Проект реконструкции подстанции

Показатель чистого дисконтированного дохода определяется по формуле:Где чистый доход в t-ом году, тыс. руб;В последующие года показатель чистого дисконтированного дохода рассчитывается аналогично.Эффективными считаются мероприятия, внедрение которых обеспечивает неотрицательный ЧДД за весь рассматриваемый период.Далее рассчитываем индекс доходности:Также определяем индекс доходности с учетом дисконтирования:Срок окупаемости равен:Срок окупаемости с учетом дисконтирования равен:Расчет показателей коммерческой эффективности в динамике за весь анализируемый период представлен в таблице 7.7.Полученные показатели свидетельствуют, что внедрение предполагаемого научно-технического решения является экономически целесообразным.7.5 ВыводыВ результате проведенных расчетов были получены следующие показатели коммерческой эффективности: - чистый дисконтированный доход при принятой ставке дисконта 20 % за период расчета 5 лет в ценах по состоянию на 01.01.2014 г. является положи- тельным и составляет 3997002,0 тыс. руб.; - срок окупаемости 2,14 года; - срок окупаемости с учетом дисконтирования 2,27 года; - индекс доходности 3,52; - индекс доходности с учетом дисконтирования 2,36. Результаты расчета доказывают эффективность внедрения нового оборудования, так как величина интегрального эффекта (чистого накопленного дисконтированного дохода) является положительной. Величина внутренней нормы доходности (ВНД) составляет 20,2 %, что больше ставки дисконтирования, а индекс доходности инвестиций (в том числе индекс доходности дисконтированных инвестиций) превышает 1, что также свидетельствует об эффективности разработки и внедрения данной системы. Следовательно, научно-технические мероприятия, направленные на реконструкцию системы электроснабжения являются экономически эффективными, и проект может быть принят к исполнению.Таблица 7.7Наименование20192020202120222023ИтогоКапиталовложение, тыс.руб.1585397,5----1585397,5Остаточная стоимость ОС на н.г, тыс.руб.-1406787,51324008,71241230,01158451,2-Остаточная стоимость ОС на к.г, тыс.руб.-1324008,71241230,01158451,21075672,5-Прибыль от внедрения, тыс.руб.-1668333,41668333,41668333,41668333,46673333,8Влияние на величину налога на имущество, тыс.руб.-30038,828217,626396,524575,4109228,2Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.-1638294,71640115,81641936,91643758,16564105,5Ставка налога на прибыль, %-20,020,020,020,0-Налог на прибыль, тыс.руб.-327658,9328023,2328387,4328751,61312821,1Чистая прибыль, тыс.руб.-1310635,71312092,71313549,61315006,55251284,4Влияние на величину амортизационных отчислений, тыс.руб.-82778,882778,882778,882778,8331115,0Чистый доход,тыс.руб.-1585397,51393414,51394871,41396328,31397785,23997002,0Накопленный чистый доход, тыс. руб.-1585397,5-191983,01202888,42599216,73997002,0-Норма дисконта, %20,020,020,020,020,020,0Коэффициент дисконтирования1,000,830,690,580,48-Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.-1585397,51161178,8968660,7808060,4674086,22026588,6Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс.руб.-1585397,5-424218,7544442,01352502,32026588,6-Индекс доходности инвестиций, ед3,52Индекс доходности дисконтированных инвестиций, ед2,27Срок окупаемости, лет1,01,00,14--2,14Срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет1,01,00,36--2,36Внутренняя форма доходности, %20,28.Расчёт защитного заземления ПСРасчет заземляющих устройств сводится главным образом к расчету собственно заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии [15]. Сопротивление заземляющего устройства состоит из переходного сопротивления растеканию тока в почву с заземлителей и сопротивления заземляющих проводников между контуром из заземлителей и заземляемой частью установки. По ПУЭ устанавливается допустимое сопротивление заземляющего устройства , если заземляющее устройство является общим для нескольких электроустановок, то расчетным сопротивлением заземляющего устройства является наименьшее из требуемых. В установках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю должно быть не более 0,5 Ом в любое время года, поэтому принимаем в нашем случае . Сопротивление естественного заземлителя, в качестве которого используются металлические конструкции подземной части зданий, принято равным , Ом. Рассчитаем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно (8.1)Определяется расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой. Повышающий коэффициент для второй климатической зоны, в которой находится подстанция, принимается равным 4 для горизонтальных электродов при глубине заложения 0,7 м и 1,60 для вертикальных стержневых электродов длиной l=2–3 м при глубине заложения их вершины 0,5–0,8 м.В качестве вертикальных электродов примем металлический штырь диаметром . Сопротивление растеканию одного вертикального электрода длиной при погружении ниже уровня земли на 0,7 м равно:где – расстояние от центра заземлителя до поверхности земли.Определим примерное число вертикальных заземлителей , учитывая что расстояние между вертикальными электродами - 3 м, при этом коэффициент использования принимаем равным 0,4:Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов – полос 254 мм, приваренных к верхним концам штырей. Коэффициент использования принимается равным 0,21.где – длина горизонтального заземлителя; – ширина горизонтального заземлителя; – расстояние от центра заземлителя до поверхности земли.Уточним необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродовУточним число вертикальных электродов, учитывая коэффициент использования принимаемый равным 0,4:Окончательно принимаем 23 вертикальных стержня, при этом сопротивление растеканию несколько меньше расчетного.Дополнительно к контуру на территории устраивается сетка из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8 – 1 м от оборудования, с поперечными связями через каждые 6 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и въездов, а также по краям контура прокладываются углубленные полосы, которые уменьшают общее сопротивление заземления.9. Расчет защиты от прямых ударов молнииНа подстанциях 6-500 кВ трансформаторы, ОРУ, ЗРУ, маслохозяйство и другие взрывоопасные и пожароопасные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии. В зданиях и сооружениях, имеющих металлическую кровлю, достаточно заземлить металлические части. ОРУ защищают стержневыми молниеотводами [8]. Защита изоляции от прямых ударов молнии осуществляется установкой молниеотводов на прожекторных мачтах высотой по 10 м. Территория подстанции относится зоне защиты Б, надежность защиты - 0,9.Определим зону защиты для молниеотводов №1 и №2.Область защиты двойного стержневого молниеотвода определяется по следующим формулам:Высота начала зоны защиты молниеотвода:где высота молниеотвода, Границы зоны защиты на уровне земли:Границы зоны защиты на высоте максимальной высоты основного оборудования подстанции:Определим предельное расстояние по эмпирической формуле:Располагаем стержни по разным сторонам ПС, расстояние между ними равно:Определим предельное расстояние Lc по эмпирической формуле:При расстоянии между молниеотводами L ≤ Lc, границы зоны не имеют «провеса» т.е. минимальная высота зоны защиты между электродами:Предусматривается растекание тока молнии по магистралям заземления в нескольких направлениях, а также установка 2 вертикальных электродов длиной 15 м для каждого молниеотвода.Рисунок 13.1 Молниезащита ПСЗаключениеРассматриваемый объект находится в Ленинградской области, г. Луга. ПС 330 кВ Лужская, построенная в рамках выполнения инвестиционной программы филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, введена в работу в 2014 г. Заходы на ПС 330 кВ Лужская (ВЛ 330 кВ Гатчинская – Лужская) введены в работу в 2012 г.Рассматриваемая подстанция является объектом регионального значения. Целесообразность строительства данного объекта обусловлена отсутствием центров питания аналогичного класса напряжения в рассматриваемом регионе. Строительство ПС 330 кВ Лужская в рассматриваемом энергоузле повысило надежность электроснабжения, усилило существующую сеть 110 кВ, а также в соответствии с постоянно растущими электрическими нагрузками открыло возможность осуществления технологического присоединения новых потребителей в большем объеме.В рассматриваемой работе на данный момент в рамках исполнения договорных обязательств на ПС 330 кВ Лужская ориентирована нагрузка вновь строящегося металлургического завода в районе г. Луга. Согласно технических условий на присоединение металлургического завода в качестве обременения предусмотрена реконструкция ПС 330 кВ Лужская с увеличением автотрансформаторной мощности.Задача данной работы кроме увеличения трансформаторной мощности на ПС 330 кВ Лужская оценить необходимость реконструкции отдельных элементов подстанции, а также предложить проект реконструкции.Согласно контрольным замерам зимнего режимного дня 2018 года, существующая нагрузка ПС 330 кВ Лужская составляет 173,7 МВА. Рассматриваемый объект питает сети ПАО «Ленэнерго» в объеме 149,7 МВА, а также 24 МВА приходится на распределительную сеть стороны НН.В качестве схемы первичных соединений стороны 110 кВ в качестве существующей выбрана схема «две рабочие системы шин». Дипломным проектом выявлена необходимость сохранения схемы первичных соединений ПС 330 кВ Лужская на стороне СН, но с увеличением на 2 ячейки.Расчеты выявили необходимость замены существующих автотрансформаторов АТДЦТН – 125000/330/110/10 на АТДЦТН – 200000/330/110/10.Был проведен расчет токов короткого замыкания. Для этого была составлена схема прямой последовательности. Полученные значения величин токов короткого замыкания (периодической составляющей, апериодической составляющей, значения ударного тока, среднеквадратичного значения нагрева при КЗ) необходимы для выбора коммутационного оборудования.Были выбранны выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока на стороне 110 кВ.Посредством расчетов было определено отсутствие необходимости ошиновки 110 кВ ПС 330 кВ Лужская. Были проведены технико-экономические расчеты показателей коммерческой эффективности. Основной экономический эффект в результате разработки проекта реконструкции предполагается получить благодаря технологическому присоединению металлургического завода.В результате проведенных расчетов были получены следующие показатели коммерческой эффективности: - чистый дисконтированный доход при принятой ставке дисконта 20 % за период расчета 5 лет в ценах по состоянию на 01.01.2014 г. является положи- тельным и составляет 3997002,0 тыс. руб.; - срок окупаемости 2,14 года; - срок окупаемости с учетом дисконтирования 2,27 года; - индекс доходности 3,52; - индекс доходности с учетом дисконтирования 2,36. Результаты расчета доказывают эффективность внедрения нового оборудования, так как величина интегрального эффекта (чистого накопленного дисконтированного дохода) является положительной. Величина внутренней нормы доходности (ВНД) составляет 20,2 %, что больше ставки дисконтирования, а индекс доходности инвестиций (в том числе индекс доходности дисконтированных инвестиций) превышает 1, что также свидетельствует об эффективности разработки и внедрения данной системы. Следовательно, научно-технические мероприятия, направленные на реконструкцию системы электроснабжения являются экономически эффективными, и проект может быть принят к исполнению.Список использованных источников1. Шпиганович А. Н., Гамазин С. И., Калинин В. Ф. Электроснабжение: Учебное пособие. Елец: ЕГУ им. И. А. Бунина, Липецк: ЛГТУ, 2005. 90 с.2. Федоров А. А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. М.: Энергоатомиздат. Т.1. Электроснабжение, 1986. 567с.3. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных зданий: Учеб. для студ. сред. проф. образования. М.:Издательский центр «Академия», 2006. 368 с.4. Сибикин Ю.Д. Электроснабжения промышленных и гражданских предприятий М.: Энергоатомиздат. 1983. 363 с.5. Князевский В.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий М.: Высшая школа 1986. 6. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей. М.: НЦ ЭНАС, 2006. 320 с.7. Мельников М.А. Внутризаводское электроснабжение: Учебное пособие. Томск: Изд-во ТПУ, 2004. 159с.8. СО 153-34.21.122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. 31с.9. ЭТК "Русский Трансформатор" - Силовые трансформаторы ТМ, ТМГ, ТМН, ТМЗ, ТМЖ, ТС, ТСЗ [Электронный ресурс]: Трансформатор TM-1600/10 URL: http://www.rus-trans.com/?ukey=product&productID=1150 10. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы, Москва, 1970г.11. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.12. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии, 2008г. 13. Боровиков В.А. - Электрические сети энергетических систем – 1977 г.14. Рожкова Л. Д., Козулин В. С., “Электрическое оборудование станций и подстанций”, М.: Энергия 2005г.15. Крючков И.П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н., “Электрическая часть электростанций и подстанций”, М.: Энергоатомиздат 2007г.16. А.А. Глазунов, А.А. Глазунов “Электрические системы и сети”. М.: Госэнергоиздат 1960г.17. В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков “Электрические системы и сети”. М.: Академия 1998г.18. Л.А. Солдаткина - Электрические системы и сети. Четвертое издание. Москва: Энергия 1989г.19. Чернобровов Н.В. «Релейная защита». Издание 4,М –«Энергия», 1971 г. – 624с.20. Какуевицкий Л.И., Справочник релейной защиты и автоматики, «Энергия», 1968 г.