Данный расчет производится для определения экономической эффективности капитальных вложений в выбранный на основании расчетов вариант.

Определим приведенные затраты, которые определяются следующим образом:

, (1.15.)

гдеE_п- нормативный коэффициент окупаемости, для каждой отрасли свой. В электрике E_п = 0.12, данный коэффициент показывает за сколько времени оборудование окупается;

К- единовременные капитальные вложения на сооружение подстанции и ежегодные эксплуатационные издержки;

И- ежегодные эксплуатационные издержки, тыс.руб;

У- вероятный народохозяйственный ущерб от перерыва электроснабжения потребителей;

Расчет годовых издержек производится по выражению:

(1.16.)

гдеР_ам- норма амортизационных отчислений, %;

Р_обс- норма отчислений на капитальный ремонт и реновацию, %; По /1, с. 548/, Р_ам = 6.4 %, Р_обс = 3.0 %

З_пот- затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах, определяемая по выражению:

,(1.17.)

гдеЗ'_э- стоимость 1кВт час потерь электроэнергии, определенный по /1, рис 8.1/, для , коп/кВтч ;

?Э'- потери электроэнергии зависящие от нагрузки, %;

З^''_э- стоимость 1кВт час потерь электроэнергии, определенный по /1, рис 8.1/, для , коп/кВтч;

?Э^''- потери электроэнергии не зависящие от нагрузки, %;

При определении затрат на возможные потери следует иметь в виду, что

,(1.18.)

гдеК_?- коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы, рекомендуется принимать равным 0.90.95;

Капиталовложения на сооружение подстанции определим по формуле:

(1.19.)

где?- коэффициент увеличения затрат в связи с транспортировкой, монтажом, наладкой подстанции, по /1, с.549/ определяем ? = 1.4;

С_з- заводская стоимость электрооборудования определяется из таблиц /1, с. 156, с.589/, тыс.руб.;

п- число трансформаторов ;

Согласно (1.19.) имеем:

тыс. руб.;

Время наибольших потерь определим как:

,(1.20.)

гдеТ_max- годовое число часов использования максимума нагрузки, рассчитываемое по заданным (зимнему и летнему) графикам нагрузки;

,(1.21.)

гдеS_{нагр.зп}- мощность ступеней нагрузки зимнего периода, %;

t_к- продолжительность ступеней нагрузки, ч;

t_з- число зимних дней в году;

S_{нагр.лп}- мощность ступеней нагрузки летнего периода, %;

t_л- число летних дней в году;

Согласно (1.21.) имеем:

ч ;

Тогда по формуле (1.20.) определяем время наибольших потерь:

ч ;

Согласно /3, с.98/ для показателей Т' и Т'' определяем и .

В нашем случае годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

(1.22.)

гдеР_хх- потери холостого хода трансформатора определяются согласно /1, с. 156/, кВт;

Р_кз- потери короткого замыкания трансформатора, определяются согласно /1, с. 156/, кВт;

По формуле (1.22.) определяем:

тыс. руб.

Определим годовые издержки по формуле (1.16.)

тыс. руб.

Так как в аварийном режиме отключение нагрузки не производится как по зимнему так и по летнему графику нагрузки, то, следовательно, народохозяйственного ущерба, связанного с перерывами в электроснабжении потребителей не будет.

Тогда приведенные затраты будут равны, по формуле (1.15.):

З = 0.12473.2 + 56.1 + 11.622 = 124.5 тыс. руб.

Найденные значения технико-экономического расчета сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Итоговые значения Технико-экономического расчета

Выбор главных схем

При выборе главной схемы электрических соединений должен учитываться ряд факторов: электрическая схема должна соответствовать условиям работы подстанции, обеспечивать надежное питание потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, доступной для дальнейшего развития и экономически выгодной.

С учетом напряжения, числа присоединений, типа проектируемой подстанции, а также перечисленных выше требований производим выбор главной схемы подстанции с напряжением 110 кВ на высокой стороне. Для нашей подстанции выбрана типовая схема: одиночная секционированная система шин с обходной.

Расчет токов короткого замыкания. Расчет сопротивлений

Для заданной схемы сети (рис. З.1.) составляем эквивалентную схему замещения (рис. 3.1.1). Схема замещения составляется относительно подстанции указанной в варианте (п/ст № 5).

Схема замещения сети

Рис. 3.1.1

Для проведения расчетов токов КЗ на высокой и низкой стороне напряжения трансформатора определяем сопротивление элементов схемы замещения, в относительных единицах.

Сопротивление линии определяется как:

,(3.1.)

гдеХ₀- удельное сопротивление линии, ;

l- длина линии, км;

S_б- базисная мощность, S_б = 1000 МВА;

U_ср- среднее напряжение в месте установки элемента, кВ;

Используя заданные значения длин линий, в соответствии с формулой (3.1.) определяем:

 о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Сопротивление трансформаторов определим по формуле:

,(3.2.)

гдеХ_Т%-относительное сопротивление трансформатора, для трансформатора S = 250 МВА и U=110кВ Х_Т% = 10.5 %, U=220кВ Х_Т% = 11 %;

Согласно (3.2.) имеем:

о.е.;

о.е.

Сопротивление генераторов определим по формуле:

,

гдеХ^''_d- сверхпереходное сопротивление генератора, для генераторов ТВВ-200 Х^''_d = 0.18;

Сопротивление автотрансформатора находим, учитывая относительное сопротивление АТДЦТН - 250000

Х_ВН-СН = 11 %; Х_ВН-НН = 32 %; Х_СН-НН =20 % /1, с. 160/;

Сопротивление автотрансформатора найдем по формуле:

;

,

где;

;

Сопротивление системы:

о.е.

При складывании сопротивлений: Х5, Х7; Х3, Х6, Х8;X9, Х10; Х11, Х12; X14, X15; X16, X17 получаем:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.2.

Схема замещения

Рис. 3.2

Параллельно складываем следующие сопротивления:

о.е.;

о.е;

о.е.

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.3.

Схема замещения

Рис. 3.3.

Преобразуем треугольник Х5,7 - Хэ - Х3,6,8 в звезду:

о.е.;

о.е.;

о.е.

Складываем сопротивления Хэ с ХА, Х₁ с Хс:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.4.

Схема замещения

Рис. 3.4.

Расчет токов короткого замыкания