Реконструкция подстанции "Сенная 100/35/10 кВ"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Актуальность темы обусловлена тем, что ухудшение технического состояния силового оборудования ПС «Сенная 110/35/10 кВ» является одной из основных причин роста повреждаемости. Необходимость реконструкции ПС возникает и по условиям морального износа: необходимость изменения схемы, замены трансформаторов; при этом должно меняться изношенное оборудование. Проблема техперевооружения и реконструкции ПС в связи со старением основных фондов и моральным износом является в современных условиях решающей для обеспечения живучести и надежности электроэнергетики. Реконструкция подстанции позволит повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей, а так же снизить потери электроэнергии и как следствие затраты на эксплуатацию.

Стратегия проведения работ по техперевооружению и реконструкции ПС должна учитывать финансовое положение «Сарэнерго» и строиться в ближайшие годы в направлении продления ресурса оборудования, применения восстановительных технологий. Продление ресурса оборудования неминуемо скажется на увеличении объема работ по устранению физического и морального износа объектов электрических сетей в будущем.

Преодоление дефицита финансовых и материальных ресурсов для проведения реконструкции невозможно без привлечения крупномасштабных инвестиций.

При замене оборудования на ПС рекомендуется ориентироваться на лучшие образцы оборудования, выпускаемого отечественными заводами. Использование оборудования производства иностранных фирм должно относиться к «приоритетным» объектам в случаях отсутствия аналогов в номенклатуре отечественных заводов.

Общие требования Госстроя РФ по организации проектирования электросетевого объекта изложены в «Порядке разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СП 11-101-95, СНиП 11-01-95) и «Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации па строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СНиП 11-01-95).

Госстрой РФ продлил действие СНиП 11-101 - 95 и СНиП 11-01-95 в качестве рекомендуемых положений в части, не противоречащей федеральным законам и постановлениям Правительства РФ (письмо Госстроя РФ от 20.03.03 №СК-1692/3).

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос реконструкции подстанции «Сенная 110/35/10 кВ». Решение этого вопроса заключается в том, чтобы после реконструкции подстанция имела наилучшие технико-экономические показатели, то есть при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемую надежность электроснабжения и качество электроэнергии. Кроме того, при проектировании задача по электроснабжению решается комплексно, с учетом перспективы развития потребителей.

Проектирование проводилось в соответствии как с общими директивными и нормативными документами (ПУЭ, ПТЭ и т.д.), так и со специально разработанными для ПС материалами.

Целью данного дипломного проекта явилась установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы с учетом перспективы развития. А именно: установка трансформаторов большей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные.

1. Реконструкция подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» для электроснабжения прилегающих поселков

Характеристика подстанции «Сенная 110/35/10 кВ»

Источники разработки являются результаты преддипломной практики.

Подстанция питается от ПС «Терешка» 220/110/35/6:

Линия 1 протяженностью 3.28 км Сенная -110кВ, марка АС-150/24

Линия 2 протяженностью 3.28 км Казановка -110кВ, марка АС-150/24

ПС «Сенная» 110/35/10кВ питает три категории потребителей:

5% - I категория

15% - II категория

80% - III категория

На ПС установлены два трансформатора Т1 и Т2:

Т-1:

тип ТДТН-10000/110, мощностью 10 МВА, зав. №75379, год выпуска 1969,

объем масла - 16,9 т.

Нормативный срок службы - 25 лет, отработан.

Техническое освидетельствование запланировано Северо-Восточным ПО в 2011 году.

Силовой трансформатор введен в эксплуатацию в 1970 г.

Т-2:

тип ТМТН-6300/110, мощностью 6,3 МВА, зав. №164, год выпуска 1982, объем масла - 16,3 т.

Нормативный срок службы - 25 лет, отработан.

Техническое освидетельствование запланировано Северо-Восточным ПО в 2011 году.

Силовой трансформатор введен в эксплуатацию в 1983 г.

Реконструируемая подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» предназначена для питания прилегающих поселков. Максимальная мощность подстанции, с учетом увеличения нагрузки, в зимний период составляет 20,21 МВА, в летнее время 13 МВА.

По категории электроприемников:

5% - I категория;

15% - II категория;

80% - III категория.

Питается подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» от подстанции «Терешка 220/110/35/6 кВ»:

1 цепь: воздушной линией протяженностью 3,28 км «Сенная»,

2 цепь: воздушной линией протяженностью3,28 км «Казановка».

Максимальная мощность трансформаторов:

;

где - расчетная мощность нагрузки на шины НН,

- расчетная мощность нагрузки на шины СН.

;

где - расчетная мощность нагрузки на шины НН;

- расчетная мощность нагрузки на шины СН.

W_год = Рi • Тi;

среднегодовую нагрузку:

Р_ср = ;

Р_ср = МВт.

коэффициент заполнения графика:

К_н = ;

К_н =

продолжительность использования максимальной нагрузки:

Т_max = ;

Т_max = ч.

Время максимальных потерь r:

В связи с тем, что обычно графики нагрузок отсутствуют, для расчетов принимают значения времени максимальных потерь r. В течение этого времени при наибольшей нагрузке потери энергии получаются такими же, как и при нагрузке, изменяющейся в течении года по действительному графику. Значение r определяется по эмпирической формуле [8]

r = ;

r = ч.

2. Главная схема электрических соединений, конструктивная часть и выбор силового оборудования

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

Ш схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надежности электроснабжения с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

Ш схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

Ш схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;

Ш схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

Ш число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Реконструкцией ПС выполняется в связи:

Ш с отработанным сроком службы трансформаторов;

Ш с увеличением нагрузок существующих потребителей;

Ш подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.

Расширением подстанции предусматривается выполнение:

- ОРУ 110 кВ по схеме (110-4) «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии»;

- ОРУ 35 кВ по схеме (35-9) «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»;

- РУ 10 кВ по схеме (10-1) «Одна секционированная выключателем система шин».

В существующих шкафах 10 кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаются вакуумные марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 (в двух секциях).

На подстанции устанавливаются два трехобмоточных трансформатора мощностью 16000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой.

Существующий трансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Для компенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установка дугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.

Щит постоянного тока комплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумя шкафами отходящих линий ШСН-1203.

Щит собственных нужд переменного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панель ввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линий ПСН-1114-78.

Щиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.

Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН, а от прямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемое оборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4 мм².

2.1 Технические решения реконструкции ПС «Сенная 110/35/10 кВ»

КТП-110 выполняются замена трехполюсных автоматических отделителей типа АД-110 и однополюсных короткозамыкателей типа КЗ-110 на элегазовые выключатели марки ВГТ-110 // * - 40/2500У1.

Схема вторичных соединений (защита, управление, автоматика и сигнализация) выполнена на переменном оперативном токе 220 В от трансформатора собственных нужд.

Управление всеми элементами подстанции осуществляется при помощи механических кнопок, имеющихся на пружинных приводах выключателей, а также на приводах выключателей. На КТП предусмотрены следующие устройства автоматики: электрическое мгновенное АПВ на выключателях отходящих линий 10 кВ; электрическое частотное АПВ при восстановлении частоты до заданного значения; устройство АЧГ на отходящих линиях 10 кВ; автоматическое отключение выключателя при действии защиты трансформатора; автоматическое восстановление питания шин низшего напряжения с помощью устройства АВР на 2-х трансформаторных подстанциях; АПВ вводного выключателя 10 кВ; автоматическое регулирование напряжения АПН на шинах, осуществляемое с помощью встроенного в силовой трансформатор устройства РПН; автоматическое включение обдува трансформатора при мощности более 10000 кВА и выше; автоматическое включение обогрева счетчиков; защита минимального напряжения на стороне 10 кВ при действии АВР на секционном выключателе.

На КТП предусмотрена сигнализация следующих режимов: аварийного отключения электрического присоединения; исчезновения напряжения на одной из секций шин; отказа автоматического возврата к первоначальной схеме подстанции; повреждения в цепях оперативного тока; действия газовой защиты; от перегрузки трансформатора; повышения температуры масла; неисправности зарядного устройства.

Фиксация причины действия сигнализации на подстанции осуществляется указательными реле, включенными в индивидуальные цепи аварийной и предупреждающей.

В комплект поставки КТПБ входят следующие элементы:

1) шкафы КРУН, комплектуемые в соответствии с заказом;

2) блоки с высоковольтной аппаратурой;

3) металлоконструкции и опорные изоляторы порталов вводов 110 кВ;

4) устройство освещения и заземления;

5) ошиновка ОРУ 110 кВ;

6) токопроводы, соединяющие выводы 6 - 10 кВ силовых трансформаторов со шкафом ввода в КРУН;

7) кабельные конструкции;

8) металлоконструкции для установки КРУН, аппараты высокочастотной связи и инвентарно-пожарного шкафа;

9) кронштейны с опорными изоляторами для крепления ошиновки;

10) шкаф для подстанционного оборудования;

11) металлические элементы ограды;

12) инвентарь и метизы для крепления конструкций.

В комплект заводской поставки КТПБ не входят:

а) силовые трансформаторы;

б) аппаратура высокочастотной связи;

в) силовые и контрольные кабели;

г) металл для контура заземления;

д) рельсы для установки трансформаторов.

Для подбора трансформаторов на подстанции 110/35/10 кВ определено, что целесообразно иметь в ПС два уровня напряжений 110/35 и 110/10 кВ. После обоснования такого решения подбираются трансформаторы 3-х обмоточные в соответствии с выбранными уровнями напряжений.

2.2 Обоснование выбора трансформаторов для реконструируемой ПС

Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность допустимых нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующего номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Основанием для ограниченных во времени нагрузок работы трансформатора, в том числе и выше номинальной, является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная температура охлаждающей среды (воздуха или воды).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВА включительно класса напряжения 110 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими инструкциями.

При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиком.

На ПС 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям СН и НН, не превышающих в течение расчетного периода и последующих пяти лет номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток СН и НН.

В соответствии с вышеизложенными указаниями рассмотрим варианты установки силовых трансформаторов

На подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» для составления графиков нагрузки и определения ее пиков проводятся летние и зимние режимные дни.

На основании данных полученных в ходе режимного дня и полученных перспективных потребляемых мощностей на стороне 10 кВ и 35 кВ строим графики нагрузки, на которых так же в виде прямой показываем мощности проектируемых трансформаторов.

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период не соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 на стороне 10 кВ и в отдельные часы превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 на стороне 10 кВ более чем на 187%.

Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» для использования самостоятельно в летние время и в параллельном режиме в зимний период.

Рассмотрим возможность использования трансформатор ТДТН-16000/110-76 в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ».

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-16000/110 на стороне 10 кВ и в отдельные часы превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-16000/110-76У1 на стороне 10 кВ не более чем на 117%. Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-16000/110-76У1 подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» для самостоятельной работы в зимний период.

Рассмотрим возможность использования трансформатор ТДТН-25000/110-76У1 в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ».

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-25000/110-76 на стороне 10 кВ и в отдельные часы не превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-25000/110-76У1 на стороне 10 кВ в пределах 75%. Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-25000/110-76У1 недогружён и не подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» из-за недозагруженности.

На основе расчетных данных по мощности, в таблицу заносятся паспортные данные трансформаторов и определяются параметры трансформаторов: активная, индуктивная составляющие сопротивления трансформатора по расчетным формулам.

Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110/35/10

№	Тип, мощность и Uвн, кВ	Потери, кВт	Сопротивление, Ом
		?Pxx	?Pкз	Rф	Xa	Xc	Xн
	ТДТН-16000/110	26	96	4,95	90	4,8	52,2

Годовой график по продолжительности нагрузок подстанции строится по характерному зимнему и летнему графику. Продолжительность зимнего периода 183 суток, а летнего периода 182 суток.

По годовым графикам вычисляют количество электроэнергии, потребляемое проектируемой подстанцией за год.

Мощность трансформаторов двух трансформаторной подстанции определяется на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности

S_T1 = ;

где: S_max - максимальная нагрузка подстанции;

К_II - коэффициент участия потребителей II категории;

К_ав - принятый коэффициент допустимой аварийной нагрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (К_ав = 1,4) допускается по ПУЭ [1] в течении не более 5 суток, время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в до аварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Принимаем К_ав = 1,4 так как время максимума нагрузки не превышает 6 часов, а является 5 часов в сутки. Отсюда:

S_T1 = МВА.

Округляем до большего стандартного значения по шкале ГОСТ 9680-77.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах состоит из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Если два одинаковых параллельно работающих трансформатора не отключаются при снижении нагрузки, то годовые потери холостого хода находят по числу часов их работы равно 8760 количество часов в году, а нагрузочные потери - по времени наибольших потерь r ? 1677,7 час.

Годовые потери электроэнергии для трехфазного трехобмоточного трансформатора составляют:

?W_р.год.= n • Р^/•8760 +;

Q_x = ;

Q_x = Мвар.

P^/_x = P_x + K_эк•Q_x;

P^/_x = 26 + 0,08•136 = 36,88 кВт.

Q_k = ;

Q_k = квар.

P^/_к = P_к + K_эк•Q_к;

P^/_к = 85 + 0,08•1680 = 219,4 кВт.

В трехфазных трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяют по формуле (при этом принимают S_нн = S_сн = 0,5•S_ном и Р_{к нн} = Р_{к сн} = 0,5• Р_{к вн}):

?W_р.год.= n • Р^/•8760 +=

= 2 • 36,88•8760 +0,5

=1020,6 МВт ч/год.

2.3 Экономическое обоснование проекта. Интегральные показатели экономической эффективности инвестиций

Целью реконструкции является установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы с учетом перспективы развития. А именно: установка трансформаторов большей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные.

Определим срок окупаемости инвестиций на реконструкцию с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Э_инт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

Э_инт = ЧДД = ? (R_t ? З_t) • б _t • К_д;

где: R_t - результат (доходы), достигаемый на первом шаге расчета;

З_t - затраты (без капитальных), осуществляемые на 1-м шаге расчета;

Т - продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

б _t - коэффициент дисконтирования.

б_t = ;

где: Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвертора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений:

К_д = ? К_t • б _t;

где: К_д - сумма дисконтированных капиталовложений;

К_t - капиталовложения на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

ИД = ;

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Е, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

Таким образом Е_ВН (ВНД) является решением уравнения:

;

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) неотрицательный.

Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности.

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта, необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта. В качестве критериев финансовой оценки используется рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

Р% = ;

где: П_ч - чистая прибыль производственно-хозяйственной деятельности t-го года тыс. руб./год;

R_t - выручка от реализации t-го года, тыс. руб./год.

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии.

Исходные данные

1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы.

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) Е=10% (0,01) (рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2011 года.

4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание Р_о=6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5. Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

Порядок расчета таблицы

«Ожидаемые ТЭП системы электроснабжения»

1. Учитывая вышеизложенное и рекомендации консультанта структуру и распределение во времени доходов и расходов показываем в таблице по всем годам за весь срок жизни проекта.

2. Энергообъект строится 3 года за счет собственных средств. Инвестиции по годам строительства распределяется следующим образом:

1 год - 20% от общей суммы инвестиций;

2 год - 50% от общей суммы инвестиций;

3 год - 30% от общей суммы инвестиций;

3. Учитывая особенности передачи и распределения электроэнергии, а также невозможность (в рамках требований государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работ проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом, рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом экономической части дипломного проекта) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения. Выручка от реализации в этом случае рассчитывается по формуле:

R_t = I • W_t • C_эt;

где: I - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (0,07?0,8)

W_t - объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения кВт•ч/г;

C_эt - тариф на электроэнергию, руб./кВт • ч.

4. Строка «Налоги и сборы» заполняется после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитываются как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов, сборов и отчислений:

Н_t = (R_t - 3_t) · n_t;

Прежде чем распределить по годам затраты, необходимо принять (по указанию консультанта по экономической части проекта) продолжительность строительной стадии, т.е. количество лет или месяцев от начала осуществления объекта до момента ввода его в эксплуатацию, затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капиталовложения.

При выборе схем электроснабжения определения структур З_t и расчет экономических элементов этого показателя производится по формуле:

З_t = И_эt + И_ot + Н_t;

где: И_эt - стоимость потерь электроэнергии t-го года, тыс. руб.;

И_эt - отчисления на эксплуатационное обслуживание t-го года, тыс. руб.;

Н_t - налоги и сборы t-го года, тыс. руб.;

Пример расчета ТЭП за 2014 год.

1. Выручка от реализации электроэнергии:

В = С_т · W · i;

где: С_т - тариф на электроэнергию;

W - объем транспортируемой электроэнергии;

i - индекс к стоимости объема перерабатываемой электроэнергии.

Выручку рассчитываем с 2014 по 2023 год т.к. первые три года (2011-2013) подстанция или СЭС не работает. Идет строительство объекта.

Выручка для последующих годов определяется аналогично.

2. Капиталовложения в проект составляют К_ПС=82 млн. руб. При определении Капиталовложения в ПС использовались коэффициент удорожания к ценам 2005 г. К_уд=1,5 (рекомендации консультанта), учитывался НДС в размере 18%, кроме того для получения полной стоимости ПС к базисным показателям добавлены затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно - изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Средние значение указанных затрат составляют: 1-1,5% - благоустройство и временные здания и сооружения, 10-11% - проектно-изыскательские работы и авторский надзор, 4-5% - прочие работы и затраты.

2011 - 20% от капиталовложения - 16400 т. руб.

3. Затраты на потери электроэнергии в СЭС:

И_пот = С_т · ?W;

где: ?W - потери электроэнергии в СЭС (т.кВт·ч).

?W_р.год.= n • Р^/•8760 +=

= 2 • 36,88•8760 +0,5

=1020,6 МВт ч/год

И_пот2014 = 2,71 · 1020,6 = 2765,8 т. руб.

Затраты на потери для последующих годов определяется аналогично.

4. Отчисления на эксплуатационное обслуживание:

И_обсл. = 6% · К/100;

где: К - общая сумма капиталовложений СЭС.

И_обсл. рассчитывается с 2014 по 2023 год (эта величина будет постоянной по годам этого периода).

И_обсл. = 6% · 82000/100 = 4920 т. руб.

5. Прибыль валовая:

П_вал = В - И_пот - И_обсл.;

П_вал2014 = 68729,9 - 2765,8 - 4920 = 61044,1 т. руб.

Прибыль валовая для последующих годов определяется аналогично.

6. Налоги и сборы:

Н = 0,6 · П_вал;

Н₂₀₁₄ = 0,6 · 61044,1 = 36626,47 т. руб.

7. Чистая прибыль:

П_чист = П_вал - Н;

П_{чист 2014} = 61044,1 - 36626,47 = 24417,64 т. руб.

Чистая прибыль для последующих годов определяется аналогично.

8. Чистый доход (без дисконтирования):

ЧД = П_чист2011 - К;

ЧД = 24417,64 - 0 = 24417,64 т. руб.

9. Чистый дисконтированный доход:

ЧДД = ЧД ·б;

ЧДД₂₀₁₄ = 24417,64 · 1 = 24417,64 тыс. руб.

Этот показатель рассчитывается с 2011 по 2023 год.

10. Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом: сложить все чистые дисконтированные доходы за предыдущие года.

11. Рентабельность продукции:

Р = ;

Р₂₀₁₄ =

Рентабельность продукции для последующих годов определяется аналогично.

Этот показатель рассчитывается с 2014 по 2023 год. Затем все показатели рентабельности продукции складываются, и рассчитывается средняя рентабельность:

;

10 лет - расчетный период работы подстанции.

12. Удельная себестоимость трансформации электроэнергии:

;

W_год - количество электроэнергии, потребляемое проектируемой ПС за год.

13. Индекс доходности:

;

руб./руб.

14. Внутренняя норма доходности:

;



16400+34338+17255,2=12013,6+10382,5+8964,3+

+7760,9+6712,05+5799,09+5022,13+4330,72+3742,9+3241,64;

В результате получили 67993 ? 67969, верное тождество, следовательно, ВНД составляет 19,4%.

Технико-экономическое обоснование проекта

Показатель	Ед. измерения	Величина
Напряжение	кВ	110/35/10
Мощность	МВА	2х16
Число часов использования максимальной нагрузки	ч/год	3136,3
Капитальные затраты	млн. руб.	82
Потери электроэнергии	МВт*ч/год	1020,6
Рентабельность продукции	%	35,87
Интегральный эффект	млн. руб.	101,002
Индекс доходности	руб./руб.	1,09
Дисконтированный срок окупаемости инвестиций	лет	4,5
Внутренняя норма доходности проекта	%	19,4

Проект реконструкции экономически выгоден, так как индекс доходности ИД больше 1, внутренняя норма доходности ВНД проекта составляет 19,4%, что выше заданной нормы доходности рубля (10%). Окончательное решение остается за инвестором, который сравнит ВНД с альтернативной стоимостью вложения капиталов.

2.4 Расчет токов короткого замыкания трансформаторов

Ток короткого замыкания является тем критерием, исходя из которого производится выбор всего электрооборудования, от изоляторов до выключателей, уставок релейной защиты и самой конструкции подстанции.

В дальнейших расчетах принимаем:

х₃=10,75%;

х₇=6,25%;

х₄=0.

Дальнейший расчет производим с выражением всех сопротивлений в именованных единицах. Определяем сопротивление ВЛ-110 кВ:)

х₁=х₂=х_оL, (4.4) (4.4)

х₁=х₂=0,2043,28= 0,66 Ом.

где х_о - удельное индуктивное сопротивление 1 км ВЛ-110 кВ проводом АС-150/24 [8];

L - протяженность ВЛ-110 кВ «Терешка-Сенная» (по проекту).

Подстанция питается от системы «бесконечной» мощности, следовательно, сопротивление системы принимаем равным нулю.

С учетом преобразования получаем расчетную схему замещения при раздельной работе трансформаторов, показанную на рисунке 9.

Расчет тока короткого замыкания в точке К₁:

а) раздельная работа трансформаторов.

Определяем действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К₁. При питании точки короткого замыкания от системы «бесконечной» мощности, действующее значение периодической составляющей I_k равно действующему значению установившегося тока короткого замыкания I:

;

Мощность короткого замыкания в точке К₁:

,

Ударный ток в точке К₁:

,

где k_уд=1,61,717 - ударный коэффициент для систем, с которой подстанция связана воздушными линиями ВЛ-110 кВ [8];

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Определяем сопротивление элементов схемы, в соответствии с рисунком 10, относительно базисного напряжения U_б1=115 кВ:

Согласно схемы замещения на рисунке 10, видно, что ток короткого замыкания равен сумме токов:



Сопротивление в цепи тока I_k1^* равно:

Тогда:

Суммарный ток в точке К₁:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:

Расчет тока короткого замыкания в точке К₂.

Определяем сопротивление элементов схемы замещения согласно рисунка 12, относительно базисного напряжения U_б2=37 кВ:

а) раздельная работа трансформаторов.

Сопротивление до точки короткого замыкания К₂:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Мощность короткого замыкания в точке К₂:



Ударный ток:

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Определим сопротивления элементов схемы для схемы преобразования в соответствии с рисунком 14:

Определим сопротивление до точки короткого замыкания для расчетной схемы на рисунке 14.:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:



Расчет тока короткого замыкания в точке К₃.

Определим сопротивления схемы замещения для точки короткого замыкания К₃ относительно базисного напряжения U_б3=10,5 кВ:

а) раздельная работа трансформаторов.

Расчетное сопротивление точки короткого замыкания К₃:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Мощность короткого замыкания в точке К₃:

Ударный ток:

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Для упрощения схемы используем метод «перегиба». Условно перегибаем эквивалентную схему по оси симметрии AB, и накладываем правую часть на левую. Сопротивления, которые при наложении совпадают (совмещаются), соединяются параллельно (кроме х₈ и х₇), то есть:

Расчетное сопротивление точки короткого замыкания К₃:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:

где k_уд=1,821,9 - ударный коэффициент, для систем, с которой сборные шины 6-10кВ подстанции связаны через трансформатор мощностью до 63 МВА [8].

Результаты расчетов токов короткого замыкания в расчетных точках схемы сводим в таблицу.

Таблица результатов расчета токов короткого замыкания

Место повреждения	Точка КЗ	Сопротивление до точки КЗ, Ом	Значение Iк; кА	Значение iуд; кА	Мощность Sк; МВА	Режим
1	2	3	4	5	6	7
Шины 110 кВ	К1	178,36	82,51	192,53	16434,82	Максимальный
Шины 35 кВ	К2	4,6	4,64	10,83	297,36
Шины 10 кВ	К3	0,8	7,6	19,88	138,22
Шины 110 кВ	К1	0,66	82,14	135,53	16361,12	Минимальный
Шины 35 кВ	К2	9,21	2,32	5,41	148,7
Шины 10 кВ	К3	1,17	5,17	12,06	94,07

2.5 Выбор и сравнение технических характеристик КРУН различных марок

Шкафы КРУН применяют, как правило, для комплектования распределительных устройств подстанций энергосистем, а также в составе комплектных трансформаторных подстанций.

Отказ от строительства зданий, в которых размещались КРУ внутренней установки, и переход на применение шкафов КРУН со стационарно установленным оборудованием обеспечили большой экономический эффект за счет значительного сокращения строительных работ.

Освоение промышленного производства новых конструкций шкафов КРУН с выдвижными элементами помимо экономической эффективности обеспечило так же целый ряд эксплуатационных преимуществ, а именно:

Ш повысилась надежность и бесперебойность энергоснабжения потребителей за счет возможности быстрой замены вышедшего из строя выключателя, установленного на выдвижном элементе резервным выключателем или выключателем менее ответственного потребителя;

Ш появилась возможность круглогодичного, в любую погоду, выполнять осмотры, текущие и капитальные ремонты;

Ш значительно увеличились параметры шкафов КРУН по номинальному току за счет отказа от применения стационарных разъединителей, улучшились условия прокладки силовых кабелей;

Ш появилась возможность обеспечить размещение современных сложных схем релейной защиты, автоматики, управления, сигнализации и одновременно сократить расход контрольных кабелей;

Ш представилась возможность значительно сократить на стройплощадке работы по монтажу, наладке, регулировке и приемочным испытаниям шкафов КРУН за счет перенесения работ по укрупнению блочности и повышению монтажной готовности в централизованные мастерские;

Ш резко сократились сроки ввода в эксплуатацию подстанции в целом. [3]

В данном дипломном проекте приведены технические данные КРУН 3-х различных серий и выбран оптимальный вариант для установки на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» [7,8].

Технические данные шкафов КРУ

Параметр или аппарат	Технические данные для КРУН
	К-37	К-34	К-59
Номинальное напряжение (линейное), кВ	6; 10	6; 10	6; 10
Наибольшее напряжение, кВ	12	12	12
Номинальный ток, А Шкафа Сборных шин	630; 1000; 1600 1000; 1600; 3200	400; 630 400; 630	630; 1000; 1600 1000; 1600; 2000; 3200
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА	51	25	52
Номинальный ток отключения выключателя, кА	20	10	20; 31,5
Номинальный ток термической стойкости, для промежутка времени 4с, кА	20	10	20; 31,5
Выключатель	ВМПП10; ВМПЭ-10	ВММ-10-400-10 ВММ-10-630-10	ВБУ-10; ВВЭ-М-10; ВБПЭ-10; ВБЭК-10; ВБЭМ-10; ВБКЭ-10; ВК-10 и т.д. кроме того возможна установка, в том числе элегазовых
Привод	Встроенный пружинный или электромагнитный	Встроенный пружинный	Встроенный пружинно-моторный или электромагнитный
Трансформатор тока	ТЛМ-10	ТВЛМ-10; ТЛМ-10	ТЛК-10; ТЛМ-10
Трансформатор напряжения	НТМИ	НТМИ	НАМИ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2	6 (3Ч240)	2 (3Ч240)	2 (3Ч240)
Размеры шкафа, мм Ширина Глубина Высота	900; 1600; 3500* 2400; 3300*	750 1400 1620	750 1250 2200
Масса шкафа, кг	776-1286	450-740	850-920

Как видно из таблицы 6 наиболее лучшими техническими характеристиками обладают КРУН серии К-59 это проявляется в том, что эта серия обладает наиболее широкими возможностями в отношении встраиваемого оборудования, кроме того, только в эти КРУ возможно встраивать как масляные, вакуумные и даже газовые выключатели. Эта серия более современная и широко применяется в «Сарэнерго», то есть персонал обслуживающий подстанции знаком с устройством КРУН этой серии и не требуется дополнительного обучения и инструктажей. К тому же у КРУН серий К-37 и К-34 существуют существенные недостатки, которые исключены в КРУН серии К-59, а именно:

ь в КРУН серии К-37 существуют механизмы для закатывания ячеек, которые часто выходят из строя;

ь кроме того сборные шины в КРУН серии К-37 расположены в верхней части КРУН, что создает сложности при осмотре и ремонтах;

ь главный недостаток КРУН серии К-34, то, что в них отсутствует коридор управления, то есть тележки с масляными выключателями на салазках выкатываются прямо на улицу, что затрудняет их обслуживание зимой;

ь так же при частом выкатывании тележек происходит деформация шторок;

ь кроме того штепсельные разъемы для подключения сигнализации и управления находятся внизу ячейки, из-за этого происходит их частое повреждение.

Принимаем решение в качестве КРУН на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» применить КРУН серии К-59

КРУ 10 кВ наружной установки серии К-59

Комплектное распределительное устройство наружной установки серии К-59 для умеренного климата представляет собой в общем случае отдельно стоящие блоки высоковольтных ячеек с коридором управления, шкаф трансформатора собственных нужд (ТСН) и шкаф ВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформаторами напряжения, может так же поставляться отдельно стоящие шкафы с трансформаторами напряжения (ТН) типа НАМИТ.

КРУ серии К-59У1 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трех фазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ.

КРУ серии К-59 применяют в качестве распределительных устройств 6 - 10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 35/6-10, 110/6-10,110/35/6-10 кВ.

КРУ серии К-59 рассчитано для работы в условиях климатических районов У и ХЛ (в нашем случае У). Категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70.

Температура окружающего воздуха для исполнения У1 не выше +40^оС и не ниже -40^оС (эпизодически -45^оС).

Нормальная работа КРУ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях:

- высота над уровнем моря не выше 1000 м;

- скорость ветра - до34 м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорости ветра - до 40 м/сек.

КРУ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов.

2.6 Выбор и сравнение технических характеристик вакуумных выключателей разных марок

Подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» была введена в эксплуатацию в 1970 году. С тех пор на ней периодически проводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами, проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные части менялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость.

В сетях защиты, сигнализации и автоматики никакой реконструкции не проводилось. Это все говорит о том, что необходимо заменить морально и физически устаревшее оборудование, к тому же выработавшее свой нормативный срок. Поэтому принимаем решение, при реконструкции старое оборудование заменять полностью и менять его на новое, с установкой комплектного распределительного устройства наружной установки напряжением 6 кВ с вакуумными выключателями.

Выбор в пользу вакуумных выключателей объясняется тем, что в современной энергетике они имеют широкое применение и зарекомендовали себя как надежное и долговечное оборудование. Кроме того, они имеют ряд преимуществ перед масляными выключателями, а в частности: полная взрыво- и пожаробезопасность; возможность осуществления сверх быстродействия и применения для работы в любых циклах АПВ; надежное отключение емкостных токов холостых линий; малая масса; малые размеры; относительно малая мощность привода; легкая замена дугогасительной камеры; простота эксплуатации.

Сейчас наша промышленность выпускает достаточно много различных вакуумных выключателей различных марок и серий. Принцип работы у них одинаковый, отличаются они, лишь конструктивным исполнением и каждый из них имеет свои преимущества.

В данном дипломном проекте приводится сравнение вакуумных выключателей двух заводов изготовителей, сравнивая их технические характеристики, и особенности и обосновываем свой выбор одного из них.

Для сравнения возьмем вакуумные выключатели промышленной группы ООО РК «Таврида электрик» марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 [3,8] и группы компаний «Электрощит» ТМ Самара марки ВБУ-10-20/1000У2. [3,8]

Оба эти вакуумных выключателя предназначены для эксплуатации в сетях трех фазного переменного тока частотой 50 Герц, номинальным напряжением 6-10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.

Вакуумный выключатель марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2

ВВ - выключатель вакуумный

ТЕL - фирменная марка выключателя

10 - номинальное напряжение, кВ

20 - номинальный ток отключения, кА

1000 - номинальный ток, А

У - климатическое исполнение

2 - категория размещения

Вакуумный выключатель ВВ/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование по фазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой» механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления такая конструкция позволяет достичь следующих основных отличительных особенностей вакуумных выключателей ВВ/ТЕL:

ь высокий коммутационный и механический ресурс.

ь отсутствие необходимости в проведении текущих, средних и капитальных ремонтов

ь питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений.

ь малое потребление мощности по цепям оперативного питания.

ь высокое быстродействие при включении и отключении.

ь возможность отключения при потере оперативного питания.

ь совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО.

ь допускается работа в любом пространственном положении.

ь малые габариты и вес.

ь все вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕL полностью испытаны на соответствие требований российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ.

Вакуумный выключатель ВБУЭ(П) 3 - 10 - 20/1000У2

В-выключатель.

Б - вакуумный.

У - унифицированный.

Э (П) - тип привода электромагнитный «Э», пружинно - моторный «П».

3 - номер варианта конструктивного исполнения.

10 - номинальное напряжение, кВ.

20 - номинальный ток отключения, кА.

1000 - номинальный ток.

У - вид климатического исполнения.

2 - категория размещения по ГОСТ 15150.

Вакуумный выключатель ВБУ изготавливаются с двумя типами приводов, пружинно - моторными и электромагнитными. У каждого привода есть достоинства и недостатки. Если анализировать мировой опыт, в распределительных электрических сетях установлены вакуумные выключатели с пружинно - моторными приводами. Эти сети характеризуются достаточно редкими коммутациями, но исключительными требованиями по надежности электроснабжения потребителей. Пружинно - моторные привода полностью соответствуют этим требованиям, у них меньший по сравнению с электромагнитными приводами коммутационный ресурс, но обеспечено ручное включение выключателя под нагрузкой, даже при полном отсутствии питания на шинках управления, кроме того пружинно - моторные привода потребляют для заводки пружины включения очень маленький ток 1,5 А, это упрощает схему цепей вторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки дорогостоящих и требующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания включения. Электромагнитные привода применяют там, где требуется большой коммутационный и механический ресурс и не требует дополнительного обслуживания и регулировок в процессе всего срока службы. Выключатель ВБУ имеет следующие неоспоримые преимущества:

ь универсальность - возможность установки электромагнитных или пружинно - моторных приводов;

ь возможность ручного включения выключателя под нагрузкой;

ь наличие встроенных в привод выключателей расцепителей;

ь простота конструкции;

ь высокая надежность;

ь легко встраивается в различные типы КРУ;

ь возможность установки привода отдельно от выключателя;

ь высокий коммутационный ресурс;

ь хороший теплоотвод рабочих поверхностей;

ь лучшее среди всех отечественных и зарубежных выключателей соотношение «цена - качество»;

ь выключатели сертифицированы по системе ГОСТ.

Технические характеристики обоих выключателей приведены в таблице.

подстанция трансформатор электрооборудование реконструкция

Технические характеристики вакуумных выключателей

Параметр	ВВ/ТЕL-10-20/1000У2	ВБУ-10-20/1000У2
1	2	3
Номинальное напряжение, кВ	10	10
Номинальный ток, А	1000	1000
Номинальный ток отключения, кА	20	20
Ток электродинамической стойкости, кА	51	52
Собственное время отключения, С мах	0,015	0,03
Полное время отключения, С мах Собственное время включения, С мах	0,025 0,07	0,07 0,03
Механический ресурс цикл включено-отклчено	50000	50000
Коммутационный ресурс цикл «включено - отключено При номинальном токе При номинальном токе отключения	50000 100	50000 100
Масса, кг	35	69
Цена, т. руб.	124	101, 127*

Как видно из таблицы выключатели обладают практически одинаковыми техническими характеристиками и выбор приходится обосновывать исходя из эксплуатационных и экономических соображений.

Полюс вакуумного выключателя марки ВБУ имеет разборную конструкцию, то есть он более ремонтопригоден. У вакуумных выключателей марки ВВ/ТЕL по фазные электромагнитные привода, что усложняет и удорожает конструкцию. Как указано в инструкции к вакуумному выключателю марки ВБУ он не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы (так же в случае износа контактов). Очень важно, что у этого выключателя обеспечивается воздушная изоляция между верхним и нижним токосъемом камеры это позволяет изготовить исключительно сбалансированную по теплоотводу конструкцию. Кроме всего вакуумный выключатель с электромагнитным приводом на 23 тысячи дешевле, чем выключатель марки ВВ/ТЕL. Выключатель марки ВБУ выбираем с электромагнитным приводом, поскольку он дешевле, а уступает он выключателю с пружинно-моторным приводом только тем, что включить его можно под нагрузкой даже при отсутствии оперативного тока, но это больше применимо на подстанциях, где присутствуют потребители 1-й категории, на подстанции же «Сенная 110/35/10 кВ» потребители: 5% - I категория; 15% - II категория; 80% - III категория.

После сравнения вариантов принимаем решение использовать на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» вакуумные выключатели марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 с электромагнитными приводами.

2.7 Выбор основного оборудования и токоведущих частей

Выбор аппаратов и токоведущих частей для проектируемого РУ начинается с определения по заданной электрической схеме расчетных условий, а именно: расчетных токов присоединений, расчетных токов короткого замыкания, расчетных параметров восстанавливающегося напряжения на полюсах выключателя и др. Расчетные величины составляют с соответствующими номинальными параметрами аппаратов и проводников, выбираемыми по каталогам и справочникам.