- •Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України Національний технічний університет України
- •Проектування електричної частини електричних станцій та підстанцій
- •Передмова
- •Список скорочень
- •1. Стадії та зміст робіт при проектуванні електричних станцій та підстанцій
- •1.1. Основні стадії проектування
- •1.2. Зміст робіт пов'язаних з проектуванням електротехнічної частини електричної станції
- •1) Підготовка вихідної інформації.
- •2) Проектування головної схеми з'єднань електротехнічної підсистеми (частини).
- •3) Проектування електроустановки власних потреб
- •4) Розробка конструкцій розподільчих пристроїв рп
- •5) Проектування установки постійного струму.
- •1.3. Зміст робіт при проектуванні підстанцій
- •2. Споруди та інженерні комунікації електричної станції і їх розміщення
- •2.1. Вибір майданчика будівництва
- •2.2. Вибір місця розташування електричної станції
- •2.3. Дослідницькі роботи з вибору майданчика для будівництва електричної станції
- •2.4. Будівлі, споруди і комунікації
- •2.5. Загальні принципи компонування
- •3. Техніко-економічне обґрунтування прийнятих при проектуванні рішень
- •3.1. Загальні положення
- •3.2. Показники та критерії економічної ефективності капіталовкладень
- •3.2.1. Загальний підхід по визначенню показників економічної ефективності
- •3.2.2. Інтегральні показники
- •3.2.3. Елементарні показники
- •3.2.4. Вибір критерію і прийняття рішення для вибору варіантів схем електротехнічної частини електричної станції
- •3.3. Вихідні дані та нормативи
- •3.4. Грошові потоки
- •3.5. Невизначеність початкової інформації та ризик
- •3.6. Використання методу однокритеріальної оптимізації затрат
- •Прогнозовані ціни на паливо та тарифи на електричну і теплову енергію.
- •3.7. Визначення витрат на втрати енергії
- •3.8. Річні втрати електричної енергії в двохобмотковому трансформаторі
- •3.9. Річні втрати електричної енергії в трьохобмотковому трансформаторі
- •4. Проектування головної електричної схеми
- •4.1. Вибір схеми приєднання електричної станції до енергосистеми
- •4.2. Проектування структурної схеми
- •4.2.1. Загальні положення
- •4.2.2. Структурні схеми електростанцій районного типу
- •4.2.3. Структурна схема тец
- •4.2.4. Вибір трансформаторів структурної схеми (загальні положення)
- •4.2.5. Вибір трансформаторів для блочної схеми з’єднань
- •4.2.6. Вибір автотрансформаторів зв’язку
- •4.2.7. Вибір трансформаторів зв’язку генераторної та підвищеної напруги
- •4.2.8. Вибір трансформаторів на підстанціях
- •4.2.9. Визначення техніко-економічних показників структурної схеми електричної станції
- •4.3. Вибір доцільних способів обмеження струмів короткого замикання
- •4.3.1. Вибір струмообмежувальних засобів на електростанціях районного типу
- •4.3.2. Вибір струмообмежувальних пристроїв на генераторній напрузі тец
- •4.3.3. Вибір секційних реакторів
- •4.3.4. Вибір лінійних реакторів
- •4.3.5. Вибір струмообмежуючих засобів на підстанціях
- •4.4. Вибір електричної схеми розподільчих пристроїв
- •4.4.1. Класифікація схем
- •4.4.2. Вибір схем рп 6-10 кВ тец і підстанцій
- •4.4.3. Вибір електричних схеми розподільчих пристроїв підвищених напруг
- •4.4.4. Порядок розрахунку при виборі електричної схеми розподільчих пристроїв
- •Література
3.3. Вихідні дані та нормативи
У всіх розрахунках, що зв’язані з визначенням ефективності капіталовкладень і вибору оптимального варіанту, приймається єдиний норматив ефективності (норма прибутку), який дорівнює нормі дисконту Е.
Норма дисконту, як правило, прирівнюється до процентної ставки Національного банку України з довготермінових вкладів.
Розрізнюють номінальну і реальну (чисту) норму дисконту. Номінальна норма Еном відповідає номінальному значенню банківської процентної ставки. Реальна норма Е визначається з урахуванням інфляції:
Е= Еном -і, (3.20)
де: і - темп інфляції.
У розрахунках на перспективу рекомендується приймати реальну норму Е = 0.1, (що приблизно відповідає її рівню в країнах з розвинутою ринковою економікою).
Розрахунковий період, за який визначається ефективність інвестицій, дорівнює сумі вкладень періоду будівництва до введення електричної станції (або її першої черги) і періоду експлуатації.
Період будівництва, при відсутності конкретних даних, може прийматись на основі додаткової інформації (Додаток 5 [4]).
Період експлуатації електричної станції рекомендується приймати, як правило, рівному 20 рокам.
При порівнянні декількох варіантів інвестиційного проекту розрахунковий період слід приймати однаковим (від початку періоду будівництва у варіанті з його найбільш раннім терміном до кінця періоду експлуатації).
Для визначення доходу від надходжень за послуги з виробництва електроенергії, а також вартості втрат енергії в елементах електричної схеми станції, слід користуватись чинними на момент виконання розрахунку тарифами на електроенергію та їх складовими (Табл. 3.1).
При виконанні перспективних розрахунків (допроектних робіт) рекомендується користуватись додатковими даними (Додаток 4 [4]).
Фінансування капітального будівництва може здійснюватись за рахунок власних коштів та позикового капіталу.
До власних коштів відноситься нерозподілений чистий прибуток від виробничої діяльності минулого періоду, вартість звичайних акцій і, як правило, привілейованих акцій (якщо останні не враховано як позиковий капітал).
У розрахунках ефективності інвестицій в будівництво електричної станції та розвиток енергосистеми рекомендується, як правило, увесь акціонерний капітал враховувати як власні кошти.
Якщо в окремих випадках у якості цінних паперів задані умови випуску привілейованих акцій і величина дивідендів з них, дивіденди враховуються у вигляді затрат при визначенні чистого грошового потоку.
Позиковий капітал формується, як правило, з довготермінових кредитів. У випадках, коли для фінансування будівництва випускаються привілейовані акції, їх вартість також може розглядатись як позиковий капітал.
Для визначення доходу від надходжень за вироблену електроенергію, а також вартості втрат, повинні бути використані графіки навантаження мереж, з якими зв’язана електрична станція.
У випадках, коли електрична станція споруджується для видачі енергії для зовнішнього електропостачання за радіальною схемою, навантаження визначаються по роках розрахункового періоду в залежності від прийнятого вводу потужності (на електростанції або у споживача).
Оскільки розрахунки режимів мереж, з якими зв’язана електрична станція, виконуються, як правило, не на всі роки розрахункового періоду, а на характерні етапи, допускається визначати навантаження проміжних років, шляхом лінійної інтерполяції (у припущенні їх рівномірного зростання) або приймати їх незмінними на протязі етапу, якщо це зумовлено характером зростання навантаження відповідних споживачів.
Оскільки інформація про зростання навантаження, як правило, існує на період 10-15 років, на решту розрахункового періоду рекомендується приймати навантаження незмінним.
Втрати потужності приймаються на підставі розрахунків електричної схеми електростанції.
Розрахунки втрат слід виконувати для початку кожного етапу, коли змінюється електрична схема, що розглядається (вводиться або демонтується який-небудь Ії елемент). Для проміжних років (при незмінній схемі) допускається визначати втрати пропорційно квадрату навантаження відповідного року.
Величину електроенергії, що передається за рік, рекомендується, як правило, визначати множенням максимального навантаження на тривалість використання максимуму, а річні втрати електроенергії - множенням навантажувальних втрат потужності на тривалість максимальних втрат τ і втрат холостого ходу - на 8760 год.
В окремих випадках (наприклад, при аналізі варіантів з урахуванням мережі, що об'єднує проектовані ГЕС або ГАЕС з енергосистемою) електроенергія, що передається за рік, і втрати визначаються шляхом підсумовування добутків відповідно навантажень і втрат потужності в характерних режимах на їх тривалість.