Министерство образования Российской Федерации

фЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Курганский Государственный Университет
Кафедра энергетики и технологии металлов

ОТЧЁТ

по преддипломной практике
Студент  группы:
Специальность 100400 «Электроснабжение»
Руководители практики:

От университета:                

_________________                                                

От предприятия:

_______________                     

 Консультант по БЖД:                                                                 

 Консультант по Экономике:
Курган 2009

СОДЕРЖАНИЕ

	Введение………………………………………………………………	3
1	Общая часть	4
1.1	Цели и задачи преддипломной практики…………………………...	4
1.1	Основные сведения о предприятии…………………………………	5
1.2	Краткая характеристика исследуемого района…………………….	7
2	Технологическая часть……………………………………………….	9
2.1	Принципиальная схема существующей сети с нанесенными линиями передач и подстанциями…………………………………..	9
2.2	Режимы работы систем электроснабжения и компенсация реактивной мощности ………………………………………………..	10
2.3	Основное электрооборудование подстанций……………………….	11
2.4	Релейная защита подстанции и  электроустановок………………...	15
2.5	Учёт, системы управления и автоматизации электроснабжения….	16
3	Охрана труда на предприятии……………………………………….	17
3.1	Организационные мероприятия……………………………………..	17
3.2	Технические мероприятия…………………………………………...	19
3.3	Безопасность и экологичность ……………………………………...	19
4	Индивидуальное задание по БЖД……………………………………	22
4.1	Защитное заземление………………………………………………...	22
4.2.	Молниезащита………………………………………………………….	28
4.3	Освещение …………………………………………………………….	32
5	Индивидуальное задание по Экономике……………………………..	34
	Заключение…………………………………………………………….	49
	Список использованной литературы…………………………………	50
	Приложение…………………………………………………………….	52

Введение
В настоящее время важнейшей задачей является – развитие промышленности путём всемерной интенсификации и повышения эффективности производства на базе ускорения научно-технического прогресса. В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадёжного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при её передаче, распределении и потреблении. Сравнительно молодой и технически развитый энергетический комплекс имеет свои трудности. Современные проблемы энергосистемы Курганской области, в первую очередь, заключаются в восстановлении или замене морально устаревшего и физически изношенного энергетического оборудования, что требует больших капитальных вложений и длительного периода времени. Нельзя не считаться и с кадровой проблемой. Желающих работать на подстанциях, воздушных линиях и других объектах электрических сетей все меньше. Инфляционные процессы, рост цен на нефтепродукты, запасные части, материалы не находят отражения в тарифах на электроэнергию. Неплатежи за потребленную электрическую энергию усугубляют сложившуюся ситуацию. Все это снижает эффективность работы энергосистемы в целом.
1. Общая часть

1.1 Цели и задачи преддипломной практики
 В отчёте по преддипломной практике отражено развитие усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надёжности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники. А также в ходе работы большое внимание уделялось вопросам повышения экономичности систем электроснабжения путем выбора рациональных режимов работы, снижения потерь электроэнергии, применения современного комплектного электрооборудования, вопросам охраны труда и экологичности.

Основной целью преддипломной практики является сбор всех необходимых данных по проходной подстанции (п/с) «______ская» для написания дипломного проекта на тему «Проект реконструкции п/с 110/10 кВ «______ская» Курганских электрических сетей, а также практическое закрепление приобретённых теоретических знаний в процессе обучения по специальности «Электроснабжение». В ходе преддипломной практики производились производственные экскурсии, теоретические занятия на производстве, проводился сбор необходимых данных, выполнялось индивидуальное задание (расчет защитного заземления оборудования, освещения и молниезащиты,  расчет экономической части проекта).
1.2 Основные сведения о предприятии
В число приоритетных направлений деятельности ОАО «Энергокурган» как распределительной сетевой компании входят: обеспечение надежного энергоснабжения Курганской области в соответствии с потребностями экономической и социальной сферы региона, эффективная эксплуатация и реновация электросетевой инфраструктуры, формирование единого электросетевого комплекса на территории Курганской области, разработка и реализация инвестиционных проектов в целях развития электроэнергетики Курганской области. Миссия ОАО «Энергокурган» - обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей Курганской области. Одно из приоритетных направлений работы ОАО «ЭнергоКурган» это объединение электросетевого хозяйства муниципальных образований. Ведь централизованное управление позволяет более эффективно содержать и управлять электрическими сетями, тем самым повышая надежность электроснабжения в районных центрах области. С приходом СП «Районные Электрические Сети» ОАО «ЭнергоКурган» в районные центры области были выявлены слабые места, намечены планы развития и ремонта. Состояние сетевого хозяйства было неудовлетворительным.

В своей деятельности предприятие столкнулось с рядом трудностей:

1. Неудовлетворительное техническое состояние электрических сетей.

2. Низкая квалификация персонала.

3. Высокие потери при передачи электрической энергии, связанные с хищениями электроэнергии.

4. Недопустимо длительное время аварийно-восстановительных работ.

Ремонты проводятся с использованием современных материалов и технологий. С 2006 года вводится в эксплуатацию самонесущий изолированный провод – СИП, позволяющий обеспечить высокую надежность и бесперебойность электроснабжения электроэнергии, исключающий опасность возникновения пожаров и риск поражения электротоком в случае падения провода на землю. Для обеспечения эффективного управления внедряется ряд информационных систем:

- система паспортизации оборудования электросетей;

- система учета вновь присоединяемых потребителей;

- оперативно - диспетчерский комплекс;


Сруктура по участкам СП «Районные электрические сети» входящим в ОАО «Энергокурган» показана на рис. 1
Рисунок 1

СП «Районные Электрические Сети» ОАО «ЭнергоКурган»  в цифрах:
  ОСП «Макушинский РЭС»         145 ТП   385 км  ВЛ

  ОСП «Центральный РЭС»           171 ТП   485 км  ВЛ

            Всего                                     316 ТП   880 км ВЛ

  Численность персонала  167 человек

Более подробные данные приведены в приложении 1.

______ский участок ОСП «Центральный РЭС» входит в состав СП «Районные электрические сети» и обслуживает линии и подстанции питающиеся от ПС «______ская» 110/10 кВ по ВЛ (3 и 5)
 

1.3  Краткая характеристика исследуемого района
Притобольный район расположен на юге Курганской области, граничит с Кетовским, Куртамышским, Звериноголовским, Половинским районами и республикой Казахстан. Район занимает площадь 2,3 тыс.кв.км. В районе проживает 17,5 тыс.человек в 37 населенных пунктах. Плотность населения Притобольного района – 7,7 человека на 1 кв.км. Численность экономически активного населения 6146 человек, что составляет 36,1%,, трудоспособного из общей численности населения – 56,2%. Район сельскохозяйственный, основное направление в сельскохозяйственном производстве – зерноводство. Почвы  в  районе  черноземные  и  черноземно – солонцеватые. Засушливость  климата  одна  из  особенностей  региона. В Притобольном районе потребители запитанные от пс «______ская» имеют 1 и 2 категорию по эл. снабжению 77% и 3 категорию 23% .
Сведения о климатических условиях в исследуемом районе
Подстанция «______ская» находится в резко континентальный зоне. Средняя расчётная температура воздуха составляет, согласно таблице 1[i]:[1]

               Таблица 1 Температура Курганской области



a)     в зимний период  от – 7,2 до –16,3 ºС;

b)    в летний период  от +3,1 до +19,6 ºС.

Среднегодовые скорости ветра по всей территории Курганской области достигают 3-4 м/сек.

Глубина промерзания грунтов 1,8 м. Территория относится к третьему снеговому району 1 кПа и II району по гололеду. Второй ветровой район -  0,3 кПа. Грунтовым основанием  является преимущественно выщелоченные чернозёмы, с участием солонцов. Зоны с загрязненной или агрессивной средой отсутствуют. Питание подстанции 1 осуществляется от Курганской ТЭЦ на напряжении 110 кВ. Расстояние до подстанции 69.5 км. 

Основными потребителями электрической энергии являются: прилегающие села. По надежности электроснабжения проектируемые электроприемники относятся к I, II и III категории.
2 Технологическая часть

2.1 Принципиальная схема существующей сети с нанесенными линиями передач и подстанциями
Таблица 2

№ линии	Л-1	Л-2	Л-3	Л-5	Л-6	Л-7
Длина линии км.	0,72	23,858	6,5	10,6	5,1	24,844
Марка провода	АС-35	АС-50	АС-50	АС-50	АС-50	АС-50
Ток нагрузки в период максимума (А.)	4,0	21,4	17,1	45,6	23,0	7,3
Ток нагрузки в период минимума (А.)	1,6	13,7	8,4	26,3	5,4	3,3

2.2 Режимы работы систем электроснабжения и компенсация реактивной мощности
Напряжение в любой точке сети может изменяться с течением времени. Различают медленно протекающие изменения напряжения, обусловливаемые изменениями режимов напряжения РП или на­грузки, называемые отклонениями напряжения; кратковременные изменения напряжения, возникающие при нарушении нормального режима, например при включения мощного электродвигателя, при коротком замыкании и т. д., называемые колебаниями напряжения.

Для ограничения колебаний напряжения при дипломном проектировании систем электроснабжения необходимо предусматреть:

а)     приближение электроприёмников с резкопеременной нагрузкой
к основным, наиболее мощным источникам питания;

б)     уменьшение индуктивного сопротивления  линий  внешнего
электроснабжения (отказ от шинопроводов, уменьшение индуктив­ности   реакторов);

в)     выделение питания   крупных  электроприёмников  с  резко-
переменной   толчковой   нагрузкой   на   отдельные  линии,   идущие
непосредственно от источников питания (ГПП, ТЭЦ и др.);

г)     ограничение   пусковых   токов и токов   самозапуска двига­телей;

д)     применение   автоматического   регулирования   возбуждения
мощных   синхронных   двигателей;

с) применение параллельной работы питающих линий и транс­форматоров  на   ГПП   (при  замкнутом  секционном  выключателе);

ж) выделение питания осветительных нагрузок на отдельные трансформаторы.

В качестве регулировочных устройств в системах электроснабжения могут быть использованы: управляемые батареи конденсаторов, трансформаторы с регулиро­ванием под нагрузкой (РПН), линейные регуляторы и синхронные компенсаторы. На п/с «______ская» регулировка напряжения питания осуществляется только РПН на трансформаторе. Режимы работы трансформаторов в летний и зимний период наглядно представлены на графике на рисунке 2.

Рисунок 2

Из суточного графика нагрузок видно, что при мощности каждого трансформатора 6300 кВ·А суточная нагрузка в период максимума не превышает 3 МВт. Трансформатор может пропустить всю необходимую реактивную мощность. В приложении 1 дана таблица замеров нагрузок и напряжения в течение суток в летнее и зимнее время, с расчетом реактивной и активной мощности и угла φ.
2.3  Основное оборудование подстанции
На п/с «______ская» установлено следующее оборудование:

§        Трансформатор ТМ-6300/110 - трехфазный, масляный, номинальной мощностью 6300 кВА, рассчитан на напряжение 110/10 кВ. с естественной циркуляцией масла и воздуха. Характеристики трансформатора: U_н = 110 ± 2*2,5%/10,5 кВ; I_н = 33,1/330 А; E_к =10,3%; соединен по схеме звезда/треугольник;

§        Трансформатор ТМН-6300/110 - трехфазный, масляный, номинальной мощностью 6300 кВА, рассчитан на напряжение 110/10 кВ. с естественной циркуляцией масла и воздуха, наличием системы регулирования напряжения. Характеристики трасформатора: U_н = 115 ± 9*1,78%/11 кВ; I_н = 31,6/330,7 А; E_к =11,1%; соединен по схеме звезда/треугольник;

§        Маломасляные выключатели на стороне 10 кВ. ВМП-10К  предназначен для КРУ с техническими характеристиками указанными в таблице 3

Таблица 3



§        Разъединители на стороне 110 кв - РНДЗ-2-110 (наружной установки двухколонковый с  наличием  2 –х заземлителей рассчитан на номинальное напряжение 110 кВ), (рисунок 3);

;                                               (4.6)      

где R_г.э – сопротивление растеканию горизонтальных электродов, определяемое по выражению:

R_г,э = ;                                                (4.7)

где l – длина электрода;

b - ширина полосы;

t – глубина заложения электрода.

7.     Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов

R_в.э = ;                                          (4.8)    

8.     Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного сопротивления вертикального заземлителя:

N = ;                                                (4.9)     

9.     Принимают окончательное число вертикальных электродов, намечают расположение заземлителей.

Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции.

1. Заземляющее устройство и грозозащита подстанции должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ п. 1.7.   Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года [13 п.1.7.51].

Удельное сопротивление грунта: r=100 Ом*м.

2.     При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности. Тогда

Rн= 0,5 Ом;

3.     Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимая:

К_п.г.=4,5 и К_п.в.=1,5 [22];

r_р.г = 100*4,5=450 Ом;

r_р.в = 100*1,5=150 Ом;

4.     Находим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода. В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 14 мм, длиной 10м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,8 м от поверхности земли.

Таким образом

Н=0,8 м;

t=H+l/2=0,8+10/2=5,8 м.;

l=10 м;

d=14*10^{-3 м.;}

R_ов.э =  Ом;

5.     Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в.=0,35.[22]

N = ;

6.     Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя

Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40x4 мм², прокладываемый на глубине 0,8 м от поверхности земли.

Н=0,8 м.;

t=0,802 м.;

L=586 м.;

b=0,04 м.;

R_г,э =  Ом;

7.     Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:
R_в.э =  Ом;

8.     Определяем окончательное число вертикальных электродов:

N = ;

9.     Таким образом, заземляющее устройство подстанции «______ская» состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 – 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни заглубляются в грунт с помощью вибромолота с расстоянием между стержнями 4 м.

Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений  средств грозозащиты. Однако при присоединении средств грозозащиты к защитным заземлениям подстанции необходимо учитывать их особенности.

  Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты, и их сопротивление является стационарным, тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии, который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля, под воздействием которых пробивается слой земли, прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения, которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако, наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае, когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие  заземлители называются сосредоточенными.

Следовательно, на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения)– по одному стержню.

К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции.


Рисунок 6  Схема защитного заземления подстанции
4.2  Молниезащита
При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.

Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока.

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

а) открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи, в том числе шинные мосты и гибкие связи;

б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);

в) здания маслохозяйства.

ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.

Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.

Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.
        Порядок расчета стержневых молниеотводов:

h_а ≥ Д/8·p;       

   h=h_а + h_х – полная высота молниеотвода,

где    h_а – активная высота молниеотвода;

         h_х1=11,35 м, h_х2=5,5 м – высота защищаемого объекта; р=1 при h ≤ 30 м,

         Д=90 м – большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.

h_а ≥ 90/8·1 = 11,25м. Принимаю 11,5 м.;

h = 11,35 + 11,5 = 22,85 м. Принимаю 23 м.;

        Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5% – зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.

      Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 150 м представляет собой конус с высотой

h_о = 0,85h;       

h_о = 0,85·23= 19,55 м;         

и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования

r_о = (1,1 – 0,002h)h;       

r_х = (1,1 – 0,002h)(h – h_х/0,85);

r_о = (1,1 – 0,002·23)·23 = 24,3 м;                          

r_х1 = (1,1 – 0,002·23)·(23 – 11,35/0,85)= 10,17 м.;  

r_х2 = (1,1 – 0,002·23)·(23 – 5,5/0,85)= 17,42 м.;       

           Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L₁<3h (23<L₁=67<3·23=69) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высоту

h_с = h_о – (0,17 + 3·10 ^-4h)(L₁ – h);                                                                                      r_сх = r_о (h_с –h_х)/h_с;   

r_с = r_о ;

h_с = 19,55 – (0,17 + 3·10 ^–4 ·23)(67 – 23) = 11,76 м;       

r_сх1 = 24,3 (11,76 – 11,35) / 11,76 = 0,85 м ;                                                                      

r_сх2 = 24,3 (11,76 – 5,5) / 11,76 = 12,94 м;                                                                              

r_с = 24,3 м;


     

Рисунок 7 Схема грозозащиты ОРУ-110кВ.

      

             Молниеотводы состоят из молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100 мм² , при длине не более 2,5 м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую, жесткую, механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными, железобетонными и металлическими опорами.

            Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением, рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм², угловую сталь сечением не менее 48 мм² и толщиной стенки 4 мм.

          Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ, сопротивления заземлителей не должны превосходить 10-15 Ом.

         Соединение отдельных частей токоотвода между собой, с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются
4.3 Освещение подстанции
На подстанции предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Территория ОРУ-110 освещается прожекторами, питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Ремонтное освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В. Аварийное  освещение принимаем равным 35% от основного, питающееся от сети постоянного тока, т.е. от аккумуляторов.

Внутреннее освещение ОПУ выполнено светильниками типа ЛСПО2

(с люминесцентными лампами, подвесные, для промышленных и производственных зданий). Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами, установленными в ПУЭ.

Световой поток определяется по выражению:

                                                                           (4.1)                                                                                  



где Е=5 лк – минимальная освещенность, принято для ОРУ ГПП по шкалам освещенности; К_зап=1,5 – коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения стёкол прожекторов; е=1 – суммарная условная освещенность от близлежащих источников; μ=1,1 – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока.

Число прожекторов:

  ;                                                                          (4.2)                                                                                      

;

где Z=1,2 – отношение средней освещенности к минимальной; S=3750 м² – площадь  подстанции;  η=0,65 –  КПД светового потока.

Примем число прожекторов равным N=8.

Мощность одной лампы:

 ;                                                                                      (4.3)                                                                                               

;

где W = 1 Вт/м2 – удельная  мощность.

  К установке принимаем 8 прожектора типа РКУО3–500–001–УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 500 Вт.

Устанавливаются прожекторы по периметру ОРУ -110 через 32 метра  на высоте h=14м.
5  Индивидуальное задание по Экономике
ФСА - это метод системного исследования функций объекта проектирования, направленный на  минимизацию затрат в сфере проектирования строительства, изготовления и эксплуатации системы электроснабжения при сохранении или даже повышении ее качества, полезности, надежности и безопасности.

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

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

Сфера использования – проектирование системы электроснабжения (СЭ).

Основной объект изучения – номинальные функции СЭ.

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

Порядок моделирования – от функционального к структурному.

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

Разнообразие способов поиска решений – все приемы творчества.

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

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



Рисунок 9 - Построение структурной модели
Построение совмещенной функционально-стоимостной модели системы.
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности  элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.

Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.

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

Нормирующим условием для функции является следующее:



(5.2)
где r_ij  - значимость j^ой функции, принадлежащей данному i^ому уровню ФМ (определяется экспертным путем);

j=1,2,…,n;

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

Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
Определение относительной важности функции (R)

Учитывая многоступенчатую структуру ФМ, наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции, определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня R_ij по отношению к изделию в целом:
,                                                                 (5.3)
где G – количество уровней ФМ.

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

Оценка качества исполнения функций (Q)

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

,                                                           (5.4)

где  - относительная значимость n-го потребительского свойства;  - степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте; m – количество свойств.

Определение абсолютной стоимости функций

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

Абсолютная стоимость реализации функций S_абс определяется по формуле:



                                          (5.5)
где S_изг – затраты, связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование, изготовление (модернизацию), пуско-наладочные работы, обучение персонала; S_экспл – эксплуатационные затраты; S_тр – затраты, связанные с трудоемкостью реализации функции; S_эн – энергозатраты на реализацию функции; S_проч – прочие затраты на реализацию функции.

Определение относительной стоимости реализации функций

Относительная стоимость реализации функций S_отнF определяется по формуле:



(5.6)
где SS_абс – суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. Определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций (столб. 7, табл. 4);

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

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

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

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

Построение функционально-стоимостной модели.

Функционально-стоимостная модель представлена в таблице 4

Таблица 4 – ФСМ базового варианта.

Индекс функции	Наименование функции	Значимость функции , r	Относительная важность функции , R	Качество исполнения функции , Q	Абсолютная стоимость реализации функции , Sабс	Относительная стоимость реализации функции , Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения;	0,4	0,4	0,24	7862,7	0,215
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения;	0,4	0,4	0,24	2096,8	0,057
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения;	0,2	0,2	0,1	2332	0,064
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии;	0,3	0,12	0,15	6246,1	0,171
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;	0,7	0,28	0,35	1616,6	0,044
f1.2.1	защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;	0,4	0,16	0,12	1238,1	0,034
f1.2.2	защита от токов короткого замыкания;	0,6	0,24	0,3	858,7	0,023
f1.3.1	устройство телемеханики;	0,6	0,12	0,18	2038,2	0,056
f1.3.2	устройство автоматического учёта электроэнергии;	0,4	0,08	0,12	293,8	0,008
f1.1.1.1	использование двойной системы шин с обходной;	0,3	0,036	0,09	956	0,026
f1.1.1.2	установка второго трансформатора;	0,5	0,06	0,2	4535	0,124
f1.1.1.3	выполнение секционирования;	0,2	0,024	0,06	755,1	0,021
f1.1.2.1	установка элегазовых выключателей на стороне 110 и 35 кВ;	0,5	0,14	0,15	681,7	0,019
f1.1.2.2	установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;	0,5	0,14	0,15	934,9	0,026
f1.2.1.1	установка ограничителей перенапряжения;	0,2	0,032	0,04	302,8	0,008
f1.2.1.2	установка молниезащиты;	0,8	0,128	0,16	935,3	0,026
f1.2.2.1	установка основной защиты трансформатора;	0,7	0,168	0,28	302,8	0,008
f1.2.2.2	установка резервной защиты трансформатора;	0,3	0,072	0,12	555,9	0,015
f1.3.2.2	установка и конфигурирование АРМ.	0,4	0,032	0,12	2038,2	0,056

 Функционально-стоимостные диаграммы для базового варианта представлены на рисунках 10 и 11

Рисунок 10 – Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта.

             Рисунок 11 – диаграмма качества исполнения функций
Таблица 5 – ФСМ проектируемого варианта.

Индекс функции	Наименование функции	Значимость функции , r	Относительная важность функции , R	Качество исполнения функции , Q	Абсолютная стоимость реализации функции , Sабс	Относительная стоимость реализации функции , Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения;	0,4	0,4	0,36	7397,7	0,194
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения;	0,4	0,4	0,36	1724,8	0,045
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения;	0,2	0,2	0,16	4452	0,116
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии;	0,3	0,12	0,24	5967,1	0,156
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;	0,7	0,28	0,56	1430,6	0,037
f1.2.1	защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;	0,4	0,16	0,24	1052,1	0,028
f1.2.2	защита от токов короткого замыкания;	0,6	0,24	0,48	672,7	0,018
f1.3.1	устройство телемеханики;	0,6	0,12	0,36	3842,4	0,101
f1.3.2	устройство автоматического учёта электроэнергии;	0,4	0,08	0,24	609,6	0,016
f1.1.1.1	использование двойной системы шин с обходной;	0,3	0,036	0,18	863	0,023
f1.1.1.2	установка второго трансформатора;	0,5	0,06	0,35	4442	0,116
f1.1.1.3	выполнение секционирования;	0,2	0,024	0,12	662,1	0,017
f1.1.2.1	установка элегазовых выключателей на стороне 110 и 35 кВ;	0,5	0,14	0,3	588,7	0,015
f1.1.2.2	установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;	0,5	0,14	0,3	841,9	0,022
f1.2.1.1	установка ограничителей перенапряжения;	0,2	0,032	0,1	209,8	0,005
f1.2.1.2	установка молниезащиты;	0,8	0,128	0,4	842,3	0,022
f1.2.2.1	установка основной защиты трансформатора;	0,7	0,168	0,49	209,8	0,005
f1.2.2.2	установка резервной защиты трансформатора;	0,3	0,072	0,21	462,9	0,012
f1.3.1.1	установка и конфигурирование АРМ.	0,4	0,032	0,2	1945,2	0,051

Рисунок 12 – Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта

Рисунок 13 – диаграмма качества исполнения функций
Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта
Экономическая оценка проекта осуществляется на основе прогноза денежных средств  с использованием следующих показателей:

1) Чистая приведённая величина дохода NPV – разность между приведёнными к началу реализации проекта поступлениями от реализации проекта и инвестиционными затратами, т.е. сумма дисконтированного чистого денежного потока за период реализации проекта:

                 

где  Т – продолжительность реализации проекта;

       t – порядковый номер года реализации проекта;

       NCF_t – чистый денежный поток года t;

       PV_t – коэффициент дисконтирования в год t;

2) Коэффициент дисконтирования (PV - фактор) для года t определяется по формуле:

                                   

где r – ставка дисконта.

В качестве значения ставки дисконта r могут быть использованы действующие усреднённые процентные ставки по долгосрочным кредитам банка.

3) Внутренняя норма доходности IRR – это то значение ставки дисконтирования, при котором сумма дисконтированных поступлений денежных средств равна сумме дисконтированных платежей или чистая прибыль NPV обращается в ноль.

Значение внутренней нормы доходности определяется из соотношения:

                                 

Расчёт внутренней доходности осуществляется либо методом итерационного подбора ставки дисконтирования, либо с использованием встроенной функции расчёта IRR для пакетов программ для ПЭВМ. Определим её методом итерационного подбора: IRR=88%.

4) Период окупаемости проекта или период возврата инвестиций DPP – период времени, за который дисконтированные поступления от результатов внедрения проектных решений покроют инвестиции.
Т.е. значение периода окупаемости определяют из соотношения:

                                                

где  СF_t – поступление денежных средств от эффектов, связанных с

внедрением проекта;

IN – инвестиционные затраты;

Проект считается эффективным, если приведённая величина дохода положительна (NPV³0), а срок окупаемости 3 – 5 лет.

Инвестиции в проект представлены в таблице
Таблица 6 – Инвестиционные вложения в проект.

Наименование	Тип	Кол-во, шт.	Цена, руб
Трансформатор силовой	ТМН-2500-110	2	3000000
Выключатель элегазовый 110кВ	ВГУ-110Б	2	1338983
Ячейки КРУ 10 кВ	ВЭ-10	33	9820800
Разъединитель 110 кВ	РНДЗ-110	2	20700
Ограничитель перенапряжения	ОПН-110	2	58000
Ограничитель перенапряжения	ОПН-10	2	3200
		Итого:	14 241 683

В силу того, что проект носит локальный характер, связанный с решением технической проблемы и имеет целью модернизацию существующего объекта, анализ и расчёт денежных потоков носит усреднённый характер. Данное обстоятельство обусловлено трудностью определения влияния экономического эффекта технического решения проекта на экономические показатели деятельности предприятия в целом. Поэтому при определении чистого денежного потока возложены следующие допущения:

- проценты по кредитам принимаются равными 0;

- налоги и прочие выплаты принимаются равными 0.
В качестве значения ставки дисконта принимается ставка центрального банка России –15%. Значение коэффициентов дисконтирования по годам:

PV₁=0,87; PV₂=0,76; PV₃=0,66; PV₄=0,57; PV₅=0,50.

Окупаемость проекта достигается за счёт увеличения полезного отпуска электрической энергии в сеть потребителей, а также за счёт повышения качества электроэнергии, отпускаемой в сеть.

Рост полезного отпуска электроэнергии потребителям, с учётом вновь подключаемой нагрузки и увеличением текущей принимаем не более 5% в год.

Увеличение тарифа – не более 15% в год.

Схема формирования денежного потока представлена в таблице []

Таблица 7 – Формирование денежного потока

Наименование показателя	Годы								Итого
	0	1	2	3	4	5	6	7
Полезный отпуск эл. Энергии,       млн. кВтч*год	113	118,65	124,58	130,81	137,35	144,22	151,43	159,00
Прибыль рублей на 1 кВт*ч	0,2	0,2	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5	0,5
Эффект от проектного решения
результаты, млн. руб.	0	27,29	32,95	39,79	48,05	58,02	70,05	84,59	206,09
затраты, млн. руб.	0	25,11	30,32	36,61	44,20	53,37	64,45	77,82	189,61
Денежные средства от реализации проекта, млн. руб.	0	2,18	2,64	3,18	3,84	4,64	5,60	6,77	16,49
Инвестиции, млн руб.	14,24
Денежные средства от инвистиционной деятельности	-14,24
Чистый денежный поток средств	-14,24	2,18	2,64	3,18	3,84	4,64	5,60	6,77	2,25
Дисконтированный чистый денежный поток средств	-14,24	1,90	1,99	2,09	2,20	2,31	2,42	2,54	1,22
Дисконтированный чистый денежный поток средств с нарастающим шагом	-14,24	-12,34	-10,35	-8,26	-6,06	-3,75	12,91	13,56

График окупаемости проекта представлен на рисунке 8



Рисунок 8 - Дисконтированный чистый денежный поток средств с нарастающим шагом
По построенным диаграммам видно, что качество заданных функций проектного решения выше, чем у базового варианта. Это значит, что повышение надёжности путём замены коммутационного оборудования положительно повлияло на качество электроснабжения потребителей подстанции. Относительная же стоимость, включающая в себя установку, затраты на монтаж и обслуживание вновь проектируемого оборудования по сравнению со старым, уменьшилась. Срок окупаемости проекта составил 6,2 года. Отсюда можно сделать вывод, что проектное решение модернизации подстанции было верным.
Заключение
         В процессе преддипломной практики были изучены схемы электрических присоединений п/с «______ская», применяемое технологическое и электрическое оборудования, процесс изготовления всей номенклатуры выпускаемой продукции, заземление и зануление оборудования,  опасные и вредные производственные факторы, месторасположение цехов и оборудования, защита и автоматики. Были подробно разобраны режимы работы оборудования согласно технологического процесса, проведены экскурсии по предприятию. В конце преддипломной практики был проведён сбор материалов для дальнейшего дипломного проектирования.
Список использованной литературы


1 Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. 3-е изд. – М.: Энергия, 1979.-40 с.

2 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 640 с.

3     Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. − М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

4     Козлов В.Л. и др. Справочник по проектированию электроснабжения го­родов. – Л.: Энергоатомиздат, 1986.-256 с.

5     Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстан­ций: Справочные материалы для курсового и дипломного проекгирования:  4-е изд.–М.; Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

6 Конов А.А. Электрооборудование жилых зданий промышленных предприятий / 3-е изд.,  стер.− М.: Издательский дом «Додэка−21», 2006 . − 256 с.

7 Метод. указания к проектированию системы электроснабжения промышленного предприятия Мошкин В.И. –Ч.1- Курган : КГУ , 2005.− 55 с.

8 Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. – 3-е изд.., перераб. и доп. – М.: Энергия , 1980. – 456 с. 9 Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебн. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1981. – 328.с.

9 Кисаримов Р.А. Справочник электрика. – М.: ИП РадиоСофт, 2006. – 320 с.

10 Худяков З.И. Ремонт трансформаторов. Учебник для средн. проф.-техн. училищ. Изд. 4-е, перераб. и доп. М., «Высш. школа», 1977. – 240 с.

11 Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебник для вузов. М., «высш. школа», 1975. – 360 с.

12 Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368.с.

13 ПУЭ. – Изд. 7-е, перераб. и доп. с изменениями. – СПб.: Главгосэнергонадзор  России, 2007 - 457 с.

14 Кривенков В.В.,Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебн. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1981, 328 с.

15 Справочник по проектированию электрических сетей и электробору­дования. Электроустановки промышленных предприятий. /Под ред. В.И. Круповича,  Ю.Г. Барыбина,  М.Л. Самовера.-М.:  Энергоатомиэдат,  1981.-406 с.

16 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ/Под редакцией И.Т. Горюнова и др.- М.: Папирус Про, 1999. – 608 с.

17 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-150 кВ/Под редакцией И.Т. Горюнова, А.А. Любимова - М.: Папирус Про,2003. – 640 с.

18 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-150 кВ/Под редакцией И.Т. Горюнова, А.А. Любимова - М.: Папирус Про,2005. – 640 с.

19 Рожкова Л.Д. , Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Издательский центр «ACADEMIA», 2004. – 448 с.

20 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

21 www.niiot.ru

22 http://www.zandz.ru

23 http://pogoda.ru.net
ПРИЛОЖЕНИЕ

---