Проектирование электрической части узловой подстанции 220/110/10кВ

Проектирование электрической части узловой подстанции 220/110/10кВ

Содержание

Введение

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов

2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции по вариантам

2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

2.3.3 Анализ режимов работы автотрансформаторов второго варианта

2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

2.5 Расчет технико-экономических показателей

Список использованных источников

Введение

Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные предприятия, крестьянские (фермерские хозяйства), ведется застройка городов, строятся новые жилые загородные поселки и многое другое. Зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью или имеют большой объем физически и морально изношенного электрооборудования не обеспечивающий надежного и экономичного электроснабжения появившихся потребителей. Все эти факторы требуют строительства новых или реконструкции существующих подстанций и сетей. Поэтому тематика курсового проектирования проходной понизительной подстанции 220/110/10 кВ является актуальной.

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и двух чертежей графической части.

Графическая часть проекта содержит два чертежа на формате А1:

. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений подстанции 220/110/10 кВ.

. Открытое распределительное устройство 220 кВ.

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

По исходным данным - графикам активных нагрузок в относительных единицах и максимальной нагрузке на шинах низкого  и среднего  напряжения подстанции (см. техническое задание) - строим осенне-зимние и весенне-летние суточные графики активных нагрузок на шинах низкого (НН), среднего (СН) и высокого (ВН) напряжения подстанции.

Для построения суточных графиков нагрузок НН, СН и ВН в именованных единицах выделяем в графиках нагрузок НН и СН характерные суточные режимы. В хронологическом порядке по мощности электропотребления на графиках нагрузок НН и СН можно выделить 6 режимов. Номера режимов и время начала и окончания каждого режима в часах заносим в первый и второй столбец таблицы 1.

Таблица 1 - Показатели суточных графиков активных нагрузок НН, СН и ВН

Переводим графики нагрузок осенне-зимнего и весенне-летнего периодов НН и СН из относительных единиц в именованные для каждого режима , используя соотношение:

, (1)

где  - номер характерного режима;  - ордината в относительных единицах соответствующего режима на графике нагрузки.

Для первого интервала графика нагрузки НН осенне-зимнего периода нагрузка , рассчитанная по формуле (1), равна

.

Расчет для остальных ступеней графиков нагрузок НН и СН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в 3 - 6 столбцы таблицы 1.

Суммарная мощность подстанции  без учета потребляемой мощности на собственные нужды подстанции и потерь мощности в трансформаторах представляет собой сумму потребляемых мощностей НН  и СН :

.(2)

Для первой интервала графика нагрузки ВН осенне-зимнего периода нагрузка (2)  равна

.

Расчет для остальных интервалов графиков нагрузок ВН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в 6, 7 столбцы таблицы 1. Суточные графики нагрузки НН, СН и ВН построены на рисунках 1 - 3.

Рисунок 1 - Суточный график активной нагрузки НН

Рисунок 2 - Суточный график активной нагрузки СН

Рисунок 3 - Суточный график активной нагрузки ВН

Максимальные активные, реактивные и полные нагрузки на шинах НН, СН и ВН подстанции равны

,(3)

,(4)

,(5)

,(6)

,(7)

,(8)

,(9)

,(10)

,(11)

где

,(12)

.(13)

Коэффициент мощности  равен

.(14)

.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

Построение годовых графиков нагрузок НН, СН и ВН производим на основании соответствующих двух суточных графиков нагрузок (рисунки 1 - 3) осенне-зимнего и весенне-летнего периодов, которые согласно техническому заданию равны 205 дней и 160 дней. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы от 0 до 8760. Нагрузки располагаем в порядке убывания.

По суточным графикам нагрузки НН (рисунок 1, таблица 1) определяем мощность каждой ступени годового графика нагрузки:

; ; ; .

Рассчитываем продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН:

,(15)

,(16)

,(17)

.(18)

Мощность и продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН сводим в таблицу 2. По данным таблицы 2 строим годовой график активной нагрузки НН рисунок 4.

Таблица 2 - Показатели годового графика активной нагрузки НН

Рисунок 4 - Годовой график активной нагрузки НН

Построение годовых графиков нагрузок СН и ВН подстанции выполняется аналогично. Мощность и продолжительность каждой ступени годовых графиков нагрузки СН и ВН, потребление электроэнергии приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Показатели годового графика активной нагрузки СН

Таблица 4 - Показатели годового графика активной нагрузки ВН

Годовые графики нагрузок СН и ВН построены на рисунках 5 и 6.

Рис. 5 - Годовой график активной нагрузки СН

Рис. 6 - Годовой график активной нагрузки ВН

Передачу электрической энергии потребителям с шин НН, СН и ВН рассчитываем по формулам [1, стр. 15, 16]:

,(19)

,(20)

.(21)

Транзит мощности через шины ВН подстанции равен

.(22)

Рассчитываем показатели графиков активных нагрузок НН, СН и ВН:

Среднегодовые нагрузки [1, стр. 15, 16]:

,(23)

,(24)

.(25)

Коэффициенты заполнения [1, стр. 15, 16] рассчитываются как

,(26)

,(27)

.(28)

Продолжительность использования максимальной нагрузки [1, стр. 15,16]:

,(29)

,(30)

.(31)

Время максимальных активных потерь электрической энергии [2, стр. 34]:

,(32)

,(33)

.(34)

2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов

.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

К схемам электрических соединений подстанций предъявляют следующие основные требования [3, стр. 4, 5]: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, техническая гибкость, экологическая чистота, компактность, унифицированность.

Надежность - свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. В распределительных сетях уровень надежность регламентируется категорийностью обеспечения потребителей электрической энергией (ПУЭ [14, п. 1.2.18]). В соответствии с техническим заданием 80 % потребителей 110 кВ и 10 кВ содержат электроприемники I и II категории надежности. Для обеспечения электроэнергией электроприемников I и II категории надежности на подстанции должны быть установлены два и более (авто)трансформаторов.

Экономичность подразумевает принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и сопутствующих ежегодных издержек производства и сбыта продукции. Выбор схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов должен осуществляться на основе технико-экономического расчета.

Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации количества переключений при изменении режима применительно как к первичным, так и вторичным цепям, в обеспечении соответствия режимов работы электроустановки и энергосистемы.

Техническая гибкость - способность адаптироваться к изменяющимся условиям работы электроустановки при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширения, реконструкции и испытаниях.

Экологическая чистота определяется степенью воздействия электроустановки на окружающую среду - шум, электрические и магнитные поля, загрязнение выбросами и отходами, нарушение ландшафта и пр.

Компактность характеризуется возможностью минимизации площади земли, отчуждаемой под подстанцию. Это позволяет наиболее рационально решать проблему приобретения земельных участков, которая при обосновании и выборе схем электроустановок нередко является определяющей.

Удобству в эксплуатации, технической гибкостью, экологической чистотой, компактностью удовлетворяют схемы с минимально необходимым числом (авто)трансформаторов.

Унифицированность заключается в применении ограниченного числа типовых схем и использовании комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов. Использование типовых решений, комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов позволяет снижать материальные и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладку и эксплуатацию электроустановки.

Для обеспечения унифицированности выбираем серийно выпускаемые (авто)трансформаторы и электрооборудование, типовые схемы распределительных устройств (РУ) в соответствии с рекомендациями [3] и указаниями по применению [4].

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

В общем случае на подстанции возможно использование четырех схем:

) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 220/110/10 кВ (рис. 7, а);

) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 220/110 кВ и 220/10 кВ (рис. 7, б);

) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 220/110 кВ и 110/10 кВ (рис. 7, в);

) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 220/110/10 кВ с ненагруженной обмоткой 10 кВ и двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ (рис. 7, г).

Трансформаторы 220/110 кВ серийно не выпускаются промышленностью. Поэтому вторая и третья схемы (рис. 7, б и в) использоваться не будут.

Использование в схеме на рис. 7, г автоторансформаторов АТ-1,2 с ненагруженной обмоткой не приведет к снижению номинальной мощности этих автотрансформаторов по сравнению со схемой рис. 7, а, так как максимальная нагрузка НН  намного меньше нагрузки СН . Поэтому четвертая схема так же использоваться не будет.

Рис. 7. Структурная схема подстанции

Используем схему на рис. 7, а. Тип трансформаторного оборудования намечаемого к установке на подстанции 220/110/10 кВ - автотрансформаторы. Число автотрансформаторов принимаем равным двум.

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции по вариантам

.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

Номинальную мощность автотрансформаторов с числом  определяем из условия [5, стр. 18]:

,(35)

где  - коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, который при составе электроприемников I/II категории (см. техническое задание) НН  () СН  () рассчитывается как

 - коэффициент перегрузки автотрансформаторов, примем равным  [6, стр. 11, таблица 6] из условий: (авто)трансформаторы имеют систему охлаждения ДЦ; длительность максимума нагрузки в осенне-зимний период 8 ч. (см. график на рисунке 3); температура охлаждающего воздуха в аварийный осенне-зимний период принята равной  [8, стр. 97] .

Из серийно выпускаемых трансформаторов по условию (35) выбираем автотрансформаторы [7, стр. 172] по вариантам:

I вариант - АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 - автотрансформатор, трехфазный, с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла (системой охлаждения ДЦ), трехобмоточный с устройством регулирования под нагрузкой (РПН), номинальной мощностью 200000 кВА, класса напряжений 220/110/10 кВ, умеренного климатического исполнения наружной установки (У1).

II вариант - АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 - автотрансформатор, трехфазный, с системой охлаждения ДЦ, трехобмоточный с РПН, номинальной мощностью 250000 кВА, класса напряжений 220/110/10 кВ, исполнения У1.

Автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 и АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 предназначены для связи электрических сетей 220 и 110 кВ на подстанциях с возможностью отбора мощности на стороне 10 кВ.

Паспортные данные автотрансформаторов из [7, стр. 172] приведены в таблице 5.

Проверяем выбранные автотрансформаторы на систематическую и аварийную перегрузку [8, стр. 95 - 105].

Таблица 5 - Паспортные данные автотрансформаторов

.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100], когда оба автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,(36)

где  - коэффициент типовой мощности [1, стр. 72]

.(37)

По условию комбинированного режима [8, стр. 111]:

.(38)

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без систематической перегрузки.

Анализируем ремонтный и послеаварийный режим АТДЦТН-200000/220/110/10-У1, связанный с отключением одного трансформатора (в дальнейшем послеаварийный режим) во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе трансформатор будет подвергаться аварийной перегрузке, так как

.

Для анализа аварийных перегрузок трансформатора построим суточный график полной мощности ВН осенне-зимнего и весенне-летнего периодов. Активная мощность  суточных графиков нагрузок приведена в таблице 1. Реактивную  и полную мощность  нагрузки рассчитываем по формулам:

.(39)

.(40)

Для первой интервала времени осенне-зимнего периода реактивная  (39) и полная  (40) мощности равны

,

.

Для остальных интервалов расчет  и  выполняется аналогично. Показатели суточных графиков нагрузки ВН сводим в таблицу 6. Суточные графики полной нагрузки ВН построены на рисунке 8.

Таблица 6 - Показатели суточных графиков нагрузки ВН

Рис. 8 - Суточный график полной нагрузки ВН

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в осенне-зимний период.

Выделяем участки перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки осенне-зимнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8, стр. 96]:

(41)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(42)

Определяем предварительное значение перегрузки [8, стр. 96]:

.(43)

Так как при сравнении значений  с [8, стр. 96]:

(44)

перегрузка равна

.(45)

Продолжительность перегрузки пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При  и  в осенне-зимний период при  .

Так как

,(47)

то автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в осенне-зимний период будет испытывать недопустимую перегрузку.

Рассмотрим послеаварийный режим работы трансформатора в осенне-зимний период с отключением неответственных потребителей III категории. Отключение потребителей электрической энергии III категории не должно превышать 1 суток. Максимальная располагаемая мощность для отключения в режимах перегрузки (режимы 1 и 6) равна

.(48)

В режиме перегрузки следует ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:

,(49)

что меньше располагаемой мощности для отключения

.(50)

Отключается

(51)

потребителей III категории.

Ожидаемый недоотпуск электрической энергии в осенне-зимний период  из-за отключения неответственных потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:

,(52)

где  - вероятность аварийного простоя автотрансформаторов, при вероятности возникновения отказов трансформаторов  [8, стр. 46] и времени простоя  равном времени восстановления  [8, стр. 46]

.(53)

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8, стр. 96]:

(54)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(55)

Определяем предварительное значение перегрузки [8, стр. 96]:

.(56)

Так как при сравнении значений  с [8, стр. 96]:

(57)

перегрузка равна

.(58)

Продолжительность перегрузки пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:

.(59)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При  и  в весенне-летний период .

Так как

,(60)

то автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период будет испытывать недопустимую перегрузку.

Рассмотрим послеаварийный режим работы трансформатора в весенне-летний период с отключением неответственных потребителей III категории. Максимальная располагаемая мощность для отключения в режимах перегрузки (режимы 1 и 6) равна

.(61)

В режиме перегрузки следует ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:

,(62)

что меньше располагаемой мощности для отключения

.(63)

Отключается

(64)

потребителей III категории.

Ожидаемый недоотпуск электрической энергии в осенне-зимний период  из-за отключения неответственных потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:

.(65)

Ремонт трансформаторов следует планировать в весенне-летний период, так как

.

Ожидаемый неодоотпуск электрической энергии  равен

.(66)

.3.4 Анализ режимов работы автотрансформаторов второго варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100], когда оба автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110/10 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,(67)

где  - коэффициент типовой мощности [1, стр. 72]

.(68)

По условию комбинированного режима [8, стр. 111]:

.(69)

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-250000/220/110/10 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без перегрузки.

Анализируем послеаварийный режим АТДЦТН-250000/220/110/10 во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе автотрансформатор будет испытывать аварийную перегрузку, так как .

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями графика нагрузки (на рисунке 8 1, 3 - 6) [8, стр. 96]:

(70)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(71)

Определяем предварительное значение перегрузки [8, стр. 96]:

,(72)

Так как при сравнении значений  с

(73)

перегрузку и продолжительность перегрузки равны

,(74)

.(75)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При  и  в осенне-зимний период при  .

Так как

,(76)

то автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не будет испытывать не допустимую перегрузку.

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 - 6) [8, стр. 96]:

(77)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(78)

Определяем предварительное значение перегрузки [8, стр. 96]:

.(79)

Так как при сравнении значений  с [8, стр. 96]:

(80)

перегрузку и продолжительность перегрузки равны

,(81)

.(82)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При  и  в весенне-летний период .

Так как

,(83)

то автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не будет испытывать недопустимую перегрузку.

Ожидаемый неодоотпуск электрической энергии  равен

.

.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

Для сохранения транзита мощность через подстанцию к схеме РУ-220 кВ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения [4, стр. 7].

Для РУ-220 кВ с двумя автотрансформаторами и четырьмя линиям выбираем схему 220-8 - шестиугольник [3, стр. 44 и 4, стр. 25]. Условное изображение схемы 220-8 на рисунке 9.

Рис. 9. Схема шестиугольник РУ-220 кВ

Достоинства схемы шестиугольник [3, стр. 44, 45]:

сравнительно дешевая схема, требующая шесть ячеек выключателей на шесть присоединений;

РУ-220 кВ по схеме 220-8 занимает минимальные отчуждаемые площади при шести присоединениях;

простая и наглядная, электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны, как следствие минимизированы отказы по вине персонала;

автотрансформаторы и линии подключаются через развилку выключателей, что является дополнительным преимуществом схемы в ремонтных и послеаварийных режимах;

- возможность расширения до схемы трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий и полуторной схемы.

Недостатки:

при отказе выключателя возможна потеря не более одной линии, одного трансформатора, двух линий или двух автотрансформаторов;

требует сложного учета набора различных перетоков мощности в ремонтных и послеаварийных режимах (разрыв кольца) при выборе параметров срабатывания релейной защиты.

Для РУ-110 кВ с двумя автотрансформаторами и 8 отходящими линиями выбираем схему 110-13 - две рабочие системы шин, которые используются при 5 и более присоединений с повышенными требованиями к сохранению в работе присоединения. Условное изображение схемы на рисунке 10.

Рис. 10. Схема с двумя рабочими системами шин РУ-110 кВ

Достоинства схемы с двумя рабочими системами шин [3, стр. 81 - 83 и 4, стр. 25]:

требует  ячейку выключателя, где - количество присоединений;

занимает минимальные отчуждаемые площади с учетом количества присоединений при килевой установке одного шинного разъединителя на каждом присоединении;

гибкая фиксация присоединений по системам сборных шин.

более надежная схема, по сравнению со схемой с одной секционированной системой шин на порядок увеличивает математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при прочих равных условиях.

Недостатки [3, стр. 81 - 83 и 4, стр. 25]:

по сравнению со схемой с одной секционированной системой сборных шин требует установки на каждом присоединении второго шинного разъединителя;

при отказе нормально включенного шиносоединительного выключателя возможно полное погашение РУ;

при оперативных переключениях сборные шины имеют непосредственную электрическую связь на развилках из шинных разъединителей, и при возникновении отказов возможно полное погашение распределительного устройства;

неоднотипное управление разъединителями, большое количество технологических операций при оперативных переключениях, сложные электромагнитные блокировки и операции с разъединителями, что приводит к значительному числу инцидентов по вине персонала.

Для РУ-10 кВ с двумя автотрансформаторами и 15 отходящими линиями выбираем схему 10-9 - одна рабочая секционированная система шин [3, стр. 50 - 52 и 4, стр. 25], которая используется при наличии попарно резервируемых воздушных и кабельных линий, подключаемых к различным секциям шин. Условное изображение схемы на рисунке 11.

Рис. 11. Схема с одной секционированной системой шин РУ-10 кВ

автотрансформатор подстанция электрический

Достоинства схемы с одной секционированной системой шин [3, стр. 50 - 52]:

требует  ячейку выключателя, где - количество присоединений;

занимает минимально отчуждаемые площади с учетом количества присоединений;

наиболее дешевая схема с учетом количества присоединений.

простая и наглядная, электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны, как следствие минимизированы отказы по вине персонала;

жесткая фиксация присоединений по секциям;

является лучшей схемой с позиции надежности и экономичности при использовании современных выключателей в составе комплектных распределительных устройств (КРУ).

Недостатки:

попарное резервированные присоединения необходимо подключать к различным секциям;

при отказе нормально включенного секционного выключателя возможно полное погашение РУ.

2.5 Расчет технико-экономических показателей

Расчет технико-экономических показателей первого варианта

Выполняем расчет технико-экономических показателей.

Нормативный срок службы оборудования - 25 лет.

Стоимость сооружения подстанции 220/110/10 кВ определяем по укрупненным базисным показателям стоимости в ценах 1991г. [9] с последующим пересчетом к рассматриваемым годам с помощью коэффициентов удорожания приведенных в техническом задании.

Стоимость двух трансформаторов АТДЦТН-200000/220/110/10-У1:

,(84)

где  - стоимость автотрансформатора 220/110/10 мощностью 200 МВА,  [9, стр. 294].

Стоимость РУ-220 кВ при 6 комплектах выключателей:

,(85)

где  - стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя,  [9, стр. 293].

Стоимость РУ-110 кВ при 11 комплектах выключателей:

,(86)

где  - стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя,  [9, стр. 293].

Стоимость РУ-10 кВ при 18 комплектах выключателей:

,(87)

где  - стоимость ячейки на один комплект выключателя включая соответствующую часть здания закрытого распределительного устройства,  [9, стр. 293].

Стоимость сооружения подстанции рассчитывается как

(88)

Капиталовложения по годам с учетом удорожания равны

,(89)

где  - капиталовложения по годам строительства в отн.ед.;  - коэффициент удорожания к базовому 1991г. по годам.

Капиталовложения в 2014г. по данным из технического задания  (30%),  равны

 тыс.руб.

Для 2015 и 2016гг. расчет выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в строку капитальных вложений в таблице 7.

Таблица 7 - Технико-экономические показатели первого варианта

Суммарные капиталовложения равны

 .(90)

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования:

,(91)

где ,  - коэффициенты ежегодных издержек на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования в долях от капиталовложений соответственно напряжением 220 кВ и выше  (4,9 %) и до 150 кВ  (5,9 %) [9, стр. 258]; - коэффициент удорожания к базовому 1991г., принимаем по последнему году строительства, .

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу 7 в строку издержек с 2017г.

Суммарные издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования за нормативный срок службы:

(92)

Амортизационные отчисления на реновацию подстанционного оборудования рассчитываются по выражению:

(93)

где  - коэффициент амортизационных отчислений на реновацию подстанционного оборудования, определяем исходя из условия достаточности накопительной амортизации для замены выбираемого оборудования за нормативный срок службы [11, стр. 130] .

Издержки на реновацию подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу 7 в строку издержек с 2017г.

Суммарные издержки на реновацию подстанционного оборудования за нормативный срок службы:

(94)

Тарифы на электроэнергию по годам рассчитываются по формуле [10, стр. 350]

,(95)

где  - ежегодное удорожание тарифа (8 %);  - индекс изменения цен по отношению к году начала инвестиций г.

Для 2017г. тариф равен

.

Тарифы на электроэнергию приведены в таблице 7.

Выручка от передачи электроэнергии потребителям по годам определяется по выражению:

, (96)

где - объем переданной электроэнергии потребителям, ; - тариф на электроэнергию, ;  - индекс затрат на транспортировку электроэнергии через подстанцию потребителям СН и НН, принимаем равным 10 % от индекса затрат на транспортировку электрической энергии сетевой компанией.

Согласно техническому заданию индекс транспортировки электрической энергии сетевой компании равен 0,3. Отсюда

.(97)

Выручка от передачи потребителям в 2017г. при объеме переданной энергии составит:

.(98)

Выручка от передачи электрической энергии по годам приведена в таблице 7. Суммарная выручка от передачи электрической энергии за нормативный срок службы:

(99)

Ущерб от недоотпуска электроэнергии рассчитывается по формуле [8, стр. 46]:

.(100)

Ущерб в 2017г. (100) от недоотпуска электроэнергии (66) составит:

.(101)

Для других годов расчет ущерба выполняется аналогично. Расчетные данные приведены в строке ущерб таблицы 7.

Суммарный ущерб от недоотпуска электрической энергии за нормативный срок службы:

(102)

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторах [8, стр. 103, 104]:

,(103)

где , ,  - потери короткого замыкания обмоток высшего, среднего и низшего напряжения равные

;(104)

;(105)

.(106)

Затраты на возмещения потерь электроэнергии по годам рассчитываем по формуле:

.(107)

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах в 2017г. составят:

.

Для других годов расчет затрат на возмещение потерь в трансформаторах выполняется аналогично. Расчетные данные приведены в таблице 7.

Суммарные затраты на возмещения потерь за нормативный срок службы:

(108)

Балансовая прибыль от передачи электроэнергии равна

.(109)

Налог на прибыль (18 %) определяется по выражению:

.(110)

Чистая прибыль равна балансовой прибыли за вычетом налога:

.(111)

В 2017г. балансовая прибыль составила

,

налог на прибыль -

,

чистая прибыль -

Для других годов показатели , ,  рассчитывается аналогично. Расчетные данные приведены в таблице 7.

Суммарные затраты рассчитываются по формуле

.(112)

Затраты в 2014г. равны

,(113)

а в последующие годы могут быть найдены по формуле

.(114)

Рассчитанные по формулам (113) - (114) затраты  приведены в таблице 7.

Чистый доход рассчитывается как

.(115)

Чистый доход в 2014г. равен

(116)

В последующие годы

.(117)

Расчетные данные  приведены в таблице 7.

Простой срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.(118)

Срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [10, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом  и , то срок окупаемости равен

.(119)

При

.

Финансово-экономические показатели с учетом получаемого дохода определяем по формуле сложных процентов [10, стр. 356] дисконтируемых к началу эксплуатации подстанции.

Коэффициент дисконтирования к году начала эксплуатации рассчитывается по формуле [10, стр. 356]:

.(120)

где  - норма дисконта, по данным технического задания  (17 %);  - год начала эксплуатации подстанции, .

Коэффициенты дисконтирования по годам приведены в таблице 7.

Суммарные дисконтированные затраты [11, стр. 129] определяются как

.(121)

Дисконтированные затраты в 2014г. равны

.(122)

Суммарные дисконтированные затраты в последующие 2015 - 2041 годы можно рассчитать по формуле:

Расчетные данные (122), (123) сведены в таблицу 7.

Чистый дисконтный доход [11, стр. 124]:

, (124)

Чистый доход в 2014г. равен

(125)

В последующие годы

.(126)

Расчетные данные  приведены в таблице 7.

Дисконтированный срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.(127)

Дисконтированный срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [10, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом  и , то срок окупаемости равен

.(128)

При

.(129)

Индекс доходности инвестиций (рентабельность инвестиций) [11, стр. 125] рассчитываем по формулам:

.(130)

Результаты индекса доходности инвестиций  по годам приведены в таблице 7.

Внутренняя норма доходности определяется из решения уравнения [10, стр. 363]:

.(131)

Для расчета  используем метод итеративного приближения [10, стр. 364]. С учетом (109) и (111) преобразуем уравнение (131):

Используем метод Ньютона. Итерационная формула метода Ньютона:

.

Начальное приближение:

.

Условие окончания итерационного процесса:

,

где  - точность расчета, принимаем равной .

В результате решения ходим .

Расчет технико-экономических показателей второго варианта

Расчет технико-экономических показателей для второго варианта выполняем аналогично расчетам, выполненным для первого варианта в разделе 2.5.1.. Расчетные данные (84) - (130) сводим в таблицу 8.

Стоимость двух трансформаторов АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в ценах 1991г.:

,

где  - стоимость автотрансформатора 220/110/10 мощностью 250 МВА,  [9, стр. 294].

Стоимость РУ-220 кВ, РУ-110 кВ, РУ-10 кВ рассчитана в разделе 2.5.1.:

, ,

Капиталовложения в сооружение подстанции (88) в ценах 1991г.:

Капиталовложения по годам строительства 2014 - 2016гг. (89) приведены в таблице 8.

Капиталовложения в подстанцию с учетом удорожания (90) равны

.

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования: и амортизационные отчисления на реновацию, рассчитанные по формулам соответственно (91) и (93), приведены в таблице 8.

Суммарные издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования за нормативный срок службы (92):

Суммарные издержки на реновацию подстанционного оборудования за нормативный срок службы (94):

Выручка от передачи электроэнергии потребителям по годам (96) приведена в таблице 8. Суммарная выручка от передачи электрической энергии за нормативный срок службы (99):

Ущерб  (см. раздел 2.3.3).

Таблица 8 - Технико-экономические показатели второго варианта

Потери электроэнергии в трансформаторах (103):

,

где , ,  - потери короткого замыкания обмоток высшего, среднего и низшего напряжения (104) - (106) равные

;

;

.

Расчет затрат на возмещения потерь электроэнергии по годам (107) выполнен в таблице 8. Суммарные затраты на возмещения потерь за нормативный срок службы (108):

Финансово-экономические показатели, рассчитанные по формулам (109) - (130) для второго варианта, приведены в таблице 8.

Внутренняя норма доходности .

Сравнение технико-экономических показателей вариантов

Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов сводим в таблицу 9.

Таблица 9 Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

В сравниваемых вариантах накопительная амортизация достаточна для замены выбираемого оборудования подстанции :

;

Уровень рентабельности для первого и второго вариантов приемлем для инвесторов, так как

;

.

По всем технико-экономическим показателям, за исключением ущерба от недоотпуска электроэнергии, преимущество имеет первый вариант. В первом варианте возможный ущерб от недоотпуска электроэнергии, по сравнению с выручкой от передачи элекроэнергии, мал. Поэтому принимаем первый вариант схемы электрических соединений - схема с использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 с РУ-220 кВ по шестиугольник, с РУ-110 кВ по схеме две рабочие системы шин, с РУ-10 кВ - одна рабочая секционированная система шин.

Список использованных источников

1. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций. - М.: Академия, 2009. - 448 с.

2. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. - М.: ЭНАС, 2009. - 456 с.

3. СТО 56947007-29.240.30.047-2010 Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. - М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. - 128 с.

4. СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. - М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. - 132 с.

5. Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов. - М.:Академия, 200. - 176 с.

6. СТО 56947007-29.180.01.116-2012 Инструкция по эксплуатации трансформаторов. - М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. - 52 с.

7. Карнеева Л.К., Рожкова Л.Д. Электрооборудование электростанций и подстанций (примеры расчетов, задачи, справочные данные). Практикум. - Иваново: МЗЭТ ГОУ СПО ИЭК, 2006. - 226 с.

8. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 288 с.

9. Карапетян И.Г., Файбисович Д.Л., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 с.

10. Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики. - М.: Изд-во ИПКгосслужбы, 2005. - 384 с.

11. Экономика энергетики / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалева. - М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 288 с.

12. Методические указания к курсовому проектированию по курсу «Электроэнергетика, ч.1» / А.С. Жданов, А.Г. Акишина, Н.Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2005. - 26 с.

13. СТО ИрГТУ.005-2007 Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2009. - 36 с.

14. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого издания. - М.: Изд-во «КноРус», 2014. - 488 с.

15. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков, В.В. Жуков [и др.]. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 144с.

16. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергия, 1974. - 221 с.

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

18. Номенклатурный каталог. - Тольятти: Тольяттинский трансформатор, 2013. - 54 с.