Реконструкция понизительной подстанции Т 35-6
Содержание
Аннотация
Введение
1. Реконструкция
подстанции 35/6 «Тульская»
1.1 Состояние
электрической сети, необходимость реконструкции подстанции
1.2 Выбор силового
оборудования
2. Выбор и проверка
оборудования по току короткого замыкания
2.1 Расчет нормального
режима сети с использованием программы Rastr
2.2 Расчеты токов
короткого замыкания
2.2.1 Расчет трехфазного
короткого замыкания в точке К1
.2.2 Расчет трехфазного
короткого замыкания в точке К2
.3 Расчеты токов
короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000
.4 Выбор и проверка
оборудования по току короткого замыкания
.4.1 Выбор и проверка
выключателя на 35 Кв
.4.2 Выбор и проверка
выключателя на 6 кВ
.5 Выбор и проверка
разъединителей установленных в цепи силовых трансформаторов
.5.1 Выбор и проверка
разъединителей 35 кВ
.5.2 Выбор и проверка
разъединителей 6 кВ
.5.3 Выбор и проверка
разъединителей 6 Кв, для ячейки плавки гололеда
2.6 Выбор и проверка
измерительных трансформаторов тока
2.6.1 Выбор трансформатора тока
в КРУН 6 кВ
2.7 Выбор трансформаторов
напряжения в КРУН 6 Кв
3. Разработка системы
плавки гололёда на ВЛ 45 кВ
3.1 Виды и параметры
гололедно - изморозевых отложений
3.2 Схема плавки гололеда
как объект управления
.3 Влияние метеоусловий
на процесс гололедообразования
.4 Расчет режимов плавки
гололеда на ВЛ 35 кВ
.5 Требования к схемам
плавки гололеда
.6 Принципиальные схемы и
основные способы плавки гололеда переменным током
.7 Выбор схемы
.7.1 Выбор схемы плавки
гололеда на ВЛ 3-ВЛ 5 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км
.7.2 Выберем схему плавки
гололеда на ВЛ 4 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 6,004 км
.8 Расчет времени плавки
гололеда с помощью программы гололед 110
3.9 Особенности плавки
гололеда на грозозащитном тросе
.10 Релейная защита и
автоматика установок плавки гололеда переменным током
4. Безопасность
жизнедеятельности
.1 Значение
безопасности жизнедеятельности на подстанции
4.2 Расчет защиты от
прямых ударов полни на ОРУ 35 Кв
4.3 Меры по технике
безопасности при организации борьбы с гололедом и ликвидации гололедно-
ветровых аварий
4.3.1 Наблюдение за
гололедообразованием и окончанием плавки гололеда
4.3.2 Механическое
удаление гололедных отложений
4.4 Защита населения и
территории при чрезвычайных ситуациях
5. Оценка эффективности инвестиций в
реконструкцию подстанции «Т»
.1 Основные методики
оценки эффективности инвестиций в энергетики
5.2 Особенности
экономического обоснования развития электрических
.3 Расчет
капитальных вложений
.4 Определение
эксплуатационных затрат
.5 Расчет
показателей экономической эффективности инвестиций
Заключение
Список литературы
Аннотация
В данном дипломном проекте рассматривается
реконструкция понизительной подстанции «Т» 35/6, принадлежащей Адыгейским
электрическим сетям филиал ОАО «Кубаньэнерго» с установкой второго трансформатора
большей мощности в связи с прогнозируемым ростом нагрузки потребителей
В дипломном проекте выполнен расчет
параметров участка Адыгейских электрических сетей, в режиме максимальных
нагрузок, с использованием программы RASTR, расчет токов короткого замыкания для проверки и
выбора оборудования РУ подстанции, выбор основного оборудования подстанции.
Дополнительно проверка правильности расчета токов короткого замыкания при
помощи программы TKZ3000.
В специальной части рассмотрен вопрос плавки гололеда
переменным током на проводах ВЛ 35 кВ.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности»
произведен расчет молниезащиты ГПП.
В экономической части дипломного проекта
произведен расчет эффективности капиталовложений в реконструкцию подстанции и
оценка экономической эффективности инвестиций.
Введение
Развитие энергетики и электрификации в
значительной мере определяют уровень развития страны.
Главной целью развития основной
электрической сети России является обеспечение устойчивости и надежности её
функционирования.
Целесообразность создания мощных
объединенных энергосистем обусловлено их большими технико-экономическими
преимуществами. С увеличение мощности объединения появляется возможность
сооружения более мощных электрических станций с мощными, более экономичными
агрегатами.
Важной задачей развития электроэнергетики
является модернизация и демонтаж устаревшего оборудования электростанций и
подстанций.
Основные цели реконструкции действующих
подстанций: увеличение числа присоединений в распределительных устройствах,
пропускной способности подстанции в целом и ее отдельных элементов, улучшение
качества напряжения, повышения надежности функционирования подстанции и ее
эксплуатационной гибкости, улучшение условий труда эксплуатирующего персонала и
оздоровление экологической ситуации на подстанции и в примыкающей к ней зоне.
При проектировании реконструкции
подстанций должны решаться вопросы:
обоснования развития электрических сетей и
реконструкции подстанции;
выбора принципиальной электрической схемы
подстанции.
-расчет режимов электрической сети с
учетом реконструкции подстанции -выбор основного и вспомогательного
оборудования.
1. Реконструкция
подстанции 35/6 «Тульская»
.1 Состояние
электрической сети, необходимость реконструкции подстанции
В связи с ростом потребляемой нагрузки, а
также моральным и физическим устареванием оборудования принято решение о
техперевооружении подстанции, предусматривающее замену силового трансформатора,
шкафов КРУН 6 кВ, отделителей и короткозамыкателей 35 кВ на элегазовые
выключатели.
Процесс реконструкции подстанции
значительно сложнее сооружения аналогичного объекта, поскольку оборудование
необходимо сначала демонтировать, выбрав при этом щадящий режим работы
остающегося в действии оборудования. Все работы по демонтажу заменяемого оборудования
выполняются на действующей подстанции, где не всегда удается применять технику,
необходимо безукоснительное соблюдение правил техники безопасности, необходимо
выдерживать при выполнении работы расстояния до токоведущих частей. Аналогичные
трудности возникают и при монтаже нового оборудования.
Демонтаж трансформаторов включают
следующие работы:
отключение их от сети, отсоединение от
трансформаторов ошиновки, слив масла;
демонтаж и транспортировки трансформаторов
с места их установки.
Установка и монтаж нового включает
следующие работы:
разработка маслосборника и дренажной
траншеи;
засыпка по слоям балласта маслоприемника;
установка рельсового фундамента;
транспортировка трансформатора к месту его
установки;
установка на подготовленную площадку;
подключение ошиновки к трансформатору;
заполнение маслом бака;
пробное включение и наладка;
включение трансформатора в рабочую сеть и
проверка его работы.
Замену трансформаторов необходимо
производить тогда, когда подстанция имеет минимальную нагрузку. В этом случае
необходимо определить возникающую загрузку оставшегося в работе трансформатора,
сохранив питание основных потребителей.
Участок энергорайона куда входит
реконструируемая ПС 35/6 кВ представлен в графической части (см."схема
электрической сети" рис.1.1).
Подстанция «Т» 35/6 кВ, подлежащая
реконструкции, входит в состав Адыгейских электрических сетей филиал ОАО
«Кубаньэнерго». Осуществляет энергоснабжение Тульского района.
1.2 Выбор силового
оборудования
Токоведущие части (шины, ошиновка) и все
виды электрических аппаратов (выключатели, разъединители, измерительные
трансформаторы) должны выбираться в соответствии с максимальными расчетными
величинами (ток и напряжение), используя справочник [1,с.140]. Для их выбора
сравниваются указанные расчетные величины с допустимыми значениями для
высоковольтного электрооборудования и токоведущих частей. Составляются таблицы
сравнения расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной
безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых. Основными
условиями выбора электрических аппаратов и токоведущих частей являются:
условие длительного режима работы:
а) выбор по напряжению;
б) выбор по нагреву длительно
протекающим номинальным током;
условие устойчивости при протекании
сквозных токов короткого
замыкания:
а) проверка на электродинамическую
устойчивость;
б) проверка на термическую
устойчивость.
Мощность трансформаторов 35/6 кВ на
подстанции «Т» выбирается по существующей нагрузке подстанции с добавлением
нагрузки. Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять
условию:
St>(Pmax/nt)
где St и nt - единичная мощность и
количество трансформаторов, Рmax - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме.
Согласно ГОСТу 14029-69 в аварийных случаях трансформаторы допускают в течение
(не более) 5 суток перегрузку в 1.4 номинальной мощности на время максимумов
нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки. Поэтому при наличии
резервирования мощность каждого трансформатора должна быть равной 0.7 Рав, но
не менее Рмах/2. Согласно выше приведенной методике выбора мощности
трансформаторов необходимо установить на подстанции «Т» два трансформатора 35/6
кВ мощностью 4 MBA каждый.
Таблица 1.1 Параметры трансформатора
|
Тип
|
Sн ом тМВА
|
Uном, кВ
|
Uк, %
|
∆Qх
|
|
|
ВН
|
НН
|
ВН -НН
|
|
|
ТМ-4000/35
|
4
|
35
|
6,3
|
7,5
|
36
|
|
∆Pk, кВт
|
∆Pх, кВт
|
Iх, %
|
Rt, Ом
|
Xt, Ом
|
|
|
|
ВН -НН
|
ВН -НН
|
|
33,5
|
5,3
|
0,9
|
2,56
|
5,74
|
2. Выбор и проверка
оборудования по току короткого замыкания
.1 Расчет нормального
режима сети с использованием программы Rastr
Параметры схем замещения элементов сети
[рис.2 ]определяются в соответствии с указаниями справочника [4.стр. 217 ]. По
формулам:
где, 
0, х0 - погонные активное и реактивное
сопротивления соответственно, Ом/км [1];
b0 - погонная емкостная проводимость, мкСм/км [1];
∆Pкод.ур. - удельные потери на корону,
кВт/км [1];
Uном - номинальное напряжение сети, кВ;
где ∆Pк, ∆Pхх - потери короткого
замыкания и в стали соответственно, кВт;
Uк, Iхх - напряжение короткого
замыкания и ток холостого хода, %;
Sном - номинальная мощность
трансформатора, МВА;
UВном , UСном , UНном - номинальные
напряжения высшей, средней и низшей обмоток трансформатора, кВ;
n - количество
трансформаторов;
а = SСном /Sном - соотношение
мощностей обмоток среднего и высшего напряжений;
m = SНном /Sном - соотношение
мощностей обмоток низшего и высшего напряжений;
Параметры схем замещения элементов сети
приведены в таблицах 2.1, 2.2.
Таблица 2.1 Параметры схем замещения линий
|
ЛЭП
|
Тип
|
Цепи
|
Длина, км
|
|
Каталожные данные
|
Расчетные данные
|
|
|
|
|
|
R0, Ом/км
|
Х0, Ом/км
|
В0, мкСм/км
|
R,Om
|
Х,Ом
|
В, мкСм
|
|
Л1
|
АС-150
|
1
|
43,5
|
110
|
0,204
|
0,420
|
2,707
|
8,87
|
18,27
|
117,75
|
|
Л2
|
АС-95
|
1
|
7,54
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
2,27
|
3,17
|
-
|
|
ЛЗ
|
АС-95
|
1
|
9,55
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
2,87
|
4,02
|
-
|
|
Л4
|
АС-95
|
1
|
6,004
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
1,81
|
2,526
|
-
|
|
Л5
|
АС-95
|
1
|
2,6
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
0,78
|
1,09
|
-
|
|
Л6
|
АС-95
|
1
|
16,6
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
5,00
|
6,99
|
-
|
|
Л7
|
АС-95
|
1
|
15,1
|
35
|
0,301
|
0,421
|
-
|
4,54
|
6,36
|
-
|
|
Л8
|
АС-150
|
1
|
15,67
|
110
|
0,204
|
0,420
|
2,707
|
3,2
|
6,58
|
42,42
|
|
Л9
|
АС-150
|
1
|
17,57
|
110
|
0,204
|
0,420
|
2,707
|
3,58
|
7,38
|
47,56
|
Таблица 2.2 Параметры схем замещения
трансформаторов
|
Тип
|
Sном, МВА
|
Кол-во
|
Каталожные данные
|
Расчетные данные
|
|
|
|
|
Uном, кВ
|
Uк, %
|
∆Рк, кВт
|
∆Рх, кВт
|
Iх, %
|
R, Ом
|
X, Ом
|
Кт
|
∆Q, Мвар
|
G, мкСм/км
|
B, /мкСм/км
|
|
|
|
|
вн
|
сн
|
нн
|
вн-сн
|
вн-нн
|
сн-нн
|
вн-сн
|
вн-нн
|
сн-нн
|
|
|
вн
|
сн
|
нн
|
вн
|
сн
|
нн
|
нв
|
св
|
|
|
|
|
|
ТМ-6300/35
|
6,3
|
2
|
35
|
-
|
10,5
|
-
|
7,5
|
-
|
-
|
46,5
|
-
|
7,6
|
0,8
|
0,72
|
|
|
7,3
|
|
|
0,3
|
|
0,05
|
0,012
|
81,6
|
|
TM- 4000/35/10
|
4
|
1
|
35
|
-
|
11
|
-
|
7,5
|
-
|
-
|
33,5
|
-
|
5,3
|
0,9
|
2,56
|
-
|
-
|
23
|
-
|
-
|
0,286
|
-
|
0,04
|
0,004
|
32,6
|
|
TM- 4000/35/10
|
4
|
2
|
35
|
-
|
6,3
|
-
|
7,5
|
-
|
-
|
33,5
|
-
|
5,3
|
0,9
|
1,3
|
-
|
-
|
11,5
|
-
|
-
|
0,18
|
-
|
0,04
|
0,008
|
65,3
|
|
TM- 2500/35/10
|
2,5
|
2
|
35
|
-
|
10,5
|
-
|
6,5
|
-
|
-
|
23,5
|
-
|
3,9
|
1
|
2,3
|
-
|
-
|
15,9
|
-
|
-
|
0,3
|
-
|
0,025
|
0,0064
|
40,8
|
|
TM- 2500/35/10
|
2,5
|
2
|
35
|
-
|
10,5
|
-
|
6,5
|
-
|
23,5
|
-
|
3,9
|
1
|
2,3
|
-
|
-
|
15,9
|
-
|
-
|
0,3
|
-
|
0,025
|
0,0064
|
40,8
|
|
ТДТН- 40000/110
|
40
|
2
|
115
|
38,5
|
11
|
10,5
|
17,5
|
6,5
|
-
|
200
|
-
|
39
|
0,6
|
0,83
|
0,83
|
0,83
|
17,77
|
0
|
11,16
|
0,0956
|
0,335
|
0,24
|
0,006
|
36,3
|
|
ТДТН- 40000/110
|
40
|
2
|
115
|
38,5
|
11
|
10,5
|
17,5
|
6,5
|
-
|
200
|
-
|
39
|
0,6
|
0,83
|
0,83
|
0,83
|
17,77
|
0
|
11,16
|
0,0956
|
0,335
|
0,24
|
0,006
|
36,3
|
Информация об узлах расчетной схемы в
соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 Расчетные данные узлов для
программы RASTR
|
№ узлов
|
Uhom, кВ
|
Рнаг, МВт
|
Qнаг, Мвар
|
Рген, МВт
|
Qген, Мвар
|
Qmin, Мвар
|
Qmax, Мвар
|
Umin, кВ
|
Umax, кВ
|
|
1
|
110
|
|
|
78
|
58,5
|
|
|
|
|
|
2
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
10
|
20
|
15
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7
|
10
|
0,125
|
0,089
|
|
|
|
|
|
|
|
8
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9
|
10
|
2,12
|
1,58
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11
|
6
|
2,96
|
2,22
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13
|
10
|
2,21
|
1,65
|
|
|
|
|
|
|
|
14
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15
|
10
|
2,32
|
1,74
|
|
|
|
|
|
|
|
16
|
35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17
|
10
|
11,7
|
8,77
|
|
|
|
|
|
|
|
18
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В данном случае в качестве базисного и
балансирующего узла (БУ) принят узел №1.
Информация о ветвях расчетной схемы в
соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 2.4.
Таблица 2.4 Расчетные данные ветвей для
программы RASTR
|
Ветвь
|
Сопротивление
|
Проводимость
|
Коэффициент трансформации Кт
|
|
№нач
|
№кон
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
G, мкСм
|
В, мкСм
|
|
|
1
|
2
|
8,87
|
18,27
|
|
117,75
|
|
|
1
|
19
|
3,58
|
7,38
|
|
47,56
|
|
|
2
|
3
|
0,83
|
17,77
|
0,006
|
36,3
|
1
|
|
2
|
19
|
3,2
|
6,58
|
|
42,42
|
|
|
3
|
4
|
0,83
|
0
|
|
|
0,335
|
|
3
|
5
|
0,83
|
11,16
|
|
|
0,0956
|
|
4
|
6
|
2,27
|
3,17
|
|
|
|
|
6
|
7
|
0,72
|
7,3
|
0,012
|
81,6
|
0,3
|
|
6
|
8
|
2,87
|
4,02
|
|
|
|
|
8
|
9
|
2,56
|
23
|
0,004
|
32,6
|
0,286
|
|
8
|
10
|
1,81
|
2,526
|
|
|
|
|
10
|
11
|
1,3
|
11,5
|
0,008
|
65,3
|
0,286
|
|
10
|
12
|
0,78
|
1,09
|
|
|
|
|
12
|
13
|
2,3
|
15,9
|
0,0064
|
40,8
|
0,3
|
|
12
|
14
|
5,00
|
6,99
|
|
|
|
|
14
|
15
|
2,3
|
15,9
|
0,0064
|
40,8
|
0,3
|
|
14
|
16
|
4,54
|
6,36
|
|
|
|
|
16
|
18
|
0,83
|
0
|
|
|
0,335
|
|
18
|
17
|
0,83
|
11,16
|
|
|
0,0956
|
|
18
|
19
|
0,83
|
17,77
|
0,006
|
36,3
|
1
|
2.2 Расчеты токов
короткого замыкания
Короткие замыкания возникают при нарушении
изоляции цепей, и как правило сопровождаются увеличением токов, в поврежденных
фазах, до величины, превосходящей в несколько десятков раз номинальные
значения.
Расчет токов короткого замыкания
производится для:
1. Сопоставления и выбора
наиболее рационального варианта построения схемы электроснабжения.
2. Определения условий работы
потребителей при аварийных режимах.
. Выбора электрических аппаратов,
шин, изоляторов, силовых кабелей ж пр.
. Выбора средств ограничения токов
короткого замыкания.
. Определение влияния линий
электропередачи на линии проводной связи.
. Проектирования и настройки
устройств релейной защиты и
автоматики.
. Проектирования защитного
заземления.
. Подбора характеристик разрядников
для защиты от перенапряжений.
. Анализа происходящих аварий.
В современных электрических системах
полный расчет токов короткого замыкания и учет всех действительных условий
очень сложен и практически не возможен. С другой стороны, требуемая точность
расчета зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов
достаточно приближенного определения токов короткого замыкания, так как
интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы
аппаратов, велики.
Расчет токов короткого замыкания
производится в следующем порядке:
а) Составляется полная расчетная схема, на
которой все элементы освещаются соответствующими сопротивлениями в
относительных или именованных единицах (схема замещения прямой
последовательности);
б) На схеме выбирается расчетное место
короткого замыкания;
в) По заданному току или мощности токов
короткого замыкания на шинах подстанции определяется сопротивление системы и
принимают, что за ним находится источник бесконечной мощности;
г) Сопротивление всех элементов системы
приводится к средненоминальному напряжению;
д) Упрощается схема;
ж) Определяется время короткого замыкания;
з) По расчетным кривым находятся кратности
токов короткого замыкания для различных моментов времени;
и) Определяются токи и мощности короткого
замыкания.
Каждому сопротивлению элемента схемы
присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным
сопротивлением в течение всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение,
где числитель - номер сопротивления, знаменатель - численное значение
сопротивления. Наиболее простым и точным способом является расчёт токов
короткого замыкания на ЭВМ, для этого используем программу TKZ-3000.
Расчеты максимальных токов КЗ производятся
после расчетов токов симметричных составляющих (L1, L2, L0) в различных сочетаниях
(однофазных, двухфазных, трехфазных, двухфазных КЗ на землю). Как правило,
максимальные токи имеют место в режиме однофазных или трехфазных КЗ. Это
определяется параметрами СЗНП, а на практике, количеством и местоположением
заземленных нейтралей трансформаторов в сети.
Вычислим базисные токи:
Рассчитаем параметры элементов схемы замещения.
Схема замещения подстанции включает следующие элементы:-систему:
где x/r = 50-
линий:
трансформаторы:
Рис. 2.3 Схема замещения прямой
последовательности
2.2.1 Расчет трехфазного
короткого замыкания в точке К1
По Рис. 2.3, отбросив элементы не
обтекаемые током короткого замыкания, составим схему (Рис.2.4), для которой
определим значения сопротивлений:
Рис.2.4.Схема замещения прямой
последовательности при КЗ в точке К1
Поскольку определен состав ветвей и для
каждой из них найдены индуктивные x*б и активное r*б сопротивления, можно
приступить к заполнению левой части таблицы 2.1, используя формулы:
где i - номер ветви;
I”i - сверхпроводной ток К3
ветви;
Tai - постоянная переменная
ветви;
kyi - ударный коэффициент;
iyi - ударный ток К3 ветви;
Примем к установке в цепи линии 35кВ
силовой выключатель ВГБ-35-12,5/630-УХЛ, у которого собственное время
отключения tсв=0,04с,
а полное время отключения tов=0,07с и приступаем к заполнению второй половины
таблицы 2.5., определяя следующие величины:
момент времени расхождения контактов
выключателя
где tрзmin - минимальное время действия РЗ;
Максимальное время существования КЗ
где tрзmax максимальное время действия РЗ;
коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ
апериодическую составляющую тока КЗ в момент τ
где γti -коэффициент затухания
периодической составляющей тока короткого замыкания i-той ветви, определяемый
по типовым кривым, для ветви содержащей систему γti=1.
Таблица 2.5
|
Точка К1, трехфазное К3, Uб = 38,5кВ, Iб = 14,996 кА, τ = 0,05 с, tоткл = 0,17с
|
|
Ветвь
|
х*б
|
I”, кА
|
r*б
|
Ta, c
|
ky
|
iy, кА
|
|
С1
|
7,614
|
1,97
|
3,199
|
0,008
|
1,19
|
3,315
|
|
Ветвь
|
λτ
|
iaτ, кА
|
γτ
|
Inτ, кА
|
γоткл
|
Inоткл
|
|
С1
|
0,125
|
0,35
|
1
|
1,97
|
1
|
2.2.2 Расчет трехфазного
короткого замыкания в точке К2
Используя рисунок 2.3, получим схему представленную
на рисунке 2.5.
Рис.2.5 Схема замещения прямой
последовательности, точка К2
Свернем схему к точке короткого замыкания.
Рисунок 2.6 Схема замещения прямой
последовательности при коротком замыкании в точке К2
xЭ2 = xЭ1+ x10 = 7,614+9,973= 17,587
rЭ2= r Э1+ r10 = 3,099+1,05= 4,149
Заполним таблицу расчетов короткого
замыкания (таблицу 2.6.) вычисляя:
Примем к установке в цепи линии 6 кВ
силовой выключатель ВВ/ТЕL-10-31,5/1000У2, у которого собственное время
отключения tсв=0,03с,
а полное время отключения tов=0,05с и приступаем к заполнению правой половины
таблицы 2.3., определяя следующие величины: момент времени расхождения
контактов выключателя
где tрзmin - минимальное время действия РЗ;
Максимальное время существования КЗ
где tрз max минимальное время действия РЗ;
коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ
апериодическую составляющую тока К3 в
момент τ
периодическую составляющую тока короткого замыкания
где γti коэффициент затухания периодической
составляющей тока короткого замыкания i-той
ветви, определяемый по типовым кривым, для ветви содержащей систему γti = 1
Таблица 2.6
|
Точка К2, трехфазное К3, Uб = 6 кВ, Iб = 96,225 кА, τ = 0,04 с, tоткл = 0,15с
|
|
Ветвь
|
х*б
|
I”, кА
|
r*б
|
Ta, c
|
ky
|
iy, кА
|
|
С1
|
17,587
|
5,47
|
4,149
|
0,013
|
1,4
|
10,83
|
|
Ветвь
|
λτ
|
iaτ,, кА
|
γτ
|
Inτ, кА
|
γоткл
|
Inоткл
|
|
С1
|
0,046
|
0,356
|
1
|
5,47
|
1
|
5,47
|
2.3 Расчеты токов
короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000
Расчетные схемы для расчета токов
короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000 такие же, как и при
ручном расчете. Расчеты приведены ниже.
Таблица 2.7 Параметры прямой
последовательности
|
Тип
|
Пар
|
Узел-1
|
Узел-2
|
R1
|
X1
|
E;K;B(c)
|
Фаза
|
№ эл.
|
|
4
|
0
|
0
|
1
|
0,006
|
0,318
|
1,723
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
1
|
2
|
0,67
|
1,38
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
1
|
3
|
0,271
|
0,558
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
2
|
3
|
0,24
|
0,494
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
2
|
4
|
0,234
|
6,72
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
3
|
5
|
0,234
|
6,72
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
4
|
6
|
0,195
|
0
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
5
|
7
|
0,195
|
0
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
6
|
8
|
1,53
|
2,14
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
7
|
9
|
3,17
|
4,29
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
8
|
10
|
1,94
|
2,71
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
9
|
11
|
3,37
|
4,71
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
10
|
12
|
1,22
|
1,7
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
11
|
12
|
0,528
|
0,738
|
0,000
|
0,000
|
0
|
|
0
|
0
|
12
|
13
|
1,05
|
9,973
|
0,000
|
0,000
|
0
|
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:
Имя сети : ANDREY
Число узлов КЗ: 2
Число поясов: 1
Число коммутаций: 0
Число дополнительных ветвей: 0
Вид КЗ 3
МЕСТО КЗ 12 Uпа 1.70 0
суммарные величины в месте несимметрии(3.28 8.10)126 -68
ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ
-10 I1 -64 -69
-11 I1 -51 -66
-13 I1 0 0
Вид КЗ 3
МЕСТО КЗ 13 Uпа 1.70 0
суммарные величины в месте несимметрии(4.21 18.07)55 -90
ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ
-12 I1 -54 -77
************ 5 июня 2011 22 час 48 мин 21 сек ************
Время оформления 0 сек
Таблица 2.7 Результаты расчетов токов
короткого замыкания
|
Вид короткого замыкания
|
Место короткого замыкания
|
Значение тока короткого замыкания вычисленного
вручную, кА
|
Значение тока короткого замыкания вычисленного
на ЭВМ в программе TKZ-3000, кА
|
Погрешность расчетов %
|
|
Трезфазное
|
Шины 35 кВ
|
1,97
|
1,889
|
4,11
|
|
Трезфазное
|
Шины 6 кВ
|
5,47
|
5,3
|
3,1
|
Вывод: расчет ТКЗ ручного и машинного расчета различаются не
более чем на 4,11%. Следовательно расчет выполнен верно. Теперь можно
приступать к выбору электрических аппаратов.
2.4 Выбор и проверка
оборудования по току короткого замыкания
2.4.1 Выбор и проверка выключателя
на 35 кВ
Выбор выключателя производят:
а) по номинальному напряжению
б) по номинальному току
В качестве устанавливаемых в ОРУ-35 кВ принимаем элегазовый
выключатель типа ВГБ-35-12,5/630-УХЛ
Номинальное напряжение Uном 35
кВ
Наибольшее рабочее напряжение Umax 40,5
кВ
Номинальный ток Iном 630
А
Номинальный ток отключения Iно 12,5
кА
Нормированное содержание апер. сост., % 86
Наибольший пик предельного сквозного тока iпс 35 кА
Действующее значение сквозного тока I пс 12,5
кА
Наибольший пик номинального тока включения
iнв 35 кА
Действующее значение номинального тока
включения Iнв 12,5
кА
Время отключения toв 0.07
с
Собственное время отключения tcв 0.04
с
Ток термической стойкости, кА/доп. Время
его действия, с 12,5/3 кА/с
- момент времени расхождения контактов
выключателя
максимальное время существования КЗ
В качестве расчетного для этой проверки
примем ток трехфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую InτΣ и апериодическую iaτΣ составляющие тока КЗ в
момент расхождения контактов выключателя τ:
Сравним эти токи с соответствующими
параметрами выключателя:
,23>3,136, то есть выполняется условие проверки по полному току
КЗ.
Проверка выключателя на динамическую стойкость.
То есть условия проверки выполняются.
Проверка выключателя на включающую
способность.
Таким образом, условия проверки соблюдены.
Проверка выключателя на ток термической стойкости.
Допустимый импульс, определяемый по параметрам выключателя,
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ
Учитывая, что Вкрасч=Вкп +Вка выполним проверку на термическую
стойкость:
Таким образом, условие проверки на термическую стойкость
выполнено.
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем
в таблицу 2,8.
Таблица 2,8 - Результаты проверки установленного выключателя
|
Параметры выключателя
|
Соотношение
|
Расчётные величины для выбора выключателя
|
|
Uhom=35 kB
|
=
|
UнРУ= 35 кВ
|
|
Iн = 2000 А
|
>
|
Iраб.форс = 69,3 А
|
|
Iно = 12,5 кА
|
>
|
|
|
 >
|
|
|
|
iпс = 35 кА
|
>
|
|
|
Iпс = 12,5 кА
|
>
|
|
|
 >
|
|
|
|
iнв= 35 кА
|
>
|
|
|
Iнв=12,5 кА
|
>
|
|
Из данных проверок следует, что
выключатель удовлетворяет всем условиям проверки и проходит для схемы
подстанции.
2.4.2 Выбор и проверка
выключателя на 6 кВ
Выбор выключателя производят:
а) по номинальному напряжению
б) по номинальному току
в) по максимальному току, при плавке гололеда Iмд=862,7 А
В качестве устанавливаемых в ОРУ-6 кВ
принимаем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10.
Номинальное напряжение Uном 6
кВ
Наибольшее рабочее напряжение Uмах 7,2
кВ
Номинальный ток Iном 2000
А
Номинальный ток отключения Iно 40
кА
Нормированное содержание апер. сост., % 60
Наибольший пик предельного сквозного тока iпс 128 кА
Действующее значение сквозного тока I пс 40
кА
Наибольший пик номинального тока включения
iнв 128 кА
Действующее значение номинального тока
включения Iнв 40
кА
Время отключения toв 0.05
с
Собственное время отключения tcв 0.03
с
Ток термической стойкости, кА/доп. время
его действия, с 40/4 кА/с
- момент времени расхождения контактов
выключателя
τ=tрз.min+tсв=0,01+0,03=0,04 с
максимальное время существования КЗ
tоткл= tрз.max+tво=0,1+0,0=0,155
В качестве расчетного для этой проверки
примем ток трехфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую InτΣ и апериодическую iaτΣ составляющие тока КЗ в
момент расхождения контактов выключателя τ:
Сравним эти токи с соответствующими
параметрами выключателя:
,94>8,09, то есть выполняется условие проверки по полному току
КЗ.
Проверка выключателя на динамическую стойкость.
То есть условия проверки выполняются.
Проверка выключателя на включающую способность.
Таким образом, условия проверки соблюдены.
Проверка выключателя на ток термической стойкости.
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ
Таким образом, условие на термическую стойкость выполнено.
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем
в таблицу 2.9.
Таблица 2.9 - Результаты проверки установленного выключателя
|
Параметры выключателя
|
Соотношение
|
Расчётные величины для выбора выключателя
|
=
|
UнРУ= 6 кВ
|
|
Iн = 2000 А
|
>
|
Iраб.форс = 303,1 А
|
|
Iно = 40 кА
|
>
|
|
|
 >
|
|
|
|
iпс = 128А
|
>
|
|
|
Iпс = 40 кА
|
>
|
|
|
 >
|
|
|
|
iнв= 128 А
|
>
|
|
|
Iнв=40 кА
|
>
|
|
2.5 Выбор и проверка
разъединителей установленных в цепи силовых трансформаторов
Разъединитель выбирают номинальному току,
номинальному напряжению, конструкции и роду установки, а проверяется на
динамическую и термическую стойкость в режиме короткого замыкания. Так как
разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для
разъединителя такие же, как и для выключателя.
2.5.1 Выбор и проверка
разъединителей 35 кВ
Выбираем разъединитель РГП.2-35/1000 У1.
Его параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены
в таблице 2.10.
Таблица 2.10
|
Параметры разъединителя
|
Соотношение
|
Расчетные величины
|
|
 =
|
|
|
|
 >
|
|
|
|
 >
|
|
|
|
 >
|
|
|
Соотношение табличных и расчетных
параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям
проверки.
.5.2 Выбор и проверка
разъединителей 6 кВ
Выбираем разъединитель РВФ-6/1000У3. Его параметры,
расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице
2.11.
Таблица 2.11
|
Параметры разъединителя
|
Соотношение
|
Расчетные величины
|
|
 =
|
|
|
|
 >
|
|
|
|
 >
|
|
|
|
 >
|
|
|
Соотношение табличных и расчетных
параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям
выбора и проверки в данной цепи.
2.5.3 Выбор и проверка
разъединителей 6 Кв, для ячейки плавки гололеда
Выбираем разъединитель РВФ-6/1000У3. Его
параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в
таблице 2.12.
Таблица 2.12
|
Параметры разъединителя
|
Соотношение
|
Расчетные величины
|
|
=
|
|
|
|
>
|
|
|
|
>
|
|
|
Соотношение табличных и расчетных
параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям
выбора и проверки в данной цепи.
.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов
тока
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения
первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения
измерительных приборов, реле защиты и устройств автоматики. Применение
измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как
цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать
конструкцию приборов и реле.
2.6.1 Выбор трансформатора тока в КРУН 6 кВ
Примем к установке трансформатор тока типа ТВЛМ-6 с первичным
номинальным током I1н=400 А и вторичным номинальным током I2н=5 А,, с классами
точности вторичных обмоток 0,5/10р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе
1 Z2Н=0,6 Ом.
Таблица 2.13
|
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фазы, ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
-
|
-
|
|
САЭ
|
Меркурий-230ART
|
2,5
|
2,5
|
-
|
|
СРЭ
|
Меркурий-230ART
|
-
|
2,5
|
2,5
|
|
SПР., В А
|
3
|
5
|
2,5
|
Соотношения между расчётными и номинальными параметрами
сведены в таблицу 2.14
Таблица 2.14
|
Параметры ТТ
|
Соотношение
|
Расчётные величины для выбора ТТ
|
|
Uн=6 кВ
|
=
|
Uнзру=6 кВ
|
|
Iн=400 А
|
>
|
Iраб.форс.=303,1 А
|
|
 кА2 с> кА2 с
|
|
|
|
 кА> кА
|
|
|
|
Z2Н=0,6 Ом
|
>
|
Z2РАСЧ.=0,328 Ом
|
Ом;
qк.доп. =
мм2;
Примем к прокладке кабель КВВГ с медными жилами, сечением 
Ом;
Z2 расч.=0,028+0,2+0,1=0,328 Ом;
Из сравнения видно,что условие проверки по классу точности
выполняется.
2.7 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбирают:
- по напряжению Uн>Uн.уст.
- по конструкции и схеме соединения обмоток.
Проверку работы трансформатора напряжения (ТН) в классе
точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется
подключёнными приборами. Трансформатор напряжения в РУ запитывает обмотки
напряжения приборов сборных шин, линий, обходного выключателя.
2.7.1 Выбор трансформатора напряжения в КРУН 6 кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-6-77У4
Таблица 2.15
|
Прибор
|
Тип
|
Sном, ВА
|
Число обмоток
|
cosφ
|
sinφ
|
Р, Вт
|
Q, Вар
|
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
2
|
0
|
|
САЭ
|
Меркурий-230ART
|
2
|
2
|
0,38
|
0,925
|
2,28
|
5,5
|
|
СРЭ
|
Меркурий-230ART
|
3
|
2
|
0,38
|
0,925
|
2,28
|
5,5
|
|
Частотомер
|
Э-371
|
3
|
1
|
1
|
0
|
3
|
0
|
|
Итого:
|
|
|
|
|
|
8,8
|
9,25
|
Вторичная нагрузка
S2Σ =
В А
Условие проверки по классу точности выполняется. Класс точности
0,5.
3. Разработка системы плавки гололёда на ВЛ 45 кВ
.1
Виды и параметры гололедно - изморозевых отложений
В настоящее время общепринятой является следующая
классификация видов гололедных осадков, отлагающихся на поверхности
конструкций, в том числе на проводах и опорах воздушных линий (ВЛ)
электропередачи, сооружений и наземных предметов:
- гололед (стекловидный или матовый);
- зернистая (плотная) изморозь;
- кристаллическая изморозь (инеевидный
осадок);
- отложение мокрого снега,
- различные смеси этих осадков (сложное
отложение).
Плотность любого вида гололедных отложений 
колеблется в широких пределах и зависит
как от конкретных метеорологических условий процесса, так и от высоты и
особенностей рельефа местности.
Процесс гололедообразования может длиться от нескольких часов или
суток до 2-3 месяцев с колебаниями интенсивности или временным прекращением.
При продолжительном процессе возникают особо опасные отложения на проводах и
тросах массой 10-20 кг/м (удельная нагрузка 100-200 Н/м) и более. В некоторых
районах опасные отложения мокрого снега могут возникать очень быстро - до 1
часа. Такое происходит, например, на Черноморском побережье Северного Кавказа,
особенно в районе г. Новороссийска.
Гололедные отложения создают внешние механические нагрузки на
провода и опоры ВЛ электропередачи. Для каждой территории в зависимости от
климатических условий уровень нагрузок различный. При проектировании ВЛ
необходим обязательный учет этих нагрузок, которые регламентируются «Правилами
устройства электроустановок» (ПУЭ-7) [5].
Отложения гололеда могут вызывать:
· разрегулировку тросов и проводов и их
сближение между собой;
· сближение проводов и тросов при подскоке
вследствие неодновременного сброса гололеда;
· интенсивную пляску, вызывающую короткие
замыкания между проводами и тросами, ожоги проводов и тросов, а в некоторых
случаях повреждения линейной арматуры и креплений;
· значительную перегрузку проводов и тросов
и их обрывы, особенно при ожогах проводов и тросов электрической дугой;
· перегрузку и поломку траверс;
· разрушение опор в результате обрыва
проводов и тросов при перегрузке от гололеда, когда возникающие неуравновешенные
тяжения на опоры от оставшихся целыми проводов и тросов значительно превышают
расчетные, а также при сочетании гололеда с сильным ветром.
Особенно большие нагрузки возникают при пляске проводов
(грозозащитных тросов). Это устойчивые периодические низкочастотные (0,2-2 Гц)
колебания провода в пролете с односторонним или асимметричным отложением
гололеда (мокрого снега, изморози, смеси), вызываемые ветром скоростью 3-25 м/с
и образующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от
одной до двадцати и амплитудой 0,3-5 м.
3.2
Схема плавки гололеда как объект управления
Основным техническим мероприятием по предотвращению
гололедных аварий является в настоящее время плавка гололеда переменным или
постоянным током.
Количественной характеристикой переменного тока при плавке
гололеда является действующее (эффективное, среднеквадратичное) значение - 
. Действующее значение переменного тока численно равно значению такого
постоянного (апериодического) тока 
, который за время, равное периоду переменного тока, выделяет
такое же количество тепла, что и переменный ток. Поэтому тепловое действие
переменного и постоянного токов одинаково, если 
.
Чтобы создать постоянный ток в проводах ВЛ, требуется напряжение
где R - активное сопротивление.
Чтобы создать переменный ток в проводах ВЛ, требуется напряжение
где Z - полное сопротивление (модуль), 
; X - реактивное сопротивление.
При равных токах 
, отношение напряжений и полных мощностей
,
т.е. для плавки гололеда переменным током требуется большее
напряжение и мощность, чем для плавки гололеда постоянным током.
С увеличением номинального напряжения ВЛ возрастает отношение 
. Плавка гололеда постоянным током на
проводах ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) 330-500 кВ требует в 5-10 раз
меньшее напряжение и мощность источника питания (ИП), но нуждается в
дополнительном преобразователе - силовой выпрямительной установке (ВУ). Поэтому
переменный ток применяется, как правило, для плавки гололеда на ВЛ 6-220 кВ,
постоянный - на ВЛ 220-500 кВ. Для плавки гололеда на стальных грозозащитных
тросах (
) может применяться как переменный, так и
постоянный ток.
Рекомендации по применению плавки гололеда приведены в п. 2.5.16
ПУЭ-7 [5]. Они распространяются на воздушные линии электропередачи напряжением
выше 1 кВ и до 750 кВ. Рекомендуется предусматривать плавку гололеда на
проводах и тросах ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и
более с повторяемостью 1 раз в 25 лет (IV-й район по гололеду и выше), а также с частыми образованиями
гололеда или изморози в сочетании с сильными ветрами и в районах с частой и
интенсивной пляской проводов
Нормативные условия по гололеду и ветровому давлению определяем на
основании региональной карты районирования, территории объединенной
энергосистемы Северного Кавказа по [6] рис. 1.1, 1.2. Районирование по гололеду
производится по максимальной толщине стенки отложения гололеда 
, мм, цилиндрической формы при плотности
0,9 г/см3 на проводе диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10 м над
поверхностью земли, повторяемостью 1 раз в 25 лет.
Рассматриваемая ВЛ 35 кВ проходит в V районе по гололеду. Поэтому согласно ПУЭ (раздел 2 п. 2.5.16)
рекомендуется предусмотреть плавку гололеда на проводах ВЛ.
3.3
Влияние метеоусловий на процесс гололедообразования
От температуры воздуха зависит не только образование того или
иного вида обледенения, но и продолжительность процессов, что имеет большое
значение. Понижение температуры воздуха в процессе обледенения способствует
длительному сохранению льда на проводах, в результате чего при ветре возникает
вибрация и пляска проводов, отмечаются случаи их обрыва.
Гололед образуется преимущественно (70%) при температуре от 0
до -2°С; при таких же температурах наиболее часто (78%) наблюдается отложение
мокрого снега. Зернистая изморозь почти в равном числе случаев (примерно по
40%) образуется при температуре воздуха от 0 до -4°С и от -4 до -8°С.
Кристаллическая изморозь чаще всего (45%) отмечается при температуре от -12 до
-16°С.
Ветер играет немаловажную роль в формировании структуры
отложения. При определенных условиях он может способствовать слиянию мелких
капель в крупные, содействуя растеканию капель по поверхности предмета, и
напротив, дроблению крупных капель на более мелкие.
Гололед преимущественно (около 30 %) образуется при скорости
ветра от 2 до 4 м/с. Для зернистой изморози характерно более равномерное распределение
вероятности образования при скоростях ветра в интервале от 1 до 8 м/с. Мокрый
снег и кристаллическая изморозь чаще всего образуются при затишье (50-40 %), а
сложные отложения, так же как и гололед, наиболее часто наблюдаются при
скорости ветра от 2 до 4 м/с (34 %). Максимальные скорости ветра при начале
обледенения проводов могут достигать 15 м/с.
3.4 Расчет режимов плавки гололеда на ВЛ 35 кВ
ток оборудование трансформатор замыкание
Расчеты параметров плавки гололеда на проводах ВЛ 35 кВ выполнялись
исходя из основного условия эффективности плавки:
Iодн <Iпл <Iмд ,
где Iпл - расчетное значение тока плавки гололеда;
Iмд - значение максимального длительно допустимого тока
провода или грозотроса;
Iодн - значение одночасового тока плавки (плавка гололеда в
течение времени t>60мин считается не эффективной)
Для проведения расчетов были приняты следующие условия:
- диапазон скоростей ветра при гололеде v, м/с 36÷40;
- диапазон температур воздуха Jв, °С 0÷-15;
- диапазон углов атаки ветра y, ° 0÷90;
- толщина стенки гололедной муфты b, см
3;
- плотность гололеда, r, г/см3
0,9.
- Расчетный диаметр провода, см 1,35
Параметры линий приведены соответственно в табл. 3.1.
Табл. 3.1
|
ЛЭП
|
Наименование ВЛ
|
Uвл, кВ
|
Длина ВЛ, км
|
Марка троса
|
Расчетные сопротивления
|
Диаметр провода  , мм
|
|
|
|
|
|
R0, Ом/км
|
Х0, Ом/км
|
|
|
Л3,Л4
|
Т- Кл-Кж
|
35
|
19,2
|
АС-95
|
0,306
|
0,421
|
1,35
|
|
Л5
|
Т- ПТ
|
35
|
6,004
|
АС-95
|
0,306
|
0,421
|
1,35
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимально допустимый ток по условию сохранения механической
прочности провода 
нагревает провод в установившемся режиме на
участках без гололеда до температуры 
. Предельно допустимая
температура провода по условию сохранения его прочности 
(ГОСТ 839-80).
,
где:
- сопротивление 1 м провода по ГОСТ 839-80 при 
, Ом/м;
,95 - коэффициент учитывает разброс в сторону меньших
значений фактического сопротивления проволок по сравнению со значениями по ГОСТ
839-80;
- степень черноты тела, для окисленного алюминия 
; 
- коэффициент излучения абсолютно черного тела;
- температурный коэффициент сопротивления алюминиевых проволок;
- площадь поверхности излучения 1 м провода, 
;
- скорость ветра в двухминутном интервале осреднения, м/с;
- диаметр провода, см;
- температура воздуха, 
.
Из приведенного ниже уравнения определим максимально допустимый
ток провода АС 95/16
.
Таблица 3.2 Зависимость максимально допустимого тока Iмд, от скорости ветра V
|
Скорость ветра V,м/с
|
При=0 °С
|
При=-5 °С
|
При=-12 °С
|
|
36
|
1344
|
1379
|
1427
|
|
37
|
1353
|
1388
|
1437
|
|
38
|
1361
|
1397
|
1446
|
|
39
|
1370
|
1406
|
1455
|
|
40
|
1378
|
1415
|
1464
|
Таблица 3.3. Зависимость максимально допустимого тока Iмд, от температуры
воздуха
|
Температура воздуха , °С
|
При V=36 м/с
|
При V=38 м/с
|
При V=40 м/с
|
|
0
|
1344
|
1361
|
1378
|
|
-1
|
1351
|
1369
|
1386
|
|
-2
|
1358
|
1376
|
1393
|
|
-3
|
1365
|
1383
|
1,4
|
|
-4
|
1372
|
1390
|
1408
|
|
-5
|
1379
|
1397
|
1415
|
|
-7
|
1393
|
1412
|
1429
|
|
-9
|
1407
|
1426
|
1443
|
|
-12
|
1427
|
1446
|
1464
|
|
-15
|
1448
|
1467
|
1485
|
Рис. 3.2 Зависимость максимально допустимого тока Iмд от температуры
воздуха, °С
Определим ток 40-минутной плавки (
) на проводе АС 95/16 цилиндрического гололеда.
где
- коэффициент теплопроводности льда, 
,
- площадь поверхности 1 м гололедной муфты, 
;
- масса цилиндрической гололедной муфты толщиной 
, г/м;
.
Из приведенных уравнений определены зависимость максимального
допустимого тока Iмд от скорости ветра V и температуры
воздуха 
. Полученные результаты приведены в
таблице 3.4 и 3.5.
Таблица 3.4 Зависимость тока сорокаминутной плавки I40 от скорости ветра V
|
Скорость ветра V,м/с
|
При =0 °С
|
При =-5 °С
|
При =-12 °С
|
|
36
|
565,5
|
784
|
1013
|
|
37
|
565,3
|
786
|
1017
|
|
38
|
788
|
1022
|
|
39
|
564,7
|
790
|
1026
|
|
40
|
564,5
|
792,5
|
1030
|
Таблица 3.5 Зависимость тока сорокаминутной плавки I40от температуры воздуха
|
Температура воздуха
|
При V=36 м/с
|
При V=38 м/с
|
При V=40 м/с
|
|
0
|
565,5
|
565
|
564,5
|
|
-1
|
615,4
|
616
|
616,8
|
|
-2
|
661,5
|
663,3
|
665
|
|
-3
|
704,6
|
707
|
710
|
|
-4
|
745,3
|
748,8
|
752,2
|
|
-5
|
783,8
|
788
|
792,2
|
|
-7
|
855,6
|
861,2
|
866,6
|
|
-9
|
921,9
|
928,7
|
935,2
|
|
-12
|
1013
|
1022
|
1030
|
|
-15
|
1097
|
1107
|
1116
|
3.5
Требования к схемам плавки гололеда
Максимально допустимая температура провода 
по условию сохранения механической
прочности принимается в соответствии с нормами 
- для алюминиевых и медных проводов;
- для сталеалюминиевых проводов ( создает некоторый запас);
- для стальных проводов марки ПС и стальных тросов.
Допустимая температура провода 
по условию сохранения габаритов ВЛ определяется исходя из стрелы
провеса при минимально допустимых габаритах ВЛ, уменьшенных на 1 м по сравнению
с установленными ПУЭ-7 [5] для линий разных классов напряжения.
Расчетные значения токов и 
необходимо вычислять при наихудших
реально возможных на трассе ВЛ условиях охлаждения проводов: при максимальной
температуре воздуха и минимальной скорости ветра.
Как показал опыт эксплуатации, плавка гололеда эффективна, если её
длительность не превышает 40-60 мин
Приближение тока плавки к максимально допустимому значению
позволяет сократить время плавки и расход электроэнергии. Если 
> возможно осуществление плавки гололеда в повторно-кратковременном
режиме.
Перспективным для повышения эффективности плавки гололеда является
применение управляемых источников питания: трансформаторов плавки гололеда с
широким диапазоном регулирования под нагрузкой или управляемых силовых
выпрямителей.
3.6 Принципиальные схемы и основные способы плавки гололеда
переменным током
Принципиальная схема плавки гололеда на проводах ВЛ
переменным током включает в себя:
· схему источника питания (ИП) установки
плавки гололеда (УПГ), состоящей из коммутационной аппаратуры для сборки схемы
плавки, измерительных трансформаторов, устройств контроля, управления, релейной
защиты и диагностики УПГ с обогреваемой ВЛ;
· схему соединения фазных проводов воздушной
линии электропередачи при плавке.
Местом размещения УПГ является, как правило, подстанция, от
которой предусматривается поочередная плавка гололеда на отходящих линиях.
Возможны также схемы с последовательно соединенными линиями, в которых
рассматриваемая ВЛ подключается к «электрически удаленной» подстанции с УПГ.
При этом в зависимости от конкретных условий, схемы и параметров электрической
сети гололед плавится либо одновременно на всех последовательно соединенных ВЛ
(совмещенная плавка гололеда), либо только на одной из них. В последнем случае
плавка гололеда на одной из ВЛ может сочетаться с профилактическим обогревом,
препятствующим гололедообразованию на проводах других ВЛ.
Для плавки гололеда часто используется обходная система шин,
к которой поочередно подключаются обогреваемые линии. При отсутствии обходной
системы шин целесообразно ее выполнение, так как наличие таких шин существенно
упрощает сборку схемы плавки гололеда, сокращает общую длительность режима
плавки. Подача напряжения от источника питания на обходные шины обычно
производится через ячейку плавки. Ячейка плавки должна иметь усиленную
конструкцию, выбранную по наибольшему току плавки, необходимую защиту, схему
управления выключателями и пофазный контроль тока.
В зависимости от схемы источника питания и схемы соединения
проводов ВЛ плавка гололеда на фазных проводах переменным током может
производиться следующими способами:
· короткого замыкания- когда обогреваемую
линию закорачивают с одного конца, а с другого к ней подключают источник
питания, мощность которого достаточна, чтобы обеспечить протекание требуемого
тока плавки;
· встречного включения фаз - при котором
фазные провода на противоположных концах ВЛ подключаются к различным по
величине или (и) по фазе напряжениям источников питания;
· перераспределения нагрузок в электрической
сети с помощью специальных схемно-режимных мероприятий с целью повышения
токовой нагрузки ВЛ, провода которой подлежат обогреву, до необходимой
величины;
· наложения токов, когда с помощью
специально устанавливаемого оборудования, например, вольтодобавочного
трансформатора, на рабочий ток накладывается дополнительный ток, создаваемый в
контуре, частью которого является обогреваемая ВЛ.
Наибольшее распространение в электрических сетях энергосистем
получил способ плавки гололеда током короткого замыкания как наиболее простой и
эффективный, позволяющий максимально автоматизировать процесс сборки схемы
плавки и восстановления нормальной работы электрической сети, что особенно
важно при создании автоматизированных систем управления плавкой гололеда (АСУ
ПГ).
Достоинством плавки гололеда по способу короткого замыкания
является простота схемы и минимальное количество оперативных переключений.
Следовательно, не требуется значительных затрат времени на сборку и разборку
схемы плавки. Для закорачивания фаз или установки заземлений при сборке схем
плавки рекомендуется предусматривать стационарные коммутационные аппараты.
Плавка гололеда способом встречного включения фаз. Схемы
плавки, реализующие этот способ, обеспечивают одновременную плавку гололеда
уравнительными токами на всех трех фазах за один цикл и могут применяться на
ВЛ, соединяющих две подстанции, имеющие мощные связи по линиям высокого
напряжения или параллельные линии, а также в кольцевой схеме электрической
сети.
В общем случае протекание необходимых для плавки гололеда
уравнительных токов обеспечивается за счет различия по величине или (и) сдвига
по фазе векторов напряжений на смежных концах обогреваемой линии. При этом
напряжение плавки определяется выражением
,
где 
- напряжения по концам разомкнутой ВЛ; 
- угол сдвига между векторами напряжений 
.
Плавка гололеда способом перераспределения нагрузок не получила
широкого распространения в электрических сетях, так как ток плавки, зависящий
от режима энергосистемы, и необходимые схемно-режимные мероприятия, с помощью
которых он достигается, нельзя однозначно определить заранее. Этот способ не
всегда может гарантированно обеспечить плавку гололеда из-за возможных в
процессе эксплуатации электрических сетей схемных или режимных ограничений. Его
использование более целесообразно для профилактического обогрева фазных
проводов ВЛ при сохранении обогреваемой линии в эксплуатации.
Способ наложением токов практического применения не получил.
3.7 Выбор схемы
В схеме плавки способами трехфазного короткого замыкания
индуктивное сопротивление 
равно индуктивному сопротивлению линии
прямой последовательности 
:
.
Активное сопротивление
,
где 
- удельное сопротивление фазного провода
линии, Ом/км.
Тогда комплексное сопротивление
,
где 
- комплексное сопротивление линии прямой
последовательности при частоте 50Гц.
3.7.1 Выбор схемы плавки гололеда на ВЛ 3-ВЛ 5, 35 кВ
с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км
Исходные данные:
· индуктивное сопротивление ВЛ прямой
последовательности по табл.5,1
Ом /км;
· активное сопротивление провода по табл.5,1
Ом /км;
Сопротивлениями источников питания пренебрегаем: 
.
Расчетные токи:
Максимально допустимый ток плавки
А,
ток 40-минутной плавки
А,
при скорости ветра v=40 м/с,
температуре воздуха Jв=-5 °С.
Решение:
1. способом трехфазного короткого замыкания
Кв
что меньше необходимого тока плавки.
2. При двухфазном коротком замыкании и схеме соединения
проводов «фаза-две фазы»;
Это значение тока плавки удовлетворяет, значит данная схема
плавки может быть принята к использованию.
3.7.2 Выберем схему плавки гололеда на ВЛ 4, 35
кВ с проводом АС-95/16 длиной 6,004 км
Исходные данные:
· индуктивное сопротивление ВЛ прямой
последовательности по табл.5,1
Ом /км;
· активное сопротивление провода по табл.5,1
Ом /км;
Сопротивлениями источников питания пренебрегаем: .
Расчетные токи:
Максимально допустимый ток плавки
А,
ток 40-минутной плавки
А,
при скорости ветра
v=40 м/с,
температуре воздуха
Jв=-5 °С.
-способом трехфазного короткого замыкания
кВ
Полученный ток подходит для плавки гололеда, но есть опасность
повреждения провода, т.к. он близок к предельно допустимому, более того
рассматриваемая подстания не может обеспечить это требование. Поэтому выберем
другую схему.
2-способ однофазного короткого замыкания и схеме соединения
проводов «три фазы-земля»;
Это значение тока плавки удовлетворяет, т.е. данная схема
плавки может быть принята к использованию, но в ограниченном пределе погодных
условий.
Выбранные схемы приведены ниже на рис.3.5-3.7.
Рис.3.5 Схемы плавки гололеда по способу трехфазного коротко го
замыкания при питании от источника питания с изолированной (а) нейтралью и
расчетная схема замещения (б)
Рис.3.6 Схемы плавки гололеда по способу однофазного
короткого замыкания с соединением проводов ВЛ: «три фазы- земля» (а), и
расчетная схема замещения (б).
Рис.3.7 Схемы плавки гололеда по способу двухфазного
короткого замыкания с соединением проводов «фаза-две фазы» при питании от
источника с с изолированной нейтралью (а) и расчетная схема замещения (б)
3.8 Расчет времени плавки гололеда с помощью
программы гололед 110
. ВЛ 35 кВ с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км способом
трехфазного короткого замыкания.
3.9 Особенности плавки гололеда на грозозащитном
тросе
Стальные грозозащитные тросы оказывают постоянному току сопротивление
в несколько раз большее, чем сталеалюминиевые провода обычно применяемых
сечений. Поэтому использование выпрямителей, позволяющее увеличить предельную
длину участков плавки гололеда на проводах, не дает возможность достичь этого
при плавке гололеда на тросах. Из-за большего сопротивления тросов для плавки
гололеда на них требуется более высокое напряжение, чем на проводах того же
сечения и длины. Значение сопротивления стального троса не нормировано, так как
тросы не предназначены для передачи электрического тока. Активное и внутреннее
индуктивное сопротивления троса зависят от величины проходящего тока .
Грозозащитные тросы многих линий имеют заземления на всех
опорах или на значительной их части. Для того чтобы в схемах плавки гололеда с
непосредственным присоединением источников питания к тросам получились
требуемые контуры тока, все эти заземления, кроме одного на противоположном от
источника питания конце, должны быть сняты, т. е. требуется подвеска тросов на
изоляторах со снятием заземлений на гололедный сезон. Совершенно очевидны
технические трудности таких мероприятий.
Перечисленные особенности усложняют плавку гололеда на тросах
путем непосредственного присоединения к ним источников питания и побуждают к
поиску принципиально иных методов.
Одним из таких методов является индукционный метод, при
котором источники питания, используемые для плавки гололеда на тросах,
присоединяются не к тросам, а к рабочим проводам линии. При этом благодаря
электромагнитной связи между контурами «провод - земля» и «трос - земля» в
тросах наводится ток и выделяется тепло.
3.10 Релейная защита и автоматика установок
плавки гололеда переменным током
При плавке гололеда переменным током в распределительных
электрических сетях 6-35-110 кВ особенностью их релейной защиты является
необходимость блокировки отдельных чувствительных устройств РЗ и ввод
специальных устройств РЗ на подстанциях и пунктах АВР на период плавки
гололеда.
При плавке гололеда повышается вероятность повреждения
оборудования цепи плавки, особенно проводов или троса. Поэтому в установках
плавки гололеда переменным током должны быть предусмотрены устройства релейной
защиты от следующих видов повреждений на ВЛ:
- междуфазные КЗ;
- замыкание провода или троса на землю;
- обрыв провода или троса.
В радиальных схемах плавки гололеда по способу короткого
замыкания для защиты от междуфазных КЗ применяется токовая отсечка без выдержки
времени, отстроенная с коэффициентом запаса 1,2 - 1,3 от максимального тока
плавки. Недостаток токовой отсечки - наличие «мертвой зоны» в конце линии ВЛ.
Дополнительное применение максимальной токовой защиты с
выдержкой времени смысла не имеет, так как ее ток срабатывания такой же, как у
токовой отсечки, а выдержка времени для отстройки от кратковременных перегрузок
не требуется из-за отсутствия последних. Короткие замыкания, возникающие при
схлестывании проводов, должны отключаться без выдержки времени во избежание
пережога провода.
Поскольку при плавке гололеда междуфазные КЗ сопровождаются,
как правило, замыканием на землю, исключение «мертвой зоны» должно
обеспечиваться 100%-й релейной защитой от замыкания на землю.
Для фиксации обрыва провода, в том числе с замыканием на
землю через большое переходное сопротивление, целесообразно применять
минимальное реле тока.
Сборка и разборка схем плавки гололеда по способу короткого
замыкания должна выполняться коммутационными аппаратами: разъединителями,
выключателями, короткозамыкателями, отделителями. Для дистанционного управления
аппаратами в автоматизированных системах плавки гололеда - АСПГ должна
использоваться автоматика.
Для релейной защиты кольцевых схем плавки гололеда по способу
встречного включения фаз применяются на питающих концах ВЛ:
· двухступенчатая направленная дистанционная
защита;
· двухступенчатая токовая защита;
· одноступенчатая токовая защита нулевой
последовательности.
Если в кольце есть секционирующий выключатель, то его
отключение при КЗ на воздушных линиях осуществляется направленной токовой
защитой на оперативном переменном токе или отсечкой по напряжению.
Если источники питания, сдвинутые по фазе, находятся на одной
подстанции, то для защиты схемы плавки от КЗ применяется токовая направленная
отсечка без выдержки времени с включением токовых цепей на сумму токов фаз
источников питания.
4. Безопасность жизнедеятельности
4.1 Значение безопасности
жизнедеятельности на подстанции
Эффективное и экологически чистое
производство тепловой и электрической энергии является жизненно важным вопросом
в настоящее время. Экологические аспекты учитываются в обязательном порядке при
реконструкции, ремонте, монтаже оборудования.
Электрификация народного хозяйства России
развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием
современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий
электропередачи, разнообразного электротехнологического оборудования, средств
автоматики и телемеханики. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем
электроснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работниками
электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда.
Основная роль безопасности
жизнедеятельности как науки - защита человека в техносфере от негативных
воздействий антропогенного и естественного происхождения и достижение
комфортных условий жизнедеятельности.
Средством достижения этой цели является
реализация обществом знаний и умений, направленных на уменьшение в техносфере
физических, химических, биологических и иных негативных воздействий до
допустимых значений.
Здоровые и безопасные условия труда
электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные
производственные установки, могут быть обеспечены выполнением научно
обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их
эксплуатации.
4.2 Расчет защиты от прямых ударов полни на ОРУ
35 кВ
Открытое распределительное устройство подстанции защищается
от прямого удара молнии (ПУМ) стержневыми молниеотводами.
Молниеотвод - устройство, возвышающееся над защищаемым
объектом, состоящее из:
· молниеприёмника непосредственно
воспринимающего на себя удар молнии;
· токоведущих спусков к заземлителям, через
который ток молнии стекает в землю;
· Заземляющего устройства.
Защитное действие молниеотводов основано на свойстве молнии
поражать прежде всего высокие и хорошо заземлённые объекты. Пространство вокруг
молниеотвода, защищенное от ПУМ называется зоной защиты молниеотвода. Всякое
сооружение, входящее в эту зону, защищено от прямого удара молнии.
Для одиночного молниеотвода высотой h зону защиты можно
определить, задаваясь различными значениями hx получая абсциссу rx, по формуле (4.1)
, (4.1)
где h - высота стержневого молниеотвода, м;
hx - высота точки на границе защищаемой зоны, м;
Р - коэффициент учитывающий высоту молниеотвода, при h≤30, Р=1.
При проектировании молниезащиты подстанции примем метод
расчета и построение зон защиты, в котором криволинейная граница зоны
замещается прямыми отрезками.
h=15м; hx=3м;
Радиус защиты молниеотвода на высоте h=13м;
м.
Высота фиктивного молниеотвода
м.
Радиус защиты на высоте h=15м;
м.
Таким образом, сборные шины и все аппараты РУ 35кВ надежно
защищены от прямых ударов молнии.
4.3
Меры по технике безопасности при организации борьбы с гололедом и ликвидации
гололедно-ветровых аварий
4.3.1
Наблюдение за гололедообразованием и окончанием плавки гололеда
· Наблюдение применяется при отсутствии
надежных информационных систем контроля гололедообразования.
· Персонал, наблюдающий за гололедными
отложениями в контрольных точках ВЛ, должен находиться на расстоянии не менее 3
м от крайнего провода с подветренной стороны; он должен быть обеспечен связью с
диспетчером.
· В обязанности персонала, наблюдающего за
гололедными отложениями в контрольных точках ВЛ входит предупреждение водителей
транспортных средств и отдельных лиц об опасности нахождения на трассе ВЛ (под
проводами) и вблизи нее и об опасности приближения к поврежденным элементам ВЛ.
· Работы по плавке гололеда выполняются по
технологическим картам, которые должны обеспечивать оперативный персонал
четкими и полными инструктивными материалами.
В технологической карте плавки гололеда для каждой ВЛ, кроме
схемы плавки, ее параметров и условий проведения плавки, должна быть определена
последовательность операций при сборке и разборке схемы плавки на ПС и ВЛ. Эту
последовательность персонал обязан строго соблюдать.
4.3.2 Механическое удаление гололедных отложений
· Механическое удаление гололедных отложений
(обивка слабосцепленных с проводом отложений, скалывание прочных отложений)
должно применяться только в случае невозможности плавки отложений, так как
отличается большой трудоемкостью и длительностью простоя линии электропередачи.
Так на удаление сравнительно непрочных отложений зернистой изморози требуется 1
- 1,5 чел∙час на один километр провода.
Возможно использование механического удаления отложений при
локальном обледенении (в отдельных пролетах, на небольших участках ВЛ).
· Все работы по удалению гололедных
отложений с проводов ВЛ механическими способами должны выполняться по нарядам
на выведенных в ремонт ВЛ.
· Допуск бригады к работе производится
ответственным руководителем (производителем) работ, который должен принять
выведенную в ремонт ВЛ от оперативного персонала, проверить отсутствие
напряжения и наличие заземления ВЛ на месте работ, проинструктировать бригаду о
способе удаления гололедных отложений и мерах безопасности при проведении
работ.
При привлечении к обивке персонала других организаций бригады
должны возглавляться производителями работ из персонала сетевого предприятия.
· Работы могут выполняться по нарядам
несколькими бригадами (по одному наряду на одного производителя работ). Каждая
бригада должна иметь в зоне видимости свое переносное заземление. Все члены
бригады должны находиться в зоне видимости производителя работ.
· Наносящий шестом удары должен находиться
на расстоянии не менее двух метров от оси провода. Во время обивки гололедного
отложения из кузова транспортного средства его передвижение запрещается.
4.4 Защита населения и
территории при чрезвычайных ситуациях
Чрезвычайные ситуации (ЧС) - внешне
неожиданная, внезапно возникающая обстановка, характеризующаяся режимом
нарушения установившегося процесса или явления, и оказывающая значительное отрицательное
воздействие на жизнедеятельность людей, функционирования экономики, социальную
сферу и природную среду, В мирное время ЧС могут возникать в результате
производственных аварий, катастроф, стихийных бедствий, диверсии или факторов
военно-политического характера.
ЧС можно квалифицировать по значительному
числу признаков, например:
- по типам и видам (по причинам возникновения).
Чрезвычайных событий лежащих в основе этих ситуаций:
. стихийные бедствия (землетрясения, наводнения, селевые
потоки, оползни, ураганы, снежные заносы, грозы, засухи, ливни, лавины и т.д.);
. техногенные катастрофы (аварии на энергетических,
химических, биологических объектах);
. антропогенные катастрофы: социально-политические конфликты
(социальные, военные);
по скорости распространения опасности: внезапные быстро
распространяющиеся, умеренные, плавные:
- по масштабам распространения с
учетом тяжести последствий чрезвычайные ситуации природного и техногенного
характера подразделяются на:
а) чрезвычайную ситуацию локального характера, в
результате которой территория, на которой сложилась чрезвычайная ситуация и
нарушены условия жизнедеятельности людей (далее - зона чрезвычайной ситуации),
не выходит за пределы территории объекта, при этом количество людей, погибших
или получивших ущерб здоровью (далее - количество пострадавших), составляет не
более 10 человек либо размер ущерба окружающей природной среде и материальных
потерь (далее - размер материального ущерба) составляет не более 100 тыс.
рублей;
б) чрезвычайную ситуацию муниципального характера, в
результате которой зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории
одного поселения или внутригородской территории города федерального значения,
при этом количество пострадавших составляет не более 50 человек либо размер
материального ущерба составляет не более 5 млн. рублей, а также данная
чрезвычайная ситуация не может быть отнесена к чрезвычайной ситуации локального
характера;
в) чрезвычайную ситуацию межмуниципального характера, в
результате которой зона чрезвычайной ситуации затрагивает территорию двух и
более поселений, внутригородских территорий города федерального значения или
межселенную территорию, при этом количество пострадавших составляет не более 50
человек либо размер материального ущерба составляет не более 5 млн. рублей;
г) чрезвычайную ситуацию регионального характера, в
результате которой зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории
одного субъекта Российской Федерации, при этом количество пострадавших
составляет свыше 50 человек, но не более 500 человек либо размер материального
ущерба составляет свыше 5 млн. рублей, но не более 500 млн. рублей;
д) чрезвычайную ситуацию межрегионального характера, в
результате которой зона чрезвычайной ситуации затрагивает территорию двух и
более субъектов Российской Федерации, при этом количество пострадавших
составляет свыше 50 человек, но не более 500 человек либо размер материального
ущерба составляет свыше 5 млн. рублей, но не более 500 млн. рублей;
е) чрезвычайную ситуацию федерального характера, в результате
которой количество пострадавших составляет свыше 500 человек либо размер
материального ущерба составляет свыше 500 млн. рублей.
Для практических нужд общую классификацию
ЧС наиболее целесообразно строить по типам и видам событий: при этом можно частично
в тех или иных звеньях классификационной структуры использовать принадлежность,
причинность или масштаб ЧС. По такому комплексу признаков все ЧС мирного
времени разбивают на 5 групп:
1. сопровождающиеся выбросами
опасных веществ в окружающую среду;
2. связанные с возникновением
пожаров, взрывами и их последствиями;
. на транспортных коммуникациях;
. вызванные стихийными бедствиями;
. военно-политического характера.
5. Оценка эффективности инвестиций в
реконструкцию подстанции «Т»
Для оценки эффективности капитальных
вложений используется несколько критериев.
5.1 Основные методики оценки эффективности
инвестиций в энергетики
Простые методы оценки экономической эффективности инвестиций
оперируют “точечными” или статическими значениями исходных данных, например,
годовыми показателями работы проектируемых объектов. Не учитываются вся
продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков.
Эти методы достаточно широко распространены и применяются в
основном для экспресс- оценки проектов на предварительных стадиях разработки.
Простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП)
определяется по характерному году расчетного периода, как правило, когда уже
достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат инвестированного
капитала.
(5.1)
Величина чистой прибыли Пч t численно равна балансовой прибыли Пб t за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль Нt:
(5.2)
где 
− стоимостная оценка результатов
деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t );
Иt - суммарные эксплуатационные издержки в
год t.
Расчетная величина ПНП сравнивается с минимальным или средним
уровнем доходности (процентной ставки по кредитам, ценным бумагам, депозитным
вкладам).
Простой срок окупаемости капитальных вложений представляет собой
период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции.
Определяется период, в течение которого проект будет работать на «себя», т. е.
как бы весь получаемый объем чистого дохода засчитывается как возврат
инвестированного капитала.
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.
(5.3)
где tс и tп - соответственно срок завершения инвестиций (окончания
строительства) и момент начала производства;
Кt − величина инвестиций в год t;
И't − суммарные эксплуатационные издержки без
амортизационных отчислений;
- амортизационные отчисления на реновацию.
В формуле (5.3) находится величина 
, обеспечивающая равенство левой и правой частей формулы.
При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно
определить по формуле
(5.4)
Недостаток этого метода − не учитывается деятельность
проекта за пределами срока окупаемости.
Интегральные (динамические) критерии экономической
эффективности инвестиций оперируют с показателями работы проектируемых объектов
по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В интегральных критериях
также могут быть учтены прогнозируемые темпы инфляции. В интегральных критериях
расходы и доходы, разнесенные по времени, приводятся к одному (базовому)
моменту времени. Базовым моментом времени обычно является дата начала
реализации проекта или дата начала производственной деятельности.
Чистый дисконтированный доход ЧДД. Расчет этого показателя
производится дисконтированием чистого потока платежей (чистого дохода).
Разность между притоками и оттоками денежных средств − чистый доход на
данном отрезке жизни ЧДt:
(5.5)
где Клик t -
ликвидационная стоимость объекта.
Дисконтирование разновременных затрат и результатов осуществляется
с помощью коэффициента приведения
, (5.6)
где Е − норматив дисконтирования;
Тпр − год приведения.
Если накопленная в течение всего срока жизни объекта сумма чистых
доходов отрицательна, это свидетельствует об убыточности проекта, т.е. о его
неспособности возместить инвестированные средства, не говоря уже о выплате хотя
бы минимальных дивидендов потенциальным инвесторам.
Чистый дисконтированный доход ЧДД или сумма дисконтированных
чистых потоков платежей при приведении к началу расчетного периода (Тпр=0):
(5.7)
где Тр - расчетный период, лет.
При выделении денежных потоков в период эксплуатации и в
период строительства формула (5.7) примет вид
(5.8)
Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта
является условие 
.
При неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через
сумму коэффициентов дисконтирования 
по формуле
, (5.9)
При сравнении нескольких вариантов выбирается вариант с наибольшей
величиной ЧДД. Если варианты отличаются размером инвестиций, использование
этого показателя нецелесообразно.
Индекс доходность инвестиций - отношение дисконтированных
положительных денежных потоков за расчетный период к дисконтированной величине
инвестиций:
(5.10)
Поскольку это относительный показатель, он может использоваться
при сравнении вариантов с разной величиной инвестиций, при ранжировании
проектов.
Внутренняя норма доходности объекта ВНД характеризует норму дисконтирования
Е, при которой ЧДД равен нулю.
Внутренняя норма доходности объекта (ВНД) в этом случае
определяется из выражения:
(5.11)
где Евн - внутренняя норма доходности, являющаяся в данном случае
искомой величиной и обеспечивающая справедливость равенства (6.11),
определяется методом последовательных приближений при различных ставках
дисконта.
ВНД может быть определена по формуле
, (5.12)
где ЧДД1 - положительное значение чистого дисконтированного
дохода при меньшей ставке доходности Е1;
ЧДД2 - отрицательное значение чистого дисконтированного
дохода при большей ставке доходности Е2
При равенстве денежных потоков по годам расчетного периода
ВНД может определяться по специальным таблицам [5,1-5.3].
Критерием эффективности инвестиций в сооружение
проектируемого объекта служит условие превышения внутренней нормы доходности
над величиной норматива дисконтирования Е Евн > Е.
При сопоставлении нескольких вариантов сооружения
проектируемого объекта критерием оптимальности варианта является выражение: Евн
=> max.
Дисконтированный срок окупаемости затрат. Этот срок
характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные
капитальные вложения за счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации
объекта. Определяется при условии, что ЧДД равен нулю:
(6.13)
где Ток.д − последний год периода, после которого величина
Эд, определяемая с фиксированной нормой дисконта Е, приобретает положительное
значение − искомая величина.
При приведении доходов и расходов к моменту начала вложения
инвестиций (5.13) срок окупаемости будет включать в себя и срок строительства.
Критерием экономической эффективности инвестиций в сооружение
объекта служит выражение: Ток < Тприемл, где Тприемл − приемлемый срок
окупаемости.
Недостаток срока окупаемости − не учитывается деятельность
проекта за пределами срока окупаемости, поэтому этот критерий должен
использоваться лишь в виде ограничения при принятии решения об инвестировании.
Суммарные дисконтированные затраты удобно использовать при
сопоставлении альтернативных вариантов инвестиционного проекта, обеспечивающих
равные результаты по годам, а также вариантов проектов, вообще не
сопровождающихся денежными поступлениями
(5.14)
Выбранный вариант обязательно проверяется по другим критериям.
Удельные затраты на производство продукции могут использоваться,
когда невозможно или сложно привести варианты к одинаковому производственному
эффекту. Этот показатель отражает минимальную расчетную цену единицы продукции:
(5.15)
где Vt - отпуск продукции по годам расчетного
периода.
Эквивалентные среднегодовые затраты могут использоваться при
сравнении проектов с разными жизненными сроками, чтобы не выравнивать варианты
по этому показателю. В простейшем случае, когда инвестиции вкладываются в один
год, затраты и результаты не меняются в течение жизненного срока,
ликвидационная стоимость равна нулю, этот показатель представляет собой годовые
приведенные затраты с дисконтированной нормой амортизации
Амортизационные отчисления определяются с использованием
дисконтированной нормы амортизации
(5.17)
где 
− дисконтированная норма
амортизации, рассчитанная по формуле
(5.18)
5.2 Особенности экономического обоснования
развития электрических сетей
Рассматриваемые в проекте варианты должны
соответствовать следующим условиям сопоставимости:
. Варианты электрической сети, подлежащие
сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и
руководящих указаний по проектированию.
. Все рассматриваемые варианты должны
обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск
электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого
периода.
. Развитие сети во всех сравниваемых
вариантах рассматривается за один и тот же период времени: для
системообразующих сетей это 10−15 лет; для распределительных сетей 5−10
лет. При решении локальных задач электроснабжения расчетный период определяется
сроками ввода и освоения мощности тех объектов, с которыми связано сооружение
рассматриваемой сети.
. Сопоставляемые варианты должны
соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения.
. Все экономические показатели
сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам
равной достоверности.
. Тарифы, перспективные нагрузки потребителей,
экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и
оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.
По своему назначению электросетевые объекты могут быть
подразделены на сооружаемые для:
) выдачи мощности электростанций;
) увеличения пропускной способности участков сети в связи с
ростом перетоков;
) усиления электроснабжения узлов нагрузки и внешнего
электроснабжения потребителей;
) сокращения потерь электроэнергии в сети;
) повышения надежности электроснабжения.
Практически каждый объект выполняет несколько из
перечисленных функций. Основной фактор обоснования экономической эффективности
для всех групп объектов 1-5 − это возможность увеличения реализации
электроэнергии потребителям и, как следствие, образование дополнительной
прибыли в энергокомпании.
Как правило, сооружаемые объекты относятся к группам 1-3, для
которых характерно, что ввод их приводит к увеличению пропускной способности
сети. В результате обеспечивается передача дополнительной электроэнергии
потребителям и образование прибыли в энергокомпании.
Определение эффективности капитальных вложений в объекты
групп 4 и 5 сводятся к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от
недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как
следствие, увеличению прибыли в энергосистеме. Стоимостная оценка результата
сооружения электрической сети определяется по формуле
(5.18)
где Тэ − средневзвешенный тариф на транспортировку
электроэнергии в данной энергосистеме;
W − дополнительное поступление электроэнергии в сеть,
обусловленное сооружением электросетевого объекта;
D W - изменение потерь в сети;
DП − увеличение прибыли за счет повышения
надежности и других факторов, влияющих на экономический эффект.
Численные значения величин W и DW формулы (5.18)
определяются в зависимости от назначения электросетевого объекта:
Ø если сооружаемый объект
предназначен для выдачи мощности электростанции или внешнего электроснабжения
узла нагрузки по радиальной схеме, то значение W соответствует энергии,
поступившей в данный объект, а D W − потери электроэнергии в этом объекте (ВЛ, ПС);
Ø если объекты сооружаются
в замкнутой цепи, и их ввод приводит к перераспределению потоков мощности в
действующих элементах сети, то W соответствует дополнительной электроэнергии, которая будет
поступать в сеть рассматриваемого района в связи с вводом проектируемых
объектов, а DW − изменение потерь в этой сети (с соответствующим
знаком):
,
где 
- потери в сети после ввода объекта;
- потери в сети
до ввода объекта (без учета дополнительной передачи электроэнергии Э).
Увеличение прибыли DП может быть вызвано повышением надежности электроснабжения, которое
оценивается либо снижением ущерба от недоотпуска электроэнергии, либо
изменением договорного тарифа, зависящего от заданной надежности.
Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии ОАО
“Южэнергосетьпроект” оценивает исходя из удельного ущерба 90−120
руб./кВт·ч.
На увеличение прибыли также влияет топливный и мощностной эффекты,
возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций, объединяемых
на параллельную работу сетью: снижение расхода топлива на производство единицы
электроэнергии и максимума нагрузки энергосистемы.
5.3 Расчет капитальных вложений
Реконструируемая ПС 35/6 кВ «Т» с заменой силового
трансформатора на более мощный предназначена для повышения надежности
электроснабжения потребителей развивающегося района при прогнозируемом росте
его нагрузки.
В соответствии со сметными расчётами, выполненными в ценах
1991 года, произведён пересчёт с учётом коэффициентов дефлятора:
Для перехода от цен 2000 г. к ценам 2011
г. рекомендуется использовать в дипломных проектах коэффициент-дефлятор J = 4,717.
Расчет капиталовложений для реконструкции подстанции «Т»:=
4,717
K2011= J * K2000 ;= 4,717*7,21;= 34,032, млн. руб.
Таблица 5.1 Капитальные вложения в
реконструкцию подстанции
|
Наименование оборудования
|
Кол-во
|
Характеристика оборудования
|
Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.
|
Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.
|
Сметная стоимость в текущих ценах, млн. руб.
|
|
Трансформатор
|
2
|
ТДТН-4000/35
|
1825
|
3650
|
17,217
|
|
Выключатель
|
3
|
600
|
1800
|
8,490
|
|
Выключатель
|
9
|
ВВ/TEL-6
|
85
|
765
|
3,608
|
|
Постоянная часть затрат (20 % от табл данных)
|
|
|
|
1000
|
4,717
|
|
Капитальные вложения в ПС
|
|
|
|
|
34,032
|
5.4 Определение
эксплуатационных затрат
На предпроектной стадии расчет затрат
электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может
определяться по укрупненным показателям.
Годовые эксплуатационные расходы И включают амортизационные
отчисления Иа и затраты на обслуживание и ремонт Иобс
. (6.4.1)
Основной составляющей затрат являются амортизационные отчисления,
причем с ростом напряжения линии электропередач увеличивается доля
амортизационных отчислений:
Затраты на амортизацию и эксплуатационное обслуживание могут быть
определены по упрощенным формулам:
, (6.4.2)
, (6.4.3)
где 
− норма амортизационных отчислений
на реновацию ПС и ВЛ;
КПС , КВЛ - величина капитальных вложений соответственно в ПС и
ВЛ;
− норма отчислений на обслуживание и ремонт соответственно
ПС и ВЛ.
5.5 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций
Капитальные вложения в подстанцию определены по УСП в ценах
2011 г. и составляют 34,032 млн руб.
Стоимостная оценка результатов строительства подстанции
выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной
электроэнергии:
Ор = Т(W - DW)+DП, (5.5.1)
где Т - тариф на передачу электроэнергию 0,85 руб./ кВт·ч.; W-дополнительный отпуск
электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, млн кВт·ч; DW - изменение потерь, млн
кВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % ); DП - увеличение прибыли за
счет повышения надежности трансформаторов (в расчете не учитывается).
Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением
нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума
Тmax:
W = Р× Тmax. (5.5.2)
При расчете выручки от реализации электроэнергии учтены
прогнозируемые темпы инфляции (см. табл. 5.1).
Балансовая прибыль от реализации дополнительной
электроэнергии определена по формуле
П = Ор - И. (5.5.3)
Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль
aн
= 20 %:
Пч = П (1- aн). (5.5.4)
В расчете рассматривается нарастание нагрузки и инфляция по
годам расчетного периода.
Расчет прибыли представлен в табл. 5.2.
Ниже представлены краткие пояснения для первых двух лет
расчетного периода.
Краткие пояснения к расчету для первых 2 лет
Присоединяемая нагрузка, исходя из мощности устанавливаемых
трансформаторов от 2 до 6 МВт.
Для второго года расчетного периода (1-го года эксплуатации):
· количество электроэнергии, принятой в сеть
· потери электроэнергии
· доход от реализации дополнительно
отпущенной электроэнергии (тариф принимается с учетом индекса расчетной
инфляции, для второго года 1,08 - из табл. 5.1)
= 0,85×1,08×(12-0,9) = 10,46 млн руб.;
· ежегодные постоянные издержки
· балансовая прибыль от реализации
электроэнергии
П2 = Ор2 - Ип2 = 10,46 - 3,668 = 6,791 млн руб.
· чистая прибыль от реализации
электроэнергии
Пч2 = П2 (1- aн) = 6,791 × (1-0,2) = 5,433 млн руб.
НДП2 = Пч2 + Иа2 = 5,433 + 1,5 = 6,933 млн руб.
Номинальный денежный поток нарастающим итогом:
· для одного года
· для двух лет
НДПсумм = НДП1 + НДП2 = -34,032 + 6,933 = -27,099 млн руб.
Простой срок окупаемости определяется моментом перехода из
(-) в (+) по строке «Номинальный денежный поток нарастающим итогом», для более
точного определения используется интерполяция:
· от начала расчетного периода Ток. пр =
3,87 г.;
· от начала эксплуатации Ток. пр = 2,87 г.
Дисконтирование осуществлено при ставке доходности Е=10 %.
для первого года:
коэффициент приведения
дисконтированный денежный поток
ДДП1= НДП1×k1 =
-34,032 ×0.909 =-30,935 млн руб.;
для второго года:
коэффициент приведения
;
дисконтированный денежный поток
ДДП2 = 6,933 ×
0,826 = 5,72 млн руб.
Дисконтированный денежный поток с нарастающим итогом определяется
аналогично номинальному денежному потоку с нарастающим итогом.
Динамический срок окупаемости определяется моментом перехода из
(-) в (+):
· от начала расчетного периода Ток. д =
4,29г.;
· от начала эксплуатации Ток. д = 3,29 г.
Чистый доход за расчетный период 17 лет составляет 486,32 млн
руб., а чистый дисконтированный доход 166,84 млн руб.
Индекс доходности:
.
Внутренняя норма доходности:
· зададимся большей ставкой доходности Е=49
%, при которой ЧДД<0 (расчет в Microsoft Excel табл. 5.1-5.3)
· уточним при Е1=48 % и Е2=49 %
Расчет произведен в Microsoft Excel. В расчете использованы как
простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). Результаты
расчета при Е=10 % представлены в табл. 5.3 и на рис. 5.1. Результаты расчета
для двух вариантов ставки доходности приведены ниже:
Таблица 5.1
|
Наименование показателей
|
Величина показателя
|
|
при Е=10 %
|
при Е=15 %
|
|
Простой (статический) срок окупаемости
инвестиций) от начала эксплуатации, лет
|
1,77
|
|
То же, от начала расчетного периода
|
2,77
|
|
Дисконтированный срок окупаемости от начала
эксплуатации, лет
|
2,002
|
3,112
|
|
Чистый доход, млн руб.
|
683,78
|
|
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
|
245,88
|
158,67
|
|
Индекс доходности, руб./руб.
|
12,06
|
8,46
|
|
Внутренняя норма доходности, %
|
77,54 %
|
Таблица 5.1 Исходные данные для расчета экономической
эффективности строительства ПС 35/6 кВ
|
Годы
|
|
Мощность трансформаторов
|
Сумма
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|
Присоединяемая нагрузка
|
МВ·А
|
|
2*4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число часов использования максимума
|
МВт
|
|
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
6
|
6
|
6
|
6
|
6
|
6
|
6
|
6
|
|
Коэффициент потерь
|
ч
|
|
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
6000
|
|
Норма амортизационных отчислений
|
%
|
|
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
5
|
|
ПС
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВЛ
|
%
|
|
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
4,4
|
|
КЛ
|
%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Постоянные эксплуатационные издержки
|
%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПС
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВЛ
|
%
|
|
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
5,9
|
|
КЛ
|
%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cоставляющая тарифа, относимая на ПС
|
%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ставка налога на прибыль
|
руб/кВт·ч
|
|
0,85
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Год приведения затрат
|
%
|
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
|
Норма дисконта
|
|
|
0
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчётный уровень инфляции на тариф
|
отн.ед.
|
|
0,1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индекс расчётной инфляции
|
%
|
|
|
8
|
8
|
7
|
7
|
6
|
6
|
5
|
4
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
|
То же, базисный
|
|
|
|
1,080
|
1,080
|
1,070
|
1,070
|
1,060
|
1,060
|
1,050
|
1,040
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
1,030
|
|
Тариф с учётом инфляции
|
|
|
|
1,080
|
1,166
|
1,248
|
1,335
|
1,416
|
1,500
|
1,575
|
1,639
|
1,688
|
1,738
|
1,790
|
1,844
|
1,956
|
Таблица 5.2 Расчет прибыли от реализации проекта
строительства ПС 35/6 кВ
|
Годы
|
Сумма
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
Количество электроэнергии, принятой в сеть
|
млн кВт·ч
|
|
|
12
|
18
|
24
|
30
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
36
|
|
Потери электроэнергии
|
млн кВт·ч
|
|
|
0,6
|
0,9
|
1,2
|
1,5
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
|
Полезная отпущенная электроэнергия
|
млн кВт·ч
|
|
|
11,4
|
17,1
|
22,8
|
28,5
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
34,2
|
|
Выручка от реализации электроэнергии
|
млн руб.
|
|
|
10,47
|
16,95
|
24,19
|
32,35
|
41,15
|
43,62
|
45,80
|
47,63
|
49,06
|
50,53
|
52,05
|
53,61
|
55,22
|
56,87
|
58,58
|
60,34
|
|
Необходимые капиталовложения
|
млн. руб.
|
|
34,03
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в том числе: оборудованте ПС
|
млн. руб.
|
|
34,03
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленные капиталовложения
|
млн. руб.
|
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
|
в том числе: оборудование ПС
|
млн. руб.
|
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
|
ВЛ
|
млн. руб.
|
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
|
КЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные фонды
|
млн. руб.
|
|
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
|
в том числе: оборудование ПС
|
млн. руб.
|
|
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
34,03
|
|
ВЛ
|
млн. руб.
|
|
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
|
КЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ежегодные постоянные издержки
|
млн. руб.
|
|
|
3,666
|
4,003
|
4,179
|
4,340
|
4,510
|
4,661
|
4,787
|
4,886
|
4,988
|
5,092
|
5,200
|
5,311
|
5,426
|
5,544
|
5,665
|
5,665
|
|
в том числе: на обслуживание
|
млн. руб.
|
|
|
2,169
|
2,506
|
2,681
|
2,842
|
3,013
|
3,163
|
3,290
|
3,389
|
3,490
|
3,595
|
3,703
|
3,814
|
3,928
|
4,046
|
4,168
|
4,168
|
|
ПС 5,9 %
|
млн. руб.
|
|
|
2,169
|
2,506
|
2,681
|
2,842
|
3,013
|
3,163
|
3,290
|
3,389
|
3,490
|
3,595
|
3,703
|
3,814
|
3,928
|
4,046
|
4,168
|
4,168
|
|
ВЛ 0,8 %
|
млн. руб.
|
|
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
|
КЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
амортизационные отчисления
|
млн. руб.
|
|
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
|
ПС 4,4 %
|
млн. руб.
|
|
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
1,497
|
|
ВЛ 2,0 %
|
млн. руб.
|
|
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
0,000
|
|
КЛ
|
млн. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прибыль, подлежащая налогообложению
|
|
|
|
6,80
|
12,95
|
20,01
|
28,01
|
36,64
|
38,96
|
41,01
|
42,75
|
44,07
|
45,44
|
46,85
|
48,30
|
49,79
|
51,33
|
52,92
|
54,67
|
Проведенные расчеты показали, что инвестиции в строительство
новой подстанции 35/6 кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за
приемлемый срок 3,87 года (простой срок окупаемости от начала эксплуатации).
Динамический срок окупаемости по данным табл. 5.3 также ниже
нормативного и принятого в энергетике. При этом не учитывалось повышение
надежности.
Рис. 5.1. Финансовый профиль проекта строительства ПС 35/6 кВ
Заключение
Проанализировав проведенные расчеты можно сделать вывод:
выполненная замена трансформаторов и установка выключателя обеспечивают
бесперебойную работу, а также возможность перспективного развития потребителей,
повышает надежность электроснабжения и качество электроэнергии, увеличивает
эффективность защиты оборудования. На подстанции были установлены два
трансформатора типа ТМ-4000/35 мощностью 4 МВА и напряжением 35/6 кВ и
элегазовые выключатели на шинах и35 кВ типа, а на шинах 6 кВ вакуумные типа ВВ/TEL-10.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности», были произведены
расчеты молниезащиты.
Результаты, полученные при расчетах в
организационно-экономической части подтверждают экономическую эффективность проведения
реконструкции ПС «Т»-35/6 кВ. Затраты на реконструкцию подстанции имеют
достаточно высокие показатели эффективности. Срок окупаемости инвестиций
составляет от 3,87-4,29 лет.
Литература
1. Неклепаев
Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для ВУЗов
изд 4-е перераб и доп. М... Энергоатомиздат,1986. Справочник по проектированию
электрических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. - М.: Энергия,
1997.
2. Рожкова
Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Учеб. -М.:
Энергоатомиздат, 1980.- 600с
. Электротехнический
справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение
электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и
др.) 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.: ил.
. Справочник
по проектированию электрических сетей; Под ред. Д.Л. Файбисовича. - 2-е изд.
Перераб. И доп. - М.: «Издательство НЦ ЭНАС, 2006 - с 345, с 224.
5. Правила
устройства электроустановок. 7-е изд., 2002год 146с.
6. Диагностика,
реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных
районах/ И.И. Левченко, А.С. Засыпкин, А.А. Аллилуев, Е.И. Сацук: Учеб.
пособие/Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006.-494 с.
. Пономарева
Н.А., Отверченко Л.Ф. Учебно-методическое пособие к
организационно-экономической части дипломных проектов для специальностей
«Электроэнергетические системы и сети» и «Электроснабжение промышленных
предприятий и городов»
8. Долин
П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб.Пособие для вузов. -
2-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 1984.-448 с, ил.
9. Охрана
труда в электроустановках: Учеб. Под ред. Князевского Б.А.. -3-е изд. перераб.
и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983 г. 336 с.
. Тарамалы
Л.З., Шихкеримов И.А., Галкин А.И. Электрическая часть станций и подстанций.
Методические указания к контрольным работам и курсовому проектированию. - 2-е
изд. перераб. и доп./ Новочеркасск: ЮРГТУ, 2002. 52с.
. Мандрыкин
С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических
станций и сетей. - М.: Энергия, 1975
. А.В.
Фролов, И.Н. Бакаева. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда. Учебное
издание. Ростов-на-Дону: Феникс, 2005г, 736с.
. Методические
указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические системы и
сети»/Составители: Бураков И.Ф., Кудинов И.Д., Петрачёв С. Н./Новочеркасский
политехнический институт, 1988. - 48 с.