Реконструкция понижающей подстанции 110/35/6 кВ

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом, который закрепляется на изоляторах, установленных на ЖЗБ опорах.

Это ОРУ выполняется с разъединителями горизонтально-поворотного типа, с элегазовыми выключателями. Конструкции для подвески ошиновки из сборного железобетона или металлические, стулья под оборудования - железобетонные.

Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединит выключатель.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами данной конструкции ОРУ - стандартные, железобетонные.

Конструкция ОРУ 35 кВ

Открытое РУ 35 кВ по схеме Одна система сборных шин, секционированная выключателем. Металлические стойки расположены через 4-6 м, соединены кивеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию, на которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока, а в верхней части - разъединители и сборные шины. Между линейным и шинным разъединителями есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме на опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов. Приводы разъединителей монтируются на основных металлических стойках. Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей. Такое ОРУ достаточно компактно, но не вполне удобно в эксплуатации и из-за высокого расположения разъединителей.



2. Проектирование электрической сети 110 кВ

2.1 Анализ сети

Электроснабжение потребителей в рассматриваемом районе осуществляется филиалом ОАО «МРСК СК» Карабудахкентские РЭС.

Техническое состояние сети в целом позволяет обеспечить необходимую надежность электроснабжения потребителей. Однако, многие ВЛ устарели, из-за физического износа потеряли первоначальные коэффициенты запаса прочности и надежности. Слабыми местами в работе сети 35 кВ и выше являются низкие темпы технического перевооружения в связи с недостаточным финансированием и отсутствием гроза защиты на ВЛ порядка двадцати процентов. При числе грозовых ежегодных часов более восьмидесяти отсутствие грозозащитного троса отрицательно сказывается на состоянии проводов ВЛ.

На фоне существующего увеличения электропотребления промышленными отраслями и потребителями сельского хозяйства (фермерское направление), довольно высокими темпами происходит рост коммунально-бытового потребления и нефтеперерабатывающей отрасли.

В связи с этими факторами, а также с учетом образования новых потребителей электрической энергии, что вызывает рост нагрузок, необходима реконструкция сети для обеспечения качества и надежности передаваемой электрической энергии.

2.2 Данные для проектирования сети

В ходе реконструкции сети предусматривается замена проводов линий Л-113, Л-142 и Л-104 на АС-150. Питание подстанции «Рассвет» получает по двум линиям Л-113 и Л-104. Питание подстанции «Насосная-2» получает по линии Л-113. Питание подстанции «Изберг-Северная» получает по двум линиям Л-113 и Л-104. Питание подстанции «Манас-тяговая» получает тоже по двум линиям Л-104 и Л-142.

Данные линий электропередач района приведены в таблице 2.1.

Таблица 2 1. - Нагрузки подстанций района энергосистемы

Линия электропередачи	Марка провода	Длина ЛЭП, км
Л-142 ПС Махачкала-330 ? ПС Манас-тяговая	АС-150	15,4
	АС-185	0,6
Л-113 ПС Махачкала-330 ? ПС Изберг -Северная	АС-150	18,8
	АСК-150	11,9
	АС-120	0,8
Л-104 ПС Изберг-Северная- ПС Манас-тяговая	АС-150	0,5
	АС-120	3,9
	М-70	22,6

Данные о трансформаторах подстанций района энергосистемы приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Данные трансформаторов района энергосистемы.

Подстанции	Нагрузки Sном, кВА
ПС Насосная-2	5000
ПС Манас-тяговая	24000
ПС Рассвет	22700
ПС Изберг-Северная	18600

2.3 Выбор номинального напряжения сети

При проектировании развитии электрической сети одновременно с разработкой вопроса о конфигурации электрической сети решается вопрос о выборе ее номинального значения. Выбор напряжения осуществляется из шкалы номинальных значений.

Номинальное напряжение U_ном зависит от многих факторов, поэтому задача его выбора не может однозначного решения. При проектировании электрических сетей используется несколько подходов. Одним из таких подходов является выбор U_ном по эмпирической формуле:

Формула Стилла

; (2.1)

Выбираем номинальное напряжение для линии Л-113

кВ; (2.2)

Выбираем номинальное напряжение для линии Л-142

кВ; (2.3)

Выбираем номинальное напряжение для линии Л-104

кВ; (2.4)

Из полученных формул выходит то, что рациональным для нас является напряжение 110 кВ, так как напряжения, полученные по этим формулам необходимо округлять в большую сторону до стандартного номинального значения.

2.4 Выбор сечений и марок проводов линий электропередач

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Определим сечение провода для линии Л-113 по экономической плотности тока.

Определим ток

А; (2.5)

Определим сечение провода

; (2.6)

где экономическая плотность тока при Т_мах=4800[1]

Выберем провод марки АС-150/24, по условию образования короны на 110кВ минимальное сечения 70 мм². Проверим провод по нагреву.

где допустимый длительный ток [2]

Провод проходит по нагреву.

Проверим провод при аварийном режиме, при отключении одной из параллельных линий (Л-142 или Л-104)

А; (2.7)

Провод подходит по нагреву в аварийном режиме.

Определим сечение провода для линии Л-142 по экономической плотности тока.

Определим ток

А;

Определим сечение провода

;

где экономическая плотность тока при Т_мах=4800[1]

Выберем провод марки АС-150/24, по условию образования короны на 110кВ минимальное сечения 70 мм². Проверим провод по нагреву.

где допустимый длительный ток [2]

Провод проходит по нагреву.

Определим сечение провода для линии Л-104 по экономической плотности тока.

Определим ток

А;

Определим сечение провода

;

где экономическая плотность тока при Т_мах=4800[1]

Выберем провод марки АС-150/24, по условию образования короны на 110кВ минимальное сечения 70 мм². Проверим провод по нагреву.



где допустимый длительный ток [2]

Провод проходит по нагреву.

Данные линий приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Данные линий электропередач

№ Линии	Марка провода	L Км	Uн кВ	R0 Ом/км	X0 Ом/км	B0 мкОм/км	I A
Л-113	АС-150/24	31,5	110	0,198	0,42	2,699	450
Л-142	АС-150/24	16	110	0,198	0,42	2,699	450
Л-104	АС-150/24	27	110	0,198	0,42	2,699	450

2.5 Расчет потокораспределения в сети

2.5.1 Разработка схемы замещения сети

Схема замещения - электрическая схема, в которой все реальные элементы заменены максимально близкими по функциональности цепями из идеальных элементов.

Для рассматриваемой электрической сети составляется расчетная схема замещения. Данная расчетная схема замещения сети приведена на рис.2.1.



Рис. 2.1 Расчетная схема замещения района энергосистемы.

2.5.2 Определение основных параметров схемы замещения электрической сети

По схеме замещения производим расчет линий и трансформаторов электрической сети. Определим активное, реактивное, полное сопротивление и емкостную проводимость для всех ЛЭП, а так же зарядную мощность линий. Данные линии Л-113 приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Данные линии Л-113

№ Линии	Марка провода	L Км	Uн кВ	R0 Ом/км	X0 Ом/км	B0 мкОм/км	I A
Л-113	АС-150/24	31,5	110	0,198	0,42	2,699	450



Активное сопротивление линий определяется

R_л (2.8)

Реактивное сопротивление линий определяется

Х_л (2.9)

Полное сопротивление линий равно: Z_л1=6,237+13,23

Емкостная проводимость линий определяется

B_л= B₀ **=2,699*31,5=85 мкСм; (2.10)

Зарядная мощность линий определяется

Q_зл1= B_л1=110²*85=1,02 МВар; (2.11)

Аналогично определяем все параметры и для остальных линий. Полученные значения сведем в таблицу 2.5:

Таблица 2.5 - Расчетные данные линий электропередач

№ линии	Марка провода	Rл	Xл	Zл	Bл	Qз
Л-113	АС-150	6,237	13,23	6,237+j13,23	85	1,02
Л-142	АС-150	3,168	6,72	3,168+j6,72	43	0,5
Л-104	АС-150	5,4	11,34	5,4+j11,34	73	0,88

По схеме замещения производим электрический расчет сетевых трансформаторов:

На подстанции «Рассвет» установлен трансформатор типа ТДТН-16000/110 [7]. Данные этого трансформатора приведены в таблице 2.6:

Таблица 2.6 - Технические данные трансформатора ТДТН-16/110

Тип трансформатора	МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт
		ВН	СН	НН	Px	Pk	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-16000/110	16	115	338,5	6,6	21	100	10,5	17,5	6,5	0,8

Определим активное сопротивление обмоток трансформатора:

Для начала определим общее сопротивление трансформатора

Ом; (2.12)

а = (2.6) m ==; (2.7)

Сопротивление первой обмотки

Ом; (2.13)

Сопротивление второй обмотки

=1,29 Ом (2.14)

Сопротивление третьей обмотки

; Ом (2.15)

Определим реактивные сопротивления обмоток трансформатора:

X_в =X₁Ом;

X_с =X₂; (2.17)

X_н =X₃Ом;

Полное сопротивление обмоток трансформатора:

Z₁=1,29+j44,4; Z₂=1,29; Z₃=2,58+j27,9;

Определим потери мощности в трансформаторе:

(2.19)

Определим активные потери

МВт; (2.20)

Определим реактивные потери

МВар; (2.21)

По формуле (2.14) определим полные потери: ;

Определим активную

мкСм; (2.22)

Емкостную проводимость

мкСм; (2.23)

Находим коэффициенты трансформаций



(2.24)

(2.25)

(2.26)

Аналогично производим расчет для остальных трансформаторов подстанций.

Полученные значения занесем в таблицу 2.7

Таблица 2.7 - Расчетные данные трансформаторов

ПС	Тип трансформатора	R1	R2	R3	X1	X2	X3	Z1	Z2	Z3
		Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом
«Рассвет»	ТДТН-16000/110	1,29	1,29	2,58	44,4	0	27,9	1,29+j44,4	1,29	2,58+j27,9
«Манас-тяговая»	ТДТНЖ-25000/110	0,53	0,53	1,06	28,4	0	16,5	0,53+j28.4	0.53	0.53+j16.5
«Изберг-Северная»	ТДТН-16000/110	1,29	1,29	2,58	44,4	0	25,8	1,29+j44.4	1.29	2.58+j25.8
Насосная-2	ТМН-6300/110	29	29		44	44		29+j44	29+j44
ПС			GT	BT	КТ1	КТ2	КТ3
	МВт	МВар	мкСМ	мкСМ
«Рассвет»	0.042	0.26	3,17	1,97	1	0,33	0,057
«Манас-тяговая»	0,084	0,45	6,35	34	1	0,24	0,096
«Изберг-Северная»	0,046	0,32	3,47	24	1	0,33	0,096
Насосная-2	0,0115	0,05	0,86	3,7	1	0,057

По полученным значениям производим расчет сети по программе Rastr.

2.5.3 Расчет установившихся режимов максимальных и минимальных нагрузок и в аварийном режиме с применением программы Rastr.

Расчеты режимов электрической сети производим с помощью программы Rastr. Перед проведением расчетов по программе надо подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной Rastr. Для этого необходимо:

· нарисовать схему с указанием всех узлов и ветвей;

· пронумеровать все узлы электрической сети, включая все промежуточные узлы. Например, электрическая станция может быть представлена двумя узлами - шины генераторного напряжения и шины за трансформатором. Узел в исходных данных программы соответствует электрическим шинам;

· для каждого узла определить его номинальное напряжение и нанести на схему;

· для каждого узла нагрузки определить активную и реактивную мощности потребления;

· для линий электропередач (ЛЭП) определить продольное сопротивление и проводимость на землю (проводимость задается в микросименсах и емкостный характер со знаком минус);

· для трансформаторов определить сопротивление, приведенное к стороне высокого напряжения, проводимость шунта на землю и коэффициент трансформации;

· автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя ветвями, из которых две имеют коэффициенты трансформации;

· определить номер балансирующего узла и его модуль напряжения.

По полученным данным для максимального режима электрической сети составляются таблицы узлов и ветвей. В меню программы необходимо выбрать Открыть - Узлы и Открыть - Ветви. На экране появятся два окна, содержащие пустые таблицы в которые вводятся данные по узлам и ветвям. Для выполнения расчета режима надо перейти в меню Расчет и выбрать команду Режим.

Максимальный режим сети

Расчет узлов

Тип	Номер	Название	U ном	Район	Pном	Q ном	Р г	Q г	V	Delta
База	1	Махачкала-330	115	1	63	33	127,3	68,9	115
Нагр	2	Насосная-2	110	1					113,84	-0,42
Нагр	3	Рассвет	110	1					112,83	-0,77
Нагр	4	Изберг-Северная	110	1					112,82	-0,89
Нагр	5	Манас-тяговая	110	1					112,98	-0,73
Нагр	6		6	1	4,5	2,2			6,37	-1,03
Нагр	7		110	1					107,99	-4,99
Нагр	8		35	1	6,1	2,9			35,61	-4,97
Нагр	9		6	1	14,3	6,9			6,03	-6,9
Нагр	10		110	1					108,68	-4,32
Нагр	11		35	1	5	2,4			35,85	-4,31
Нагр	12		10	1	11,7	5,6			10,27	-5,74
Нагр	13		110	1					109,98	-3,53
Нагр	14		27	1	6,5	3			26,39	-3,52
Нагр	15		10	1	15,1	7,3			10,44	-4,69

Расчет ветвей

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	B	Кт/r	P_нач	Q_нач
ЛЭП	1	2	Махачкала-330 - Насосная-2	1,98	4,2	-27		-31	-17
ЛЭП	2	3	Насосная-2 - Рассвет	1,98	4,2	-27		-26	-15
ЛЭП	3	4	Рассвет - Изберг-Северная	1,98	4,2	-27		-8	-4
ЛЭП	3	5	Рассвет - Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		3	2
ЛЭП	4	5	Изберг-Северная-Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		9	5
ЛЭП	1	5	Махачкала-330 - Манас-тяговая	3,17	6,72	-43		-33	-19
Тр-р	2	6	Насосная-2	29	44	3,7	0,057	-5	-2
Тр-р	3	7	Рассвет	1,29	44,4	2	1	-21	-12
Тр-р	7	8		1,29	0		0,33	-6	-3
Тр-р	7	9		2,58	27,9		0,057	-14	-7
Тр-р	4	10	Изберг-Северная	1,29	44,4	24	1	-17	-10
Тр-р	10	11		1,29	0		0,33	-5	-2
Тр-р	10	12		2,58	25,8		0,096	-12	-6
Тр-р	5	13	Манас-тяговая	0,53	28,4	6,3	1	-22	-12
Тр-р	13	14		0,53			0,24	-6	-3
Тр-р	13	15		1,06	16,5		0,096	-15	-8

По результатам расчета программы Rastr строим график электрической сети рисунок 2.2. При максимальном режиме падение напряжения в узлах сети незначительно.

Рис 2.2 Электрическая схема района при максимальном режиме



Минимальный режим сети

Расчет узлов

Тип	Номер	Название	U ном	Район	Pном	Q ном	Р г	Q г	V	Delta
База	1	Махачкала-330	115	1	63	33	104,4	52,9	115
Нагр	2	Насосная-2	110	1					114,3	-0,28
Нагр	3	Рассвет	110	1					113,7	-0,52
Нагр	4	Изберг-Северная	110	1					113,51	-0,59
Нагр	5	Манас-тяговая	110	1					113,79	-0,49
Нагр	6		6	1	2,9	1,4			6,44	-0,67
Нагр	7		110	1					110,95	-3,15
Нагр	8		35	1	4	1,5			36,6	-3,14
Нагр	9		6	1	9,3	4,5			6,25	-4,32
Нагр	10		110	1					111,19	-2,72
Нагр	11		35	1	3,3	1,6			36,68	-2,73
Нагр	12		10	1	7,6	3,6			10,57	-3,61
Нагр	13		110	1					111,97	-2,24
Нагр	14		27	1	4,2	2			26,87	-2,24
Нагр	15		10	1	9,8	4,7			10,67	-2,97

Расчет ветвей

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	B	Кт/r	P_нач	Q_нач
ЛЭП	1	2	Махачкала-330 - Насосная-2	1,98	4,2	-27		-20	-10
ЛЭП	2	3	Насосная-2 - Рассвет	1,98	4,2	-27		-17	-8
ЛЭП	3	4	Рассвет - Изберг-Северная	1,98	4,2	-27		-5	-3
ЛЭП	3	5	Рассвет - Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		2	1
ЛЭП	4	5	Изберг-Северная-Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		6	3
ЛЭП	1	5	Махачкала-330 - Манас-тяговая	3,17	6,72	-43		-22	-10
Тр-р	2	6	Насосная-2	29	44	3,7	0,057	-3	-2
Тр-р	3	7	Рассвет	1,29	44,4	2	1	-13	-7
Тр-р	7	8		1,29	0		0,33	-4	-2
Тр-р	7	9		2,58	27,9		0,057	-9	-5
Тр-р	4	10	Изберг-Северная	1,29	44,4	24	1	-11	-6
Тр-р	10	11		1,29	0		0,33	-3	-2
Тр-р	10	12		2,58	25,8		0,096	-8	-4
Тр-р	5	13	Манас-тяговая	0,53	28,4	6,3	1	-14	-7
Тр-р	13	14		0,53			0,24	-4	-2
Тр-р	13	15		1,06	16,5		0,096	-10	-5

По результатам расчета программы Rastr строим график электрической сети рисунок 2.3.



Рис 2.3. Электрическая схема района при минимальном режиме



Аварийный режим отключением линии Л-142.

Расчет узлов

Тип	Номер	Название	U ном	Район	Pном	Q ном	Р г	Q г	V	Delta
База	1	Махачкала-330	115	1	63	33	128,1	71,5	115
Нагр	2	Насосная-2	110	1					112,48	-0,87
Нагр	3	Рассвет	110	1					110,14	-1,71
Нагр	4	Изберг-Северная	110	1					109,34	-2
Нагр	5	Манас-тяговая	110	1					109,18	-2,07
Нагр	6		6	1	4,5	2,2			6,29	-1,5
Нагр	7		110	1					105,17	-6,12
Нагр	8		35	1	6,1	2,9			34,68	-6,1
Нагр	9		6	1	14,3	6,9			5,86	-8,13
Нагр	10		110	1					105,41	-5,61
Нагр	11		35	1	5	2,4			34,77	-5,6
Нагр	12		10	1	11,7	5,6			9,95	-7,12
Нагр	13		110	1					106,12	-5,03
Нагр	14		27	1	6,5	3			25,46	-5,02
Нагр	15		10	1	15,1	7,3			10,06	-6,27



Расчет ветвей

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	B	Кт/r	P_нач	Q_нач
ЛЭП	1	2	Махачкала-330 - Насосная-2	1,98	4,2	-27		-65	-38
ЛЭП	2	3	Насосная-2 - Рассвет	1,98	4,2	-27		-60	-35
ЛЭП	3	4	Рассвет - Изберг-Северная	1,98	4,2	-27		-20	-11
ЛЭП	3	5	Рассвет - Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		-18	-10
ЛЭП	4	5	Изберг-Северная-Манас-тяговая	2,67	5,67	-36,4		-3	-1
ЛЭП	1	5	Махачкала-330 - Манас-тяговая	3,17	6,72	-43		-33	-19
Тр-р	2	6	Насосная-2	29	44	3,7	0,057	-5	-2
Тр-р	3	7	Рассвет	1,29	44,4	2	1	-20	-13
Тр-р	7	8		1,29	0		0,33	-6	-3
Тр-р	7	9		2,58	27,9		0,057	-14	-8
Тр-р	4	10	Изберг-Северная	1,29	44,4	24	1	-17	-10
Тр-р	10	11		1,29	0		0,33	-5	-2
Тр-р	10	12		2,58	25,8		0,096	-12	-6
Тр-р	5	13	Манас-тяговая	0,53	28,4	6,3	1	-21	-12
Тр-р	13	14		0,53			0,24	-7	-3
Тр-р	13	15		1,06	16,5		0,096	-15	-8

При аварийном режиме, отключении линии Л-142, падение напряжения в узлах незначительно.



Рис 2.3 Электрическая схема района при аварийном режиме

3. Специальное задание. Регулирования напряжения на подстанции

3.1 Регулирование напряжения в ЭЭС

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств.

К числу способов регулирования относятся: регулирование напряжения с помощью переключения ответвлений на трансформаторах, регулирование напряжения изменением сопротивления сети, регулирование напряжения изменением потоков реактивной мощности.

Регулирование напряжения изменением сопротивления сети.

Напряжение у потребителя зависит от величины потерь напряжения в сети, которые в свою очередь зависят от сопротивления сетей. В распределительных сетях активное сопротивление больше реактивного, поэтому в этих сетях сечение иногда выбирается по допустимой потере напряжения. В питающих сетях наоборот, поэтому потери напряжения в значительной степени определяются реактивным сопротивлением линий, которое мало зависит от сечения. Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Чтобы изменить реактивное сопротивление, необходимо включить в схему конденсаторы (или длинные ВЛ высокого напряжения). Последовательное включение конденсаторов в линии называют продольной компенсацией (УПК), дает возможность компенсировать индуктивное сопротивление и потерю напряжения в линии. Применение УПК позволяет улучшить режимы напряжения в сетях. Однако, следует учитывать, что повышение напряжения, создаваемое такими конденсаторами, зависит от значения и фазы тока, проходящего через УПК. Поэтому возможности регулирования последовательными конденсаторами ограничены. Наиболее эффективно применение УПК для снижения отклонений напряжения на перегруженных линиях. УПК применяют не только для регулирования напряжения, но и для повышения пропускной способности линий.

Регулирование напряжения изменением потоков реактивной мощности.

Изменение распределения потоков реактивных мощностей в электрической системе достигается установкой синхронных компенсаторов и конденсаторов, а также перераспределением реактивных нагрузок между станциями системы. Пренебрегая потерями мощности в сети, получаем, что по электропередаче протекает мощность, равная мощности нагрузки. После установки у потребителя синхронного компенсатора при работе его с перевозбуждением часть реактивной мощности нагрузки покрывается компенсатором. По линии и через трансформаторы проходит меньшая реактивная мощность. Потеря напряжения в электропередаче при нагрузке компенсатора будет меньше, чем при работе электропередачи без него. Регулируя мощность синхронного компенсатора, можно изменять величину потери напряжения в сети. Заставляя работать компенсатор с недовозбуждением, когда он берет из сети реактивную мощность, потеря напряжения в сети увеличивается.

Регулируя мощность синхронного компенсатора, можно в широких пределах изменять потерю напряжения в линии и тем самым регулировать напряжение у потребителя. По своему действию конденсаторы эквивалентны перевозбужденному синхронному компенсатору. Конденсаторы, установленные на подстанциях позволяют разгрузить сеть от реактивной мощности; увеличить реактивную нагрузку сети ими нельзя. Следовательно, конденсаторами можно только повышать напряжение сети.

Конденсаторы собираются в батареи. Регулирование напряжения осуществляется делением батареи на части и включением и отключением их от сети независимо друг от друга.

При регулировании напряжения в электрических системах прибегать к увеличению потери напряжения в сети, используя для этого синхронные компенсаторы, приходится крайне редко. Учитывая преимущества конденсаторов перед синхронными компенсаторами, следует в качестве устройств для регулирования напряжения отдать предпочтение конденсаторным батареям.

Помимо указанных способов для регулирования напряжения применяются последовательные специальные регулировочные трансформаторы. Они прибавляют к напряжению нерегулируемого трансформатора или автотрансформатора (или вычитают из него) некоторое добавочное напряжение.

3.2 Регулирование напряжения на понижающих подстанциях.

Одним из распространенных способов регулирования напряжения на шинах подстанции является переключение ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток (как правило, высшего напряжения, имеющий меньший рабочий ток) трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления и специальные переключатели ответвлений, при помощи которых измеряют число включенных в работу витков, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.

; (3.1)

где и - число включенных в работу витков обмоток ВН и НН соответственно.

Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение, близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.

трансформатор напряжение подстанция



3.3 Расчет регулирования напряжения

Для регулирования напряжения на трансформаторах понижающих подстанций устанавливают специальное устройство - регулятор под нагрузкой, представляющее собой автоматическое устройство, меняющее рабочее ответвление витков обмотки трансформатора и, следовательно, коэффициент трансформации трансформатора. Устройство устанавливают в трансформаторах напряжением 35 кВ и выше и размещают, в нейтрали обмотки высокого напряжения. Это позволяет, во-первых, иметь наиболее плавное регулирование, так как число витков у обмотки высокого напряжения больше, чем у низкого напряжения, во-вторых, при переключениях выполняется коммутация меньших по величине токов чем на стороне низкого напряжения; в третьих, включение регулятора в заземленную нейтраль на высоком напряжении значительно снижает требования к изоляции устройства регулирования. Регулятор под нагрузкой осуществляет встречное регулирование напряжения, которое может выполняться автоматически и дистанционно. Вручную переключать регулятор запрещается. В виду того что при частом переключении переключатель регулятора выходит из строя автоматическое управление не рекомендуется, а рекомендуется дистанционное управление. Регулируемая обмотка может иметь 12, 16 или 18 ступеней регулирования по 1,5 или 1,78% то есть диапазон регулирования U_ном.

Относительное число витков для трансформаторов с РПН определяются по формуле

Для остальных ответвлений расчет производим аналогично, результаты занесем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

№ ответвлений	Относительное число витков	Напряжение ответвлений	Коэффициент трансформации
1	1,1602	133,423	20,21561
2	1,1424	131,376	19,90545
3	1,1246	129,329	19,5953
4	1,1068	127,282	19,28515
5	1,089	125,235	18,975
6	1,0712	123,188	18,66485
7	1,0534	121,141	18,3547
8	1,0356	119,094	18,04455
9	1,0178	117,047	17,73439
10	1	115	17,42424
11	0,9822	112,953	17,11409
12	0,9644	110,906	16,80394
13	0,9466	108,859	16,49379
14	0,9288	106,812	16,18364
15	0,911	104,765	15,87348
16	0,8932	102,718	15,56333
17	0,8754	100,671	15,25318
18	0,8576	98,624	14,94303
19	0,8398	96,577	14,63288

Рассчитываем РПН для трансформатора пс «Рассвет»- ТДТН-16000/110

В таблицу 3.2 занесем технические данные трансформатора[7]:

Таблица 3.2 - Технические данные трансформатора ТДТН-16000/110.

Тип трансформатора	МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт
		ВН	СН	НН	Px	Pk	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-16000/110	16	115	338,5	6,6	21	100	10,5	17,5	6,5	0,8

1) Расчет регулирования напряжения в максимальном режиме

Определяем напряжение ответвлений

; (3.2)

где: напряжение холостого хода на низкой стороне трансформатора

-желаемое напряжение в максимальном режиме

; (3.3) ;

-напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора в максимальном режиме, которое определяется в электрическом расчете.

-потери напряжения при максимальной нагрузке приведенной низкому напряжению трансформатора

; (3.4) ; (3.5)

где: активная составляющая потери напряжения

; (3.6)

реактивная составляющая потери напряжения

; (3.7)

-коэффициент загрузки трансформатора:

; (3.8) ;

Зная значение , определяем

; (3.9)



Определяем по формуле (3.5) потери напряжения трансформатора, в процентном соотношении:

;

По формуле (3.4) определяем потери напряжения при максимальном режиме: ;

Определяем число ответвлений напряжения о формуле (3.2):

;

По данному расчету из таблицы 3.1 выбираем ближайшие ответвления к рассчитанному:

Произведем проверку расчета

(3.8)

2) Расчет регулирования напряжения в минимальном режиме

Определяем напряжение ответвлений

; (3.9)

где: напряжение холостого хода низкого напряжения трансформатора

- желаемое напряжение в аварийном режиме

; (3.10) ;

-напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора в аварийном режиме, которое определяется в электрическом расчете.

-потери напряжения при аварийной нагрузке приведенной ко вторичному напряжению трансформатора: ; (3.11)

Определяем по формуле (3.4) потери напряжения трансформатора, в процентном соотношении , для этого сначала находим активные и реактивные составляющие потери напряжения по формулам (3.6) и (3.7):

; ;

Определяем коэффициент загрузки трансформатора по формуле (3.8):

; ; ;

;

По формуле (3.4) определяем потери напряжения при аварийном режиме:

Определяем число ответвлений напряжения о формуле (3.2):

По данному расчету из таблицы 3.1 выбираем ближайшие ответвления к рассчитанному:

Произведем проверку расчета:

На шинах среднего напряжения подстанции «Рассвет» положение ответвлений будет на номинальном, то есть на нулевом.



4 Механический расчет ВЛ-110 кВ.

Выполняем механический расчет для линии Л-142 с проводом АС-150.

1. Исходные данные для расчета.

ВЛ-110 кВ выполняется проводом АС - 150 на унифицированных промежуточных железобетонных опорах ПБ110-1.

Высота опоры H=22,6 м.

Расстояние от земли до нижней траверсы- h_п-з =14,5 м.

Для механического расчета принимаем:

Диаметр провода - d=0,0171 м,

высшая температура воздуха t_нб= +37 град,

низшая температура воздуха t_?= -26 град,

эксплуатационная температура t_э= + 11,8град,

по гололеду - II район, по ветру - V район,

b_г =0,01 м - толщина стенки гололеда при повторяемости 1 раз в 10 лет, м,

W=800 - максимальный скоростной напор ветра на высоте до 10 м от земли для II района по ветру при повторяемости 1 раз в 10 лет, Па,

температура при гололеде -5 град,

=19,2*10^-6 - температурный коэффициент линейного расширения материала провода, 1/град,

E =82,5*10⁹ - модуль упругости, Па,

290*10⁺⁶ - предел прочности при растяжении (временное сопротивление), Па,

l=240 м ? длина пролета.

Унифицированная опора ПБ - 110-1 имеет следующие характеристики:

район по гололёду: I, II;

марки применяемых проводов: АС - 70, АС - 95, АС - 120, АС - 150;

габаритный пролёт: 240 м;

ветровой пролёт: 300 м;

весовой пролёт: 270 м;

масса: 4,82 т.

Основные размеры даны в таблице 12.1.

Таблица 4.1. - Характеристики унифицированной опоры

Шифр опоры	Основные размеры по рисунку 12.1, м
	Н	h1	h2	h3	a1	a2	a3	b
ПБ - 110-1	22,6	2,0	14,5	3,0	2,0	3,5	2,0	3,0

Рис. 4.1. - Унифицированная опора ПБ - 110-1

1.1. Определяются удельные нагрузки

; (4.1)

где: g=9,81 м/с²-ускорение свободного падения тела;

m₀=0,599 кг/м-масса одного метра провода;

F=173,2*10^-6 м²-полное сечение провода.

1.2. Удельная нагрузка от веса гололеда

;(4.2)

где: g₀=900 кг/м³-объемный вес гололеда

b_г=0,01 м- толщина стенки гололеда

d=0,0171 м- внешний диаметр провода

1.3. Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода и гололеда

; (4.3)

1.4. Удельная нагрузка от давления ветра.

1.5.

(4.4)

где: б=0,67- неравномерность скоростного напора ветра по пролету при q=800 H/м³;

=1- коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку при длине пролета 240 метров;

=1,2 - коэффициент лобового сопротивления при диаметре меньшим 20 мм и проводов покрытым гололедом;

=800-скоростной напор ветра,

Sin²90=1;

90-угол между направлением ветра и осью ВЛ.

1.6. Удельная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом

(4.5)



1.7. Удельная нагрузка о его массы и давления ветра на провод

; (4.6)

1.8. Удельная нагрузка от массы провода, массы гололеда и давления ветра на провод при гололеде

; (4.7)

№ линии	i , Н/м3
	1	2	3	4	5	6	7
Л-142	34,6*103	43.4*103	78*103	63,5*103	51.4*103	72.3*103	93,4*103

2. Определение наибольшего допускаемого напряжения материала провода

2.1. Исходный режим при наибольшей нагрузке:

у_гнб=130 МПа -допустимое напряжение при наибольшей внешней нагрузке ,

г_нб=г₇=-наибольшая приведенная нагрузка,

t_гнб= -5 град-температура при наибольшей приведенной нагрузке.

2.2. При минимальной температуре и отсутствии внешних нагрузок

у_=130 МПа -допустимое напряжение при минимальной температуре,

-приведенная нагрузка от собственного веса провода,

t_=-26 град -минимальная температура.

2.3. При среднегодовой температуре и отсутствии внешних нагрузок:

у_э=87 МПа -допустимое напряжение при среднегодовой температуре,

-приведенная нагрузка от собственного веса,

t_э=11,8 град -эксплуатационная температура.

3. Определяется условная монтажная температура для каждого из исходных режимов.

3.1. Условная монтажная температура для режима наибольшей нагрузки

; (4.8)

где: =-5 град - температура гололеда

= Па -допустимое напряжение для режима мах температуры

температурный коэффициент линейного расширения материала провода, 1/град,

- модуль упругости

? длина пролета.

3.2. Условная монтажная температура для режима минимальной температуры

;

=-26 град - минимальная температура;

Па

3.3. Условная монтажная температура для эксплуатационного режима

;



=11,8 град - среднегодовая (эксплуатационная) температура

допустимое напряжение при среднегодовой температуре.

3.4. Сравниваем рассчитанные условные температуры между собой.

Минимальной является условная температура для режима наибольшей внешней нагрузки, что определяет исходный расчетный режим для провода АС-150/24 в пролете длиной 240 м

Па

4. Определения напряжения в проводе для всех нормативных сочетаний климатических условий.

4.1. Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при максимальной температуре

Получается неполное кубическое уравнение

; (4.11)

Определяются коэффициенты А и В

А=77

В=237037

4.2. Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле:

(4.12)

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

(4.13)

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

4.3. Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при минимальной температуре

Получается неполное кубическое уравнение

Определяются коэффициенты А и В

А=-22

В=237037

Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

4.4. Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при эксплуатационной температуре

Определяются коэффициенты А и В

А=37

В=237037

Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Согласно ПУЭ необходимо чтобы напряжение в проводе при среднегодовой температуре не превышало 30% его временного сопротивления.

Проверяем

(4.14)

что допустимо.

4.5. Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме гололеда



Получается неполное кубическое уравнение

Определяются коэффициенты А и В

А=11

В=1204632

Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Четвертая итерация



Пятая итерация

4.6. Решая уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме наибольшего ветрового напора

Получается неполное кубическое уравнение

Определяются коэффициенты А и В

А=11

В=1035003

Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Четвертая итерация

4.7. Определяем максимальную стрелу провеса провода

Она возможна в режиме максимальной температуры или в режиме гололеда.

Стрела провеса провода для режима максимальной температуры

; (4.15)

Для режима гололеда

; (4.16)

Следовательно, максимальной является стрела провеса при максимальной температуре: f₊ = 5,5 м.

5. Проверяем соблюдение габарита линии. Наименьшее допустимое расстояние до земли в населенной местности и на территории промышленных предприятий, согласно ПУЭ, 7 м.

Расчетный габарит равен



; (4.17)

где: 14,5 - расстояние от земли до низшей траверсы опоры ПБ110-1, м,

- длина изолятора, м,

- максимальная стрела провеса провода, м,

- запас на неровности почвы.

, что допустимо.

6. Рассчитываем стрелу провеса при минимальной температуре

; (4.18)

7. Рассчитываем стрелу провеса в эксплуатационном режиме.

; (4.19)

8. Рассчитываем тяжение по проводу для режима максимальной температуры

; (4.20)

Для остальных режимов расчет аналогичен. Результаты расчетов заносим в таблицу 4.2.



Таблица 4.2 - Результаты систематического механического расчета провода АС-150/24 для ВЛ-110 кВ.

Режим нагрузки провода	Температура	Удельная нагрузка	Напряжение в проводе, МПа	Стрела провеса, м	Тяжение по проводу , Н
Режим наибольшей нагрузки внешней нагрузки	-5	93,4	130	-	22516
Режим максимальной температуры	37	34,6	44,2	5,64	7655
Режим минимальной температуры	-26	34,6	70,1	3,55	12162,35
Режим гололеда	-5	78	102,8	5,46	7804,96
Режим ветровой нагрузки	-5	72,3	97	-	16800,4
Эксплуатационный режим	11,8	34,6	51,5	4,84	8919,8

9. Рассчитываем монтажные кривые. Это зависимости напряжения и стрелы провеса от температуры, то есть

= (t),

f_г = (t ) (4.21)

Определяем напряжение

Получается неполное кубическое уравнение

Определяются коэффициенты А и В

А=-12,7

В=237037

Уравнение решается методом Ньютона по следующей итерационной формуле

Результат с хорошей точностью достигается при 3-4 итерации. Как начальное приближение рекомендуется принять

Принимаем

Определяется напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Определяем стрелу провеса

Расчеты напряжений и стрел провеса провода для режимов с другими температурами выполняется аналогично.

Результаты расчетов заносятся в таблицу 4.3.

Температура, град	Напряжение, МПа	Стрела провеса, м
-26	70,2	3,55
-20	66,4	3,75
-15	63,5	3,92
-10	60,8	4,09
-5	58,4	4,26
0	56,16	4,43
5	54,09	4,6
10	52,18	4,77
15	50,43	4,94
20	48,8	5,1
25	47,3	5,26
30	45,9	5,42
35	44,62	5,58
37	44,2	5,65

Строятся монтажные кривые по данным таблицы. Это зависимости напряжения и стрелы провеса от температуры

Рис. 4.1. Монтажные кривые



5. Экономическая часть

В условиях рыночных отношений существует несколько форм собственности: государственная, акционерная, частная и смешанная, и пять источников финансирования капитальных вложений:

амортизационные отчисления на реновацию;

заемный капитал;

привлечение средств потребителей (через акционирование);

прибыль, включаемая в тариф в процессе его регулирования;

централизованное бюджетное финансирование для определенного круга задач: социальных, экологических и т.д.

Перечисленные источники финансирования оказывают влияние на прибыль:

- при использовании заемного капитала в прибыли следует учитывать выплату процентов за кредит и погашение кредита;

- привлечение средств потребителей требует выплаты им части прибыли в виде дивидендов;

- включение капитальных вложений в прибыль связывает тарифы с финансированием развития электроэнергетической системы;

- бюджетное финансирование влияет на налоговую часть прибыли.

Поэтому для оценки эффективности капитальных вложений используется несколько критериев.

5.1 Показатели экономической эффективности инвестиций

Простые методы оценки экономической эффективности инвестиций оперируют “точечными” или статическими значениями исходных данных, например, годовыми показателями работы проектируемых объектов [9]. Не учитываются вся продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков.

Эти методы достаточно широко распространены и применяются в основном для быстрой оценки проектов на предварительных стадиях разработки.

Простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП) определяется по характерному году расчетного периода, как правило, когда уже достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат инвестированного капитала.

На этапе экономического анализа, когда источник финансирования неизвестен, ПНП определяется как отношение чистой прибыли к суммарным инвестициям К

/K (5.1)

Величина чистой прибыли П_{ч t} численно равна балансовой прибыли П_{б t} за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль Н_t [9]

(5.2)

где ? стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t );

И_t - суммарные эксплуатационные издержки в год t.

Расчетная величина ПНП сравнивается с минимальным или средним уровнем доходности (процентной ставки по кредитам, ценным бумагам, депозитным вкладам).

Простой срок окупаемости капитальных вложений представляет собой период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции. Определяется период, в течение которого проект будет работать на «себя», т. е. как бы весь получаемый объем чистого дохода засчитывается как возврат инвестированного капитала.

Определение срока окупаемости капитальных вложений производится последовательным суммированием величины чистого дохода в стабильных ценах (без учета инфляции) по годам расчетного периода до того момента, пока полученная сумма не сравняется с величиной суммарных капитальных вложений, т.е.

(5.3)

где t_с и t_п - соответственно срок завершения инвестиций (окончания строительства) и момент начала производства;

К_t ? величина инвестиций в год t;

И'_t ? суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений;

- амортизационные отчисления на реновацию.

При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле

(5.4)

Недостаток этого метода ? не учитывается деятельность проекта за пределами срока окупаемости.

Интегральные (динамические) критерии экономической эффективности инвестиций оперируют с показателями работы проектируемых объектов по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В интегральных критериях также могут быть учтены прогнозируемые темпы инфляции. В интегральных критериях расходы и доходы, разнесенные по времени, приводятся к одному (базовому) моменту времени. Базовым моментом времени обычно является дата начала реализации проекта или дата начала производственной деятельности.

Чистый дисконтированный доход ЧДД. Расчет этого показателя производится дисконтированием чистого потока платежей (чистого дохода). Разность между притоками и оттоками денежных средств ? чистый доход на данном отрезке жизни Э_t:

(5.5)

где К_{лик t} - ликвидационная стоимость объекта.

Дисконтирование разновременных затрат и результатов осуществляется с помощью коэффициента приведения

; (5.6)

где Е ? норматив дисконтирования;

Т_пр ? год приведения.

Если накопленная в течение всего срока жизни объекта сумма чистых доходов отрицательна, это свидетельствует об убыточности проекта, т.е. о его неспособности возместить инвестированные средства, не говоря уже о выплате хотя бы минимальных дивидендов потенциальным инвесторам.

Чистый дисконтированный доход ЧДД или сумма дисконтированных чистых потоков платежей при приведении к началу расчетного периода (Т_пр=0)

; (5.7)

где Т_р - расчетный период, лет.

Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие .

При неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через сумму коэффициентов дисконтирования по формуле

; (5.8)

При этом определяется по специальным таблицам или по формуле

При сравнении нескольких вариантов выбирается вариант с наибольшей величиной ЧДД. Если варианты отличаются размером инвестиций, использование этого показателя нецелесообразно.

Доходность (рентабельность) инвестиций - отношение чистого дисконтированного дохода к дисконтированной величине инвестиций

; (5.9)

Поскольку это относительный показатель, он может использоваться при сравнении вариантов с разной величиной инвестиций.

Внутренняя норма доходности объекта ВНД характеризует норму дисконтирования Е, при которой ЧДД равен нулю.

Значение нормы дисконтирования, при котором чистый дисконтированный доход становится равным нулю, называется внутренней нормой доходности.

Используется в том случае, когда еще неизвестен источник финансирования.

Внутренняя норма доходности объекта (ВНД) в этом случае определяется из выражения

; (5.10)

где Е_вн - внутренняя норма доходности, являющаяся в данном случае искомой величиной и обеспечивающая справедливость равенства, определяется методом последовательных приближений при различных ставках дисконта.

При равенстве денежных потоков по годам расчетного периода ВНД может определяться по специальным таблицам.

Критерием эффективности инвестиций в сооружение проектируемого объекта служит условие превышения внутренней нормы доходности над величиной норматива дисконтирования Е

Е_вн > Е.

При сопоставлении нескольких вариантов сооружения проектируемого объекта критерием оптимальности варианта является выражение:

Е_вн => max.

Дисконтированный срок окупаемости затрат. Этот срок характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации объекта. Определяется при условии, что ЧДД равен нулю:

; (5.11)

где Т_ок.д ? последний год периода, после которого величина Э_д, определяемая с фиксированной нормой дисконта Е, приобретает положительное значение ? искомая величина.

При определении срока окупаемости рекомендуется приводить доходы и расходы к моменту завершения инвестиций t_с

; (5.12)

При приведении доходов и расходов к моменту начала вложения инвестиций срок окупаемости будет включать в себя и срок строительства.

Критерием экономической эффективности инвестиций в сооружение объекта служит выражение: Т_ок < Т_приемл, где Т_приемл ? приемлемый срок окупаемости.

Недостаток срока окупаемости ? не учитывается деятельность проекта за пределами срока окупаемости, поэтому этот критерий должен использоваться лишь в виде ограничения при принятии решения об инвестировании.

Суммарные дисконтированные затраты удобно использовать при сопоставлении альтернативных вариантов инвестиционного проекта, обеспечивающих равные результаты по годам, а также вариантов проектов, вообще не сопровождающихся денежными поступлениями

; (5.13)

Выбранный вариант обязательно проверяется по другим критериям.

Удельные затраты на производство продукции могут использоваться, когда невозможно или сложно привести варианты к одинаковому производственному эффекту. Этот показатель отражает минимальную расчетную цену единицы продукции

; (5.14)

где V_t - отпуск продукции по годам расчетного периода.

Эквивалентные среднегодовые затраты могут использоваться при сравнении проектов с разными жизненными сроками, чтобы не выравнивать варианты по этому показателю. В простейшем случае, когда инвестиции вкладываются в один год, затраты и результаты не меняются в течение жизненного срока, ликвидационная стоимость равна нулю, этот показатель представляет собой годовые приведенные затраты с дисконтированной нормой амортизации

или ( (5.15)

где

Амортизационные отчисления определяются с использованием дисконтированной нормы амортизации

; (5.16)

где ? дисконтированная норма амортизации, рассчитанная по формуле

, доли (5.17)

5.2 Экономическое обоснование реконструкции подстанции 110/35/6 кВ путем замены трансформатора

Капитальные вложения в объект приняты на основании увеличения нагрузки подстанции «Рассвет» 110/35/6. На сегодняшний день нагрузка подстанции составляет 10 МВт, в перспективе ожидается ее увеличение до 25 МВт. На сегодняшний день на подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА и 16 МВА.

В связи с требованием к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей необходимо заменить существующий трансформатор более мощным, так как в аварийном режиме при выходе из строя одного из трансформаторов, второй окажется недопустимо перегружен.

В первой главе данного дипломного проекта принято к установке трансформатор типа ТДТН - 16/110 мощностью 16 МВА.

Необходимо рассчитать экономическое обоснование реконструкции подстанции путем замены трансформатора. Экономическая выгода планируется, исходя из возможности дополнительного отпуска электроэнергии потребителям за счет увеличения мощности двухтрансформаторной подстанции.



5.2.1 Капитальные вложения

Для определения капитальных вложений в реконструкцию подстанции составим локальную смету (таблица 5.1.)

Таблица 5.1 Локальная смета реконструкции подстанции «Рассвет»

Наименование оборудования	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс. руб. (в ценах 1985г)	Общая сметная стоимость, тыс. руб. (1985г)	В ценах 2008г, тыс.руб.*
Трансформатор ТДТН-16/110	1	40	40	4221
ОРУ - 110 кВ по схеме «Мостик с выключателями в цепи тр-ров»	1	120	120	7560
Постоянная часть затрат	1	250	250	15750
Итого				27531

* ? принят коэффициент пересчета k = 63.

Таким образом, капитальные вложения составляют 27531 тыс.руб.

5.2.2 Годовые эксплуатационные расходы

Включают амортизационные отчисления И_а и затраты на обслуживание и ремонт И_обс

1 Амортизационные отчисления определены по нормам амортизации для подстанций (4.4 %):

И_а = 0,044 27531=1211,3 тыс руб.

2 Затраты на обслуживание и ремонт определены укрупненно (4.9 % от капитальных вложений):

И_обс = 0.049 27531 = 1349 тыс руб.

Таким образом, И = 1211,3 + 1349 = 2560,3 тыс руб.

5.2.3 Результаты реконструкции подстанции 110/35/6 кВ

Стоимостная оценка результатов строительства новой подстанции выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии

О_р = Т(jW - W)+П, (5.18)

где Т - средневзвешенный тариф на электроэнергию, 1,50 руб./ кВт·ч - на начало 2008г. (по данным ОАО «Дагэнерго»);

j - доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрические сети (j=0,3);

W-дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС , тыс. кВт·ч;

W - изменение потерь, тыс. кВт·ч (коэффициент потерь k принят в расчете 5 % );

П - увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов.

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Т_max

W = Р Т_max. (5.19)

В экономическом обосновании рассмотрен вариант средней присоединяемой нагрузки за расчетный период 16 лет, составляющий 10 МВт (табл. 5.2).

В расчете приняты два варианта:

· Т_max = 5500 ч - средняя величина по всем потребителям за 2008 г.

· Т_max =6500 ч - для перспективных потребителей, присоединяемых к ПС.

Балансовая прибыль от реализации дополнительной электроэнергии

П = О_р - И. (5.20)

Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль _н = 24 %

П_ч = П (1- _н). (5.21)

В более детальном расчете учитывается рост присоединяемой нагрузки по годам. Для этого в примере рассмотрены два сценария роста нагрузки, расчет произведен с использованием интегральных критериев экономической эффективности (табл. 5.3 и 5.4)

Расчет показателей эффективности

В расчете использованы как простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). По формулам (5.18)?(5.21) определены показатели, характеризующие результаты реконсрукции ПС.

Статические показатели определены по формулам (5.1) и (5.4).

· Простая норма прибыли (рентабельности) для варианта присоединения дополнительной нагрузки 5 МВт:

· Простой срок окупаемости

Динамические показатели определены исходя из предположения равенства денежных потоков по годам расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход ЧДД за расчетный период 16 лет рассчитываем по формуле (5.8) через сумму коэффициентов дисконтирования D_s.

? при норме дисконтирования Е = 10 % и расчетном периоде 16 лет D_s = 6.824;

тыс. руб.

? при норме дисконтирования Е = 14 % и расчетном периоде 16 лет D_s = 5.265;

тыс. руб.

Динамический срок окупаемости Т_ок.д - такой период, при котором дисконтированные результаты равны дисконтированным затратам.

Поскольку находим [9]: