорт на случай эвакуации пер-

сонала, системы оповещения и связи; в арсенале подстанции имеются средства коллективной и индивидуальной защиты, обеспечивается поддержание их в постоянной готовности;

- проводятся профилактические противопожарные мероприятия;

- проверяется и поддерживается устойчивость систем противопожарного

водоснабжения, обнаружения и тушения пожаров [4].

Реконструируемая подстанция находится в непосредственной близости от лесного массива, в связи с этим возникает угроза вероятности лесного пожара. Как дополнительная противопожарная мера, по периметру сделана просека, предотвращающая распространение огня на территорию подстанции.

Подземных толчков и землетрясений в районе нет. Наводнение не грозит. Конструкция подстанции предусматривает воздействие сильных ветров. Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на подстанции установлены ограничители перенапряжения и молниеотводы.

2.5 Охрана окружающей среды

Требуются мероприятия по охране почвенных вод от попадания трансформаторного масла.

Для отвода воды и масла во время аварии маслонаполненного оборудования на подстанции предусмотрена бетонная ванна с щебёночной засыпкой и сеть из керамических труб диаметром. Для сбора масла сооружен маслосборник. Масло собирается в ёмкость и оттуда отводится в маслосборник. Ёмкость маслосборника рассчитана из условий размещения в нём всего масла, содержащегося в одном из трансформаторов, воды от любой стационарной противопожарной установки и определённое количество дождевой воды. Вода и масло из маслосборника откачиваются разными насосами. Так как плотность масла и воды разная, отделение воды и масла не составляет особого труда. Маслосборник должен опорожняться не меньше чем один раз в год. Если происходит авария с большой утечкой масла, то грунт вокруг фундамента электроустановки должен

быть очищен химическим способом или заменён на чистый. Кроме того меры против загрязнения также должны учитывать противопожарные меры, так как при больших авариях возрастает вероятность пожара. Слой щебня должен быть от 40 до 60 мм. Щебень такого размера прекращает горение растекающегося через него масла.

Вдоль трансформаторов и выключателей предусмотрен проезд шириной 4 м для осуществления проведения ремонтных работ и подъезда пожарной машины.

После реконструкции все замененное оборудование будет транспортировано в г.Сыктывкар, где оно подлежит либо утилизации, либо дальнейшему использованию .

2.6 Расчёт заземляющего устройства

Для обеспечения безопасности персонала и проводимых работ все электрические установки и помещения должны быть заземлены. Заземляющее устройство подстанции выполняется в виде контурного заземлителя с равномерно распределёнными по периметру контура вертикальными заземлителями и сеткой, выравнивающей потенциалы в пределах этого контура. Заземлители, непосредственно соединённые с землёй, соединяют заземляющими проводниками металлическими частями объектов, подлежащих заземлению.

В каждом помещении по периметру прокладывают полосу заземления, все металлические объекты должны быть заземлены: люки, крепёжные элементы, полы и т.д. Прокладка заземляющих проводников через стены выполняется следующим образом. В месте, где будет проходит проводник, устанавливают гильзу, а пустое пространство заполняют специальным негорючим раствором. После прокладки заземляющий проводник следует окрасить, в соответствии с ПУЭ в жёлто-зелёный цвет [22].

Необходимо произвести расчёт и выбор заземляющих устройств. Возьмём для горизонтальных заземлителей сталь полосовой формы с шириной мм, толщиной 4 мм. Для вертикальных заземлителей сталь угловой формы с шириной полки мм, толщиной 4 мм и длиной 6 м.

Определим сопротивление растекания одного вертикального электрода:

; (2.1)

где = 160 – удельное сопротивление грунта, Ом·м;

– длина электрода, м;

- глубина для 1 климатической зоны.

м;

Ом.

Длина продольного электрода м, число продольных электродов при расстоянии между ними порядка 6 м, , длина поперечного электрода м, их число . Число вертикальных электродов равно . Суммарное сопротивление части заземлителя состоящего из вертикальных электродов без учета сопротивления соединяющей полосы:

; (2.2)

где =0,59 ─ коэффициент экранирования, при =1.

Ом.

Сопротивление растекания горизонтальных электродов:

1) Контурного электрода:

; (2.3)

м;

где – коэффициент экранирования при =1.

Ом.

2) Поперечных электродов:

; (2.4)

Ом;

где - коэффициент экранирования при =1.

3) Продольных электродов:

; (2.5)

Ом;

где – коэффициент экранирования при =1.

Суммарное сопротивление растекания горизонтальных электродов:

; (2.6)

;

Ом;

Ом.

Сопротивление заземляющего контура меньше допустимого сопротивления, следовательно, количество электродов выбрано верно.

2.7 Выбор и расчет молниезащиты

Для защиты электрооборудования подстанции от перенапряжений и защиты сооружений от пожара, вызванных возможными ударами молний, на территории подстанции необходим молниеотвод. Суть молниезащиты состоит в том, чтобы электрический разряд, возникший в результате удара молнии, пропустить к земле по специальному защитному контуру в обход оборудования электроустановки.

Система молниезащиты состоит из трёх пунктов:

1) молниеотвода, принимающего на себя атмосферный разряд;

2) защитного контура;

3) заземляющего устройства.

Защитный контур молниезащиты на данной подстанции представлен нелинейными ограничителями перенапряжений.

От прямых ударов молнии защищают стержневые молниеотводы, которые стоят отдельно по углам подстанции. Высота молниеотвода выбирается в зависимости от высоты здания подстанции и габаритных размеров. Для правильного выбора проведем его расчёт. При расчёте нужно учесть необходимость получения определенной защитной зоны, которая представляет собой купол, защищающий от прямых попаданий молнии с определенной степенью надежности [21].

Расчёт для двойного стержневого молниеотвода. Высота опоры:

; (2.7)

где - высота молниезащиты, м;

м.

Граница защиты на уровне земли:

; (2.8)

м.

Зону молниезащиты построим для уровня м.

Радиус зоны защиты:

; (2.9)

м.

Высота защиты в месте снижения зоны:

; (2.10)

где – расстояние между молниеотводами, м;

м.

Радиус сужения зоны в месте снижения

; (2.11)

м.

При данной высоте молниеотвода, молниезащита обеспечивает требуемую зону защиты, надежно защищая подстанцию от прямых ударов молний. Ширина площадки размещения 38,6 м., длина 66 м.

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Экономическая целесообразность

В современных условиях основным критерием оценки деятельности предприятия является размер получаемого дохода. Одним из наиболее эффективных способов его увеличения является снижение затрат на производство, его обслуживания и реализацию продукции, что в настоящих условиях научно– технического прогресса невозможно без внедрения современных технологий и техники. Реконструкция подстанции позволит увеличить надёжность энергосистемы. Помимо этого внедряемое оборудование будет более эффективно справляться с токами КЗ, следовательно, ресурс силового оборудования прослужит долго, что также несёт выгоду предприятию. Также коммерческая эффективность будет увеличена путём повышения количества отпускаемой энергии.

Продолжительность расчёта составляет 4 года. Расчеты выполнены в стоимостных показателях по состоянию на 01.01.2014 и учитывают особенности действующей системы налогообложения в РФ.

3.2 Расчет капитальных вложений

1) Затраты на приобретение нового оборудования и демонтаж старого

В связи с моральным и физическим износом оборудования предусмотрена замена существующей системы электроснабжения подстанции более современным и надёжным. Для этого предполагается осуществить демонтаж старого оборудования с последующей заменой на новое.

Для определения величины соответствующих затрат в таблицах 3.1 и 3.2 приведены данные по оборудованию и его стоимости до реконструкции и после соответственно:

Таблица 3.1 – Общая стоимость оборудования и материалов до реконструкции, цены в тыс. руб.

Наименование	Количество	Общая стоимость
Оборудования	шт.(км)	в ценах 2015 г.
Ячейка КРУН К-37	10	1370
Трансформатор тока ТКС-10	5	882,5
Трансформатор тока ТЛМ-10	5	46,5
ТСН ТМ-63	2	40,3
Разрядник 10	2	2,5
Масляный выключатель ВМПП-10	10	841
Силовой трансформатор ТМН-6300	2	3731
Разрядник РВС-110	2	24
Отделители	4	150,6
Короткозамыкатель	4	65
Трансформатор напряжения 10	2	38,8
Трансформатор напряжения 110	2	210,5
Предохранитель	10	2,9
ВЛ-10	88,2	14445
Трансформатор тока ТФЗМ-110	1	140,7
Разъединитель РНДЗ	10	648,5
Масляный выключатель ВМТ-110	1	1690
Итого		24421,8

После внедрения нового оборудования старое, не планируется к использованию по причине его износа к настоящему времени. Затраты на демонтаж оценены в размере 10 % от стоимости оборудования () и учтены при расчёте показателей экономической эффективности реализации проекта [6]:

; (3.1)

тыс. руб.

Таблица 3.2 Стоимость нового оборудования, тыс. руб.

Наименование	Количество шт. (км)	Цена за 1 шт.(км)	Общая стоимость
Ячейка КРУН К-59	22	58,2	1 480
Трансформатор тока ТЛК-10	13	4,2	54,6
Трансформатор тока ТЛМ-10	3	5,3	15,9
ТСН ТМ-100	2	86,1	272,2
Вакуумный выключатель ВБЭМ-10	13	60	880
Вакуумный выключатель ВБЭ-10	3	102,8	408,4
ОПНп-10	2	2	4
ВЛ-10	91,3	100	9330
Трансформатор напряжения 10	2	18,8	37,6
Трансформатор напряжения 110	2	41,7	83,4
Разъединитель РНДЗ	10	0,6	6
Предохранитель	10	0,3	3
Силовой трансформатор ТДН-10000	2	1600	3600
ОПНп-110	2	36 ,4	72,8
Воздушный выключатель ВВУ-110	3	1625	5075
Трансформатор тока ТФЗМ-110	3	140,7	522,1
Итого			21945

2) Стоимость нового оборудования составляет:

тыс. руб.

Товарно-заготовительные расходы

В данном проекте под товарно-заготовительными расходами понимаются затраты на доставку оборудования для внедряемого варианта. Величина данных затрат определена на уровне 8 % от стоимости нового оборудования. Так как тыс. руб., то величина данных расходов составляет:

; (3.2)

тыс. руб.

Стоимость строительно-монтажных и пуско-наладочных работ

Стоимость монтажа нового оборудования определена в размере 12%

стоимости нового оборудования:

; (3.3)

тыс. руб.

3) Прочие капитальные вложения

В данном проекте под стоимостью прочих капитальных вложений

понимаются неучтенные ранее расходы длявнедрения. Величина прочих капитальных вложений определена в размере 5 % стоимости нового оборудования. Так как тыс. руб., то величина прочих капитальных вложений составляет:

; (3.4)

тыс. руб.

Таблица 3.3 – Капитальные вложения для внедрения нового оборудования, тыс. руб.

Статья расходов	Стоимость статьи расходов, тыс.руб.
Затраты на демонтаж старого оборудования	2442,1
Затраты на приобретение нового оборудования	21945
Товарно-заготовительные расходы (8 %)	1755,6
Строительно-монтажные работы (12 %)	2633,4
Прочие капитальные вложения (5 %)	1097,2
Итого:	29873,3

Суммарные капитальные вложения для внедряемого варианта составляют 29873,3 тыс. р., из них затраты на новое оборудование (), которые впоследствии амортизируются, составляют 27431,1 тыс. р. (29873,3 – 2442,18 = 27431,1 тыс.р.).

Рассчитаем выручку: проектом предлагается дополнительная поставка электроэнергии, в связи с чем возрастает дополнительная выручка от реализации, расчёт которой произведен следующим образом.

Количество годовой отпускаемой электроэнергии, кВт∙ч:

; (3.5)

где n – количество дней в году;

t – количество часов в сутках;

P – количество потребляемой активной электроэнергии, кВт.

Базовый вариант кВт:

Стоимость электроэнергии соответствует 3,38 р. За кВт∙ч, выручка по базовому варианту составляет тыс. руб.:

Количество годовой отпускаемой электроэнергии по внедряемому варианту кВт:

Стоимость электроэнергии тыс. руб.:

Тогда величина дополнительной выручки от реализации проекта составляет:

; (3.6)

3.3 Расчет дополнительных эксплуатационных затрат

1) Классификация эксплуатационных затрат

Дополнительные эксплуатационные затраты связаны с внедрением и

обслуживанием нового оборудования. Ежегодные затраты складываются из стоимости амортизационных отчислений, оплаты труда обслуживающему персоналу, страховых взносов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве, расходов на содержание оборудования и т.д.

Амортизационные отчисления включают в себя затраты на

восстановление основных фондов, исходя из балансовой стоимости и установленных норм.

Затраты на оплату труда включают в себя затраты на оплату труда

основному персоналу предприятия, а также затраты на оплату труда

работникам, занятым в эксплуатационной деятельности и не состоящим в штате организации.

Страховые взносы определяются в процентах от затрат на оплату труда и ограничены величиной предельного размера базы для их начисления, утвержденного в текущем периоде.

Расходы на содержание оборудования включают в себя затраты на

текущее обслуживание и ремонт приобретаемого оборудования и

рассчитываются в процентах от его стоимости.

К прочим расходам относят налоги, сборы, затраты на командировки, оплату услуг связи и др.

2) Расчет амортизационных отчислений для внедряемого варианта

Величина ежегодных амортизационных отчислений зависит от срока

полезного использования и полной начальной стоимости.

Амортизационные отчисления (АО) рассчитываются по формуле:

(3.7)

где − капитальные вложения по рассматриваемым вариантам, тыс. руб.;

− годовая норма (ставка) амортизационных отчислений, %.

При этом норма амортизационных отчислений представляет собой величину, обратную сроку полезного использования, выраженную в процентах. В таблицу 3.4 сведены величины амортизационных отчислений:

Таблица 3.4 – Амортизационные отчисления, цены в тыс. руб.

Наименование оборудования	Норма амортизации, %	Балансовая стоимость, тыс. руб.	Амортизационные отчисления, тыс. руб.
Оборудование системы электроснабжения	10	29873,3	2987,3

Таким образом, величина амортизационных отчислений составят 2987,3 тыс. р. В год.

3) Расходы на содержание нового оборудования

Ежегодные расходы на содержание оборудования рассчитываются:

(3.8)

В связи с тем, что специфика отпуска электроэнергии не изменилась, дополнительная численность обслуживающего персонала не требуется.

4) Расчет величины прочих эксплуатационных затрат

Стоимость потерь электроэнергии, руб./год:

; (3.9)

где – годовые потери электроэнергии в электроустановке, кВтч.;

= 3,38 руб./(кВт∙ч) – тариф электроэнергии в энергосистеме.

Годовые потери электроэнергии для линии:

; (3.10)

где l – длина питающей линии, км;

− потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км;

− время использования максимума нагрузки.

Годовые потери электроэнергии для трансформатора:

; (3.11)

где − потери активной мощности в проводниках;

− потери активной мощности в стали;

− время максимума нагрузки;

t − время работы в году.

Расчёт стоимости потерь электроэнергии по базовому и внедряемому варианту сведен в таблицу 3.5:

Таблица 3.5 – Стоимость потерь электроэнергии, цены в тыс. руб.

Наименование оборудования	Стоимость потерь электроэнергии
	Старое	Новое
Силовые трансформаторы	256, 5	400,9
Воздушная линия 10 кВ	561,96	604,17
Итого	635,30	683,16
Дополнительные потери электроэнергии	47,86

5) Расчёт величины дополнительных годовых эксплуатационных затрат

приведён в таблице 3.6, вышеуказанные составляющие эксплуатационных затрат, связанных с эксплуатацией нового оборудования:

Таблица 3.6 – Дополнительные годовые эксплуатационные затраты

Статья затрат	Сумма, тыс. руб.
Амортизационные отчисления	2987,3
Расходы на содержание оборудования внедряемого варианта	1850,1
Прочие эксплуатационные затрат (10 %)	483,6
Дополнительные потери электроэнергии	47,86
Итого:	5368,9

Таким образом, дополнительные годовые эксплуатационные затраты

() для нового оборудования составляют 5368,9 тыс. руб.

3.4 Оценка экономической эффективности проекта

Годовой прирост прибыли от внедрения мероприятия , тыс. руб.:

(3.12)

Далее рассчитывается налог на имущество , тыс. руб.:

; (3.13) Ставка налога на имущество в республике Коми на 01.01.2014 г. Составляет 2,2 % ;

тыс. руб.

Налог на прибыль (), тыс. руб.:

; (3.14)

тыс. руб.

Прирост чистой прибыли , тыс. руб., рассчитывается по формуле:

.

(3.15)

Чистый доход в t-ом году , тыс. руб.:

; (3.16)

где - чистая прибыль в t-ом году, тыс. руб.;

- амортизационные отчисления в t-ом году, тыс. руб.;

-дополнительные капитальные вложения в t-ом году, тыс.руб.

Накопленный чистый доход ЧД, тыс. руб., величина чистого дохода в целом по проекту определяется как накопленный чистый доход за весь расчетный период:

; (3.17)

где - период расчета, лет;

- порядковый номер базисного года.

Приведение денежных потоков, осуществляемых в t-ом году, к базисному моменту времени производится путем умножения их на коэффициент дисконтирования , (ед.):

;

(3.18)

где - норма дисконта, %;

- порядковый номер базисного года;

t - порядковый номер расчетного года.

Для данного проектного решения норма дисконта составляет 10%, Обобщающим показателем коммерческой эффективности разработки является чистый дисконтированный доход. Показатель чистого дисконтированного дохода определяется как накопленный приведенный денежный поток за весь расчетный период ЧДД, тыс. руб.:

; (3.19) где − чистый доход в t-ом году, тыс. руб. Индекс доходности (ИД), ед.: . (3.20)
			Индекс доходности с учетом дисконтирования (ИДД) , ед.: (3.21)

Срок окупаемости определяется на основе решения уравнения , лет:

.

(3.22)

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования, называется момент времени, начиная с которого дисконтированный чистый доход, исчисленный накопленным итогом, становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Срок окупаемости с учетом дисконтирования определяется на основе решения уравнения , лет:

. (3.23)

В результате проведенных расчётов были получены следующие показатели коммерческой эффективности: - чистый дисконтированный доход при принятой ставке дисконта 10 % за период расчета 5 лет в ценах по состоянию на 01.01.2014 г. Является положительным и составляет 95495,3 тыс.р.; - срок окупаемости 1,75 года; - срок окупаемости с учетом дисконтирования 1,83 года; - индекс доходности 5,3 ед.; - индекс доходности с учетом дисконтирования 4,2 ед. Результаты расчета доказывают эффективность внедрения нового оборудования, так как величина интегрального эффекта является положительной. Следовательно, мероприятия направленные на реконструкцию системы электроснабжения подстанции являются экономически эффективными. Таблица 3.7 – Технико-экономические показатели

Наименование показателей Единица измерения Числовые значения 1 2 3 1. Капитальные вложения проекта (КВ) тыс. руб 29873,3 2. Годовой прирост прибыли от реконструкции системы автоматизации тыс. руб 46565 3. Накопленный чистый доход (ЧД) тыс. руб 129401,4 4. Норма дисконта % 10 5. Накопленный чистый дисконтированный доход (ЧДД) тыс. руб 95495,3 Продолжение таблицы 3.7 1 2 3 6. Индекс доходности инвестиций ед. 5,3 7. Индекс доходности дисконтированных инвестиций ед. 4,2 8. Срок окупаемости инвестиций Год 1,75 9. Срок окупаемости дисконтированных Инвестиций Год 1,83

Таблица 3.8 Расчет показателей коммерческой эффективности

Наименование показателей	Значение по годам (условным)					Итого
	2015	2016	2017	2018	2019
	0	1	2	3	4
Капитальные вложения (КВ), тыс. руб.	29873,3	-	-	-	-	29873,3
Выручка (В), тыс. руб.	-	51933,9	51933,9	51933,9	51933,9	207735,6
Эксплуатационные затраты (ЭЗ) тыс. руб.	-	5368,9	5368,9	5368,9	5368,9	21475,6
Остаточная стоимость ОС на н.г., тыс. руб.	-	29873,3	26886,0	23898,7	20911,4	-
Остаточная стоимость ОС на к.г., тыс. руб.	-	26886,0	23898,7	20911,4	17924,1	-
Прибыль от внедрения системы, тыс. руб.	-	46565	46565	46565	46565	186260
Налог на имущество, тыс. руб.	-	624,4	558,6	492,9	427,2	2103,1
Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.		45940,6	46006,4	46072,1	46137,8	184156,9
Налог на прибыль, тыс. руб.		9188,1	9201,3	9214,4	9227,6	36831,4
Чистая прибыль, тыс. руб.		36752,5	36805,1	36857,7	36910,2	147325,5
Амортизационные отчисления, тыс. руб.		2987,3	2987,3	2987,3	2987,3	11949,2
Чистый доход (ЧД), тыс. руб.	-29873,3	39739,8	39792,4	39845	39897,5	129401,4
Накопленный чистый доход (Чдни), тыс. руб.	-29873,3	9866,5	49658,9	89503,9	129401,4	-
Коэффициент дисконтирования, ед.	1	0,909	0,826	0,731	0,683	-
Чистый дисконтированный доход (ЧДД), тыс. руб.	-29873,3	36123,5	32868,5	29126,7	27249,9	95495,3
Накопленный (ЧДД), тыс. руб.	-29873,3	6250,2	39118,7	68245,4	95495,3	-
Индекс доходности инвестиций, ед.	5,3
Индекс доходности дисконтированных инвестиций, ед.	4,2
Срок окупаемости, лет	1	0,75	-	-	-	1,75
Срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет	1	0,83	-	-	-	1,83

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломе была разработана реконструкция системы электроснабжения подстанции «Визинга» 110/10 кВ. Выбранное оборудование полностью удовлетворяет условиям работы подстанции и проверены по термической и динамической стойкости.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» были описаны нормативные мероприятия необходимые для обеспечения требований техники безопасности, рассчитана молниезащита подстанции, которая удовлетворяет требованиям нормативно-технической документации и обеспечивает безопасность персонала. Рассмотрены природоохранные мероприятия по охране окружающей среды

Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат показала, что для внедряемого варианта абсолютные значения указанных показателей значительно превышает уровень подстанции до реконструкции варианта. Результаты расчета доказывают эффективность внедрения нового оборудования, так как величина интегрального эффекта (чистого накопленного дисконтированного дохода) является положительной. Следовательно, мероприятия, направленные на реконструкцию системы электроснабжения подстанции являются экономически эффективными, и проект может быть принят к исполнению.

Итогом данного проекта является разработка системы электроснабжения, которая удовлетворяет современным запросам по надёжности и безопасности энергосистемы, учитывает перспективный рост нагрузок. Предусмотрены ме-

роприятия по охране труда и окружающей среды.

Библиографический список

1. Федоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий [Текст] : учебн. пособие / А.А. Федотов - М.: Энергоатомиздат, 1987.- 368с.

2. Антюшин, А.А. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций [Текст]: учебн. пособие / А. А. Антюшин. - 2-е изд.,перераб.и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1989. - 384 с.

3. Александров, К.К. Электротехнические чертежи и схемы [Текст]: учебное пособие / К. К. Александров, Е. Г. Кузьмина. - М. : Энергоатомиздат, 1990. - 285 с.

4. Атаманюк, В.Г. Гражданская оборона [Текст]: учебн. / В.Г. Атаманюк-М.: Высшая школа, 1996. – 151 с.

5. Князевский, Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст] : учеб. / Б. А. Князевский. - 2-е изд.,перераб.и доп. - М.:Высш. шк.,1979. - 431 с.

6. Мазурина, Е.В. Оценка экономической эффективности научно-техни-

ческих решений в сфере электроснабжения и автоматики промышленных установок [Текст]: методические указания / Е.В. Мазурина. – Ухта: УГТУ, 2014. –96 с.

7. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: справ. материал для курс. и диплом. проектирования / Б. Н. Неклепаев. - 4-е изд.,перераб.и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1989. - 605 с.

8. Сорокин, Н.А. Безопасность и экологичность проекта [Текст]: методические указания / Н.А. Сорокин. – Ухта : УГТУ, 2003.-10 с.

9. Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения [Текст] : учеб. по спец. "Электроснабжение" / В. А. Андреев. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : Высш. шк., 1991. - 495 с.

10. Федосеев, А.М. Релейная защита электрических систем [Текст]: учебное пособие / А.М. Федосеев - М.: Энергия, 1974. – 560 с.

11. Шоль, Н. Р. Дипломное и курсовое проектирование. Оформление, презентация [Текст] : учебно - метод. пособие / Н. Р. Шоль. – 2-е изд., доп. и перераб. – Ухта : УГТУ, 2012. – 59 с.: ил.

12. Усатенко, С.Т. Выполнение электрических схем по ЕСКД [Текст]. - М.: Издательство стандартов, 1989. – 331 с.

13. Федеральный закон №197 «Трудовой кодекс Российской Федерации».

14. ПУЭ. Правила устройства электроустановок / М.: Санкт-Петербург, Изд.- во «Деан», 2005.- 926 с.

15. Белов, С. В. Безопасность жизнедеятельности [Текст]: учебник для студентов вузов. – 3-е изд., испр. и доп. – М: Высшая школа, 2001. – 485 с: ил.

16. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 264 с.

17. Правила устройства электроустановок.6-е изд. Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

18. СНИП 1У-4.06-91. Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сборник 8. Электротехнические установки. Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1991. – 256 с.

19. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, проведении электрических измерений и испытаний. ТИ Р М-(062-074)-2002. – СПб.:Изд-во «Барс», 2003. – 164с.

20. ГОСТ 12.4.011-89. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация. - М.: Издательство стандартов, 1990. – 10 с.

21. РД 34.21-122-87. Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений. - М.: Энергоатомиздат, 1987. – 111 с.

22. Заземление и молниезащита трансформаторной подстанции [Электронный ресурс] // Проектирование электроснабжения Режим доступа: http://220blog.ru/proektirovanie/zazemlenie-i-molniezashhita-transformatornoj-podstancii.html (дата обращения 06.06.2015).