Выбор марок и номинальных мощностей
Трансформаторов на подстанциях
На подстанциях используется двухтрансформаторная схема.
Желаемая мощность трансформатора определяется по формуле:
По найденной желаемой мощности из справочных данных выбираем ближайший по мощности трансформатор и выписываем его характеристики. Применяются двухобмоточные трансформаторы с низшим напряжением
10 кВ. Предпочтение отдаётся трансформаторам с расщеплёнными обмотками и регулированием под нагрузкой (РПН). По справочным данным выбираем соответствующие марки трансформаторов и сводим в табл. 7:
Таблица 7
Параметры выбранных трансформаторов
| № ПС п/п | №1 | №2 | №3 | №4 | №5 |
| Рn, МВт | 19 | 28 | 37 | 38 | 41 |
| Sж.тр, МВА | 16,02 | 23,61 | 31,2 | 32,05 | 34,58 |
| Марка тр-ра | ТРДН – 25000/110 | ТРДН – 25000/110 | ТРДН-40000/110 | ТРДН-40000/110 | ТРДН-40000/110 |
| Исполнение | 115/10,5 | 115/10,5 | 115/10,5 | 115/10,5 | 115/10,5 |
| Sн,тр, МВА | 25 | 25 | 40 | 40 | 40 |
| UK, % | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 |
| ΔPK, кВт | 120 | 120 | 160 | 160 | 160 |
| ΔPХХ, кВт | 25 | 25 | 42 | 42 | 42 |
| IХХ, % | 0,75 | 0,75 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
| rT, Ом | 2,5 | 2,5 | 1,3 | 1,3 | 1,3 |
| хТ, Ом | 55,6 | 55,6 | 34,7 | 34,7 | 34,7 |
| ΔQХ, кВАр | 175 | 175 | 260 | 260 | 260 |
Выбор схем соединения на стороне высокого
Напряжения подстанций.
|
|
|
Применяются типовые схемы распределительных устройств: РУ−35−110кВ по справочным данным (ОАО «Волгоэнергопроект»).
 |
Рис.22. Пример схем соединений
· Схема А − мостик с выключателем в перемычке.
· Схема Б − сдвоенный мостик с выключателями в перемычке.
· Схема В − два блока с выключателями автоматической перемычкой.
Для каждого из вариантов выбираем соответствующие схемы соединений в зависимости от конфигурации выбранных схем.
Таблица 8
Выбор схем соединения
| Вариант №1 | |||||
| Схема ЛДП | |||||
| № п/ст | Н1 | Н2 | Н3 | Н4 | Н5 |
| Тип. схема | А | А | А | А | А |
| Вариант №2 | |||||
| Схема ЛДП | Схема двухцепной линии | ||||
| № п/ст | Н2 | Н3 | Н5 | Н1 | Н4 |
| Тип. схема | А | А | А | Б | Б |
1.7. Технико – экономический расчёт
Прямые инвестиции по ЛЭП.
Таблица 9
Средние значения капитальных вложений на 1 км ЛЭП 110 кВ, млн.руб./км
| Опоры, провода | АС–70 | АС–95 | АС–120 | АС–150 | АС–185 | АС–240 |
| Ж/Б, 1–цеп. | 1,29 | 1,33 | 1,37 | 1,41 | 1,51 | 1,65 |
| Ж/Б, 2–цеп. | 1,78 | 1,95 | 2,06 | 2,17 | 2,29 | 2,45 |
| Металл.,1–цеп. | 1,52 | 1,71 | 1,83 | 1,94 | 2,01 | 2,14 |
| Металл., 2–цеп. | 2,25 | 2,50 | 2,78 | 2,95 | 3,04 | 3,21 |
где 
− удельные затраты на ЛЭП, 
- длина ЛЭП.
|
|
|
Полученные результаты сведены в табл.10.
Таблица 10
Инвестиционные вложения по ЛЭП
| ЛЭП | Сечение провода, мм2 | Удельные затраты, млн.руб./км | Длина ЛЭП, км | Капитальные затраты, млн.руб |
| ЛДП (вариант №1) | ||||
| ИП1 – H2 | AC – 150/24 | 1,41 | 41,14 | 58,01 |
| H2 – H1 | AC – 70/11 | 1,29 | 39,75 | 51,28 |
| H1 – ИП2 | AC – 150/24 | 1,41 | 30,21 | 42,6 |
| ЛДП | ||||
| ИП2 – H3 | AC – 2*185/29 | 2,29 | 42,48 | 97,28 |
| H3 – H5 | AC – 120/19 | 1,37 | 30,9 | 42,33 |
| H5 – H4 | AC – 150/24 | 1,41 | 42,4 | 59,78 |
| H4 – ИП3 | AC – 2*240/32 | 2,45 | 32,35 | 79,26 |
| Итого: | 430,54 | |||
| ЛДП (вариант №2) | ||||
| ИП1 – H2 | AC – 70/11 | 1,29 | 41,14 | 53,07 |
| H2 – ИП2 | AC – 120/19 | 1,37 | 24,43 | 33,47 |
| ЛДП | ||||
| ИП2 – H3 | AC – 240/32 | 1,65 | 42,48 | 70,09 |
| H3 – H5 | AC – 70/11 | 1,29 | 30,9 | 39,86 |
| H5 – ИП3 | AC – 240/32 | 1,65 | 35,65 | 58,82 |
| Схема кольцевого участка | ||||
| ИП2 – H1 | AC – 70/11 | 1,78 | 42,76 | 76,11 |
| ИП3 – H4 | AC – 120/19 | 2,06 | 45,78 | 94,31 |
| Итого: | 425,73 | |||
Прямые инвестиции по ПС.
Таблица 11
Средние значения капитальных вложений на типовую двухтрансформаторную
|
|
|
Подстанцию 110/10 кВ, млн. руб
| № схемы | ТДН–10 | ТДН–16 | ТРДН–25 | ТРДН–40 | ТРДЦН–63 | ТРДЦН–80 |
| 1 | 25,95 | 36,55 | 48,95 | 58,15 | 65,9 | 74,45 |
| 2 | –– | 44,65 | 52,25 | 63,4 | 73 | 82,3 |
| 3 | –– | –– | 67,9 | 78,75 | 87,2 | 99,5 |
Полученные результаты сведем в табл. 12
Таблица 12
Инвестиционные вложения по трансформаторам
| ПС | Схема соединения | Тип трансформатора | Капитальные затраты, млн.руб |
| ЛДП (вариант №1) | |||
| Н1 | А | ТРДН – 25000/110 | 48,95 |
| H2 | А | ТРДН – 25000/110 | 48,95 |
| Н3 | А | ТРДН – 40000/110 | 58,15 |
| Н4 | А | ТРДН – 40000/110 | 58,15 |
| Н5 | А | ТРДН – 40000/110 | 58,15 |
| Итого | 272,35 | ||
| ЛДП (вариант №2) | |||
| H2 | А | ТРДН – 25000/110 | 48,95 |
| H3 | А | ТРДН – 40000/110 | 58,15 |
| H5 | А | ТРДН – 40000/110 | 58,15 |
| Схема кольцевого участка | |||
| H1 | Б | ТРДН – 25000/110 | 52,25 |
| H4 | Б | ТРДН – 40000/110 | 63,4 |
| Итого | 280,9 | ||
Эксплуатационные расходы.
Таблица 13
Эксплуатационные расходы
| Вариант №1 | Вариант №2 | ||
|
| |||
| 
| ||
| Издержки на ремонт ЛЭП:......... | |||
| 
| ||
| Издержки на обслуживание ЛЭП: | |||
| 
| ||
| Издержки на амортизацию ЛЭП:
| |||
| 
| ||
| Издержки на ремонт ПС | |||
| 
| ||
| Издержки на обслуживание ПС...... | |||
| 
| ||
| Издержки на амортизацию ПС........ | |||
| 
| ||
См. методичку ТЭР Гольдштейн стр. 28
Возмещение потерь электроэнергии.
По ЛЭП.
где 
(тыс.руб.)
Полученные результаты сведем в табл.14
Таблица 14
Экономические потери электроэнергии на ЛЭП
| ЛЭП | Сечение провода, мм2 | Rл, Ом | Р,МВт | Сумма тыс.руб. |
| ЛДП (вариант №1) | ||||
| ИП1 – H2 | AC – 150/24 | 8,2 | 22,8 | 870 |
| H2 – H1 | AC – 70/11 | 17,05 | 5,2 | 95 |
| H1 – ИП2 | AC – 150/24 | 6,01 | 24,2 | 720 |
| ЛДП | ||||
| ИП2 – H3 | AC – 2*185/29 | 6,75 | 55,38 | 4230 |
| H3 – H5 | AC – 120/19 | 7,7 | 18,38 | 530 |
| H5 – H4 | AC – 150/24 | 8,43 | 22,62 | 880 |
| H4 – ИП3 | AC – 2*240/32 | 3,91 | 60,62 | 2930 |
| Итого | 20847 | |||
| ЛДП (вариант №2) | ||||
| ИП1 – H2 | AC – 70/11 | 17,65 | 10,43 | 390 |
| H2 – ИП2 | AC – 120/19 | 6,08 | 17,57 | 380 |
| ЛДП | ||||
| ИП2 – H3 | AC – 240/32 | 5,14 | 35,99 | 1360 |
| H3 – H5 | AC – 70/11 | 13,26 | 1,01 | 3 |
| H5 – ИП3 | AC – 240/32 | 4,31 | 42,01 | 1550 |
| Схема кольцевого участка | ||||
| ИП2 – H1 | AC – 70/11 | 18,34 | 9,5 | 340 |
| ИП3 – H4 | AC – 120/19 | 11,4 | 19 | 840 |
| Итого | 4863 | |||
Возмещение потерь электроэнергии.
По ПС.
Полученные результаты сведем в табл.15
Таблица 15
Экономические потери электроэнергии на ПС
| ПС | Трансформатора |  кВт
|  кВт
| 
|  (п), тыс.руб.
|
| 1 | ТРДН – 25000/110 | 120 | 27 | 0,92 | 495,6 |
| 2 | ТРДН – 25000/110 | 120 | 27 | 1,35 | 595,3 |
| 3 | ТРДН – 40000/110 | 172 | 36 | 1,11 | 725,9 |
| 4 | ТРДН – 40000/110 | 172 | 36 | 1,14 | 735,8 |
| 5 | ТРДН – 40000/110 | 172 | 36 | 1,24 | 770,7 |
Экономические показатели.
Таблица 16
Расчет экономических показателей
| Вариант №1 | Вариант №2 |
| Мощность суммарной нагрузки Pм, МВт | |
| 163 | 163 |
| Тmax = 3500 ч | |
|
| |
|
|
| Ор – выручка электрической системы от поставки электроэнергии потребителям, где: j = 0,17 – доля электросетей от всей энергосистемы (17% – средняя по России) β – стоимость 1 кВт·ч. | |
|
|
| Первоначальные капитальные вложения по ЛЭП и ПС: К = ƩКл +ƩКn[млн.руб.] | |
| 
|
| Издержки на ремонт и обслуживание по ЛЭП и ПС | |
| 
|
| Издержки на амортизацию по ЛЭП и ПС | |
| 
|
| Прибыль до налогообложения: | |
| 
|
| Налог на прибыль составит 24% | |
| 
|
| Пч (чистая прибыль) определяется как разность прибыли до налогообложения и налога на прибыль | |
| 
|
| Чистый денежный поток определяется как сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений: | |
| 
|
– произведенная электроэнергия за год.
См. методичку ТЭР Гольдштейн стр. 32
Коэффициент дисконтирования рассчитывается на каждый год:
К d 0=(1+0,15)-0=1; К d 1=(1+0,15)-1=0,86;
К d 2=(1+0,15) -2=0, 756; К d 3=(1+0,15) -3=0, 657;
К d 4=(1+0,15) -4=0, 571; К d 5=(1+0,15) -5=0, 497;
К d 6=(1+0,15) -6=0, 432; К d 7=(1+0,15) -7=0, 376;
К d 8=(1+0,15) -8=0, 327; К d 9=(1+0,15) -9=0, 284;
К d 10=(1+0,15) -10=0, 247; К d 11=(1+0,15) -11=0, 215;
К d 12=(1+0,15) -12=0, 187; К d 13=(1+0,15) -13=0, 162;
К d 14=(1+0,15) -14=0, 141; К d 15=(1+0,15) -15=0, 123;
К d 16=(1+0,15) -16=0, 107; К d 17=(1+0,15) -17=0, 093;
К d 18=(1+0,15) -18=0, 08; К d 19=(1+0,15) -19=0, 07;
Чистая дисконтированная стоимость (NPV):
NPV =ΣNCFi∙Кdi – ΣICi∙Кdi
NCF – чистый денежный поток;
IC – инвестиции (см.табл. 20, графа – первоначальные капитальные вложения)
Показатель меньше 0, соответственно данный проект не эффективен, т.к. расходы превышают дисконтированные доходы по проекту.
Данные сведём в табл. 22
Коэффициент рентабельности (BCR):
если данный показатель > 1,то данный проект эффективен, т.к. дисконтированные доходы по проекту превышают расходы.
Данные сведём в табл. 22
Внутренняя норма доходности (IRR):
Внутренняя норма доходности (ВНД) (IRR – internal rate of return) это ставка дисконта, при которой чистая приведенная стоимость (ЧПС) равна нулю, т.е. в общем случае решением следующего уравнения.
Внутренняя норма доходности (ВНД) – это собственная доходность, присущая проекту и обусловленная денежными потоками. И, если она (ВНД) больше стоимости капитала, т.е. требуемой нормы доходности, то проект приемлем для фирмы, если же меньше – не приемлем.
Определяем методом подбора. Процедура расчета ВНД следующая:
1. Дисконтировать потоки денег по ставке, равной стоимости капитала;
2. Если полученная при этом чистая приведенная стоимость (NPV) положительна, то увеличить ставку дисконтирования с тем, чтобы получить отрицательное значение NPV;
3. Если же она отрицательна, то уменьшить ставку дисконтирования, чтобы получить положительные значения NPV;
4. Повторять пункты 2 и 3 до тех пор, пока не получим нулевое значение NPV.
Значение q` при котором NPV>0 но →0
Значение q`` при котором NPV<0 но →0
|
| Таблица 17 | ||||||||||
| Вариант №1 | Вариант №2 | ||||||||||
| Годы | Денежный поток (NCF) | q = 4,5% | q = 5% | Годы | Денежный поток (NCF) | q = 4,5% | q = 5% | ||||
| Кd = (1+q)-t | PV | Кd = (1+q)-t | PV | Кd = (1+q)-t | PV | Кd = (1+q)-t | PV | ||||
| 0 | 53,22 | 1 | 53,22 | 1 | 53,22 | 0 | 53,01 | 1 | 53,01 | 1 | 53,01 |
| 1 | 53,22 | 0,9569 | 50,9282 | 0,9524 | 50,6857 | 1 | 53,01 | 0,9569 | 50,7273 | 0,9524 | 50,4857 |
| 2 | 53,22 | 0,9157 | 48,7351 | 0,9070 | 48,2721 | 2 | 53,01 | 0,9157 | 48,5428 | 0,9070 | 48,0816 |
| 3 | 53,22 | 0,8763 | 46,6365 | 0,8638 | 45,9734 | 3 | 53,01 | 0,8763 | 46,4525 | 0,8638 | 45,7920 |
| 4 | 53,22 | 0,8386 | 44,6282 | 0,8227 | 43,7842 | 4 | 53,01 | 0,8386 | 44,4521 | 0,8227 | 43,6115 |
| 5 | 53,22 | 0,8025 | 42,7064 | 0,7835 | 41,6993 | 5 | 53,01 | 0,8025 | 42,5379 | 0,7835 | 41,5347 |
| 6 | 53,22 | 0,7679 | 40,8674 | 0,7462 | 39,7136 | 6 | 53,01 | 0,7679 | 40,7062 | 0,7462 | 39,5569 |
| 7 | 53,22 | 0,7348 | 39,1076 | 0,7107 | 37,8225 | 7 | 53,01 | 0,7348 | 38,9533 | 0,7107 | 37,6732 |
| 8 | 53,22 | 0,7032 | 37,4235 | 0,6768 | 36,0214 | 8 | 53,01 | 0,7032 | 37,2758 | 0,6768 | 35,8793 |
| 9 | 53,22 | 0,6729 | 35,8120 | 0,6446 | 34,3061 | 9 | 53,01 | 0,6729 | 35,6707 | 0,6446 | 34,1707 |
| 10 | 53,22 | 0,6439 | 34,2698 | 0,6139 | 32,6725 | 10 | 53,01 | 0,6439 | 34,1346 | 0,6139 | 32,5435 |
| 11 | 53,22 | 0,6162 | 32,7941 | 0,5847 | 31,1166 | 11 | 53,01 | 0,6162 | 32,6647 | 0,5847 | 30,9938 |
| 12 | 53,22 | 0,5897 | 31,3819 | 0,5568 | 29,6349 | 12 | 53,01 | 0,5897 | 31,2581 | 0,5568 | 29,5180 |
| 13 | 53,22 | 0,5643 | 30,0305 | 0,5303 | 28,2237 | 13 | 53,01 | 0,5643 | 29,9120 | 0,5303 | 28,1123 |
| 14 | 53,22 | 0,5400 | 28,7374 | 0,5051 | 26,8797 | 14 | 53,01 | 0,5400 | 28,6240 | 0,5051 | 26,7737 |
| 15 | 53,22 | 0,5167 | 27,4999 | 0,4810 | 25,5997 | 15 | 53,01 | 0,5167 | 27,3914 | 0,4810 | 25,4987 |
| 16 | 53,22 | 0,4945 | 26,3157 | 0,4581 | 24,3807 | 16 | 53,01 | 0,4945 | 26,2118 | 0,4581 | 24,2845 |
| 17 | 53,22 | 0,4732 | 25,1824 | 0,4363 | 23,2197 | 17 | 53,01 | 0,4732 | 25,0831 | 0,4363 | 23,1281 |
| 18 | 53,22 | 0,4528 | 24,0980 | 0,4155 | 22,1140 | 18 | 53,01 | 0,4528 | 24,0029 | 0,4155 | 22,0267 |
| 19 | 53,22 | 0,4333 | 23,0603 | 0,3957 | 21,0610 | 19 | 53,01 | 0,4333 | 22,9693 | 0,3957 | 20,9779 |
| ∑PV | 723,4351 | 696,4008 | 720,5805 | 693,6529 | |||||||
| КВ | 702,9 | 702,9 | 706,63 | 706,63 | |||||||
| NPV | 20,5351 | -6,4992 | 13,9505 | -12,9771 | |||||||
| Коэффициент рентабельности (BCR) | |||||||||||
| ∑PV | 723,4351 | 696,4008 | ∑PV | 720,5805 | 693,6529 | ||||||
| КВ | 702,9 | 702,9 | КВ | 706,63 | 706,63 | ||||||
| NPV | 1,03 | 0,99 | NPV | 1,02 | 0,98 | ||||||
Вариант №1
IRR = 4,5 +( 20,54 (5 – 4,5) / 20,54 – (– 6,5)) = 5,26 %
Вариант №2
IRR = 4,5 + (13,95(5 – 4,5) / 13,95– (– 12,98)) = 5,02 %
Таблица 18
Cрок окупаемости
| Вариант №1 | Вариант №5 | ||||||||||||||||
| Годы | Срок окупаемости (PBP) | Годы | Срок окупаемости (PBP) | ||||||||||||||
| К | NCF | Kd | К | NCF | Kd | ||||||||||||
| 0 | = | -702,9 | + | 53,22 | * | 1 | = | -649,68 | 0 | = | -706,63 | + | 53,01 | * | 1 | = | -653,62 |
| 1 | = | -649,68 | + | 53,22 | * | 0,956938 | = | -570,775 | 1 | = | -653,62 | + | 53,01 | * | 0,956938 | = | -574,746 |
| 2 | = | -570,775 | + | 53,22 | * | 0,91573 | = | -473,941 | 2 | = | -574,746 | + | 53,01 | * | 0,91573 | = | -477,77 |
| 3 | = | -473,941 | + | 53,22 | * | 0,876297 | = | -368,676 | 3 | = | -477,77 | + | 53,01 | * | 0,876297 | = | -372,215 |
| 4 | = | -368,676 | + | 53,22 | * | 0,838561 | = | -264,529 | 4 | = | -372,215 | + | 53,01 | * | 0,838561 | = | -267,673 |
| 5 | = | -264,529 | + | 53,22 | * | 0,802451 | = | -169,565 | 5 | = | -267,673 | + | 53,01 | * | 0,802451 | = | -172,257 |
| 6 | = | -169,565 | + | 53,22 | * | 0,767896 | = | -89,3411 | 6 | = | -172,257 | + | 53,01 | * | 0,767896 | = | -91,5691 |
| 7 | = | -89,3411 | + | 53,22 | * | 0,734828 | = | -26,5428 | 7 | = | -91,5691 | + | 53,01 | * | 0,734828 | = | -28,3343 |
| 8 | = | -26,5428 | + | 53,22 | * | 0,703185 | = | 18,75899 | 8 | = | -28,3343 | + | 53,01 | * | 0,703185 | = | 17,35155 |
Срок окупаемости обоих вариантов в 8 – м году
Выбирается наиболее экономичный по всем показателям вариант конфигурации электрической сети, для которого выполняется расчет электрических режимов, определение токов нормального и послеаварийного режима, определение действительной плотности тока и расчёт регулирования напряжения на вторичной стороне трансформаторов.
Библиографический список
1. ГОСТ 13109-97. Международный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Минск, 1997.
2. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Борисов Р.К. и др. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике и электротехнике./ Под ред. А.Ф. Дьякова. – М.: Энергоатомиздат, 2003. – 768 с.
3. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчётов. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 280с.
4. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 216с.
5. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 248 с.
6. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 – 35 кВ и 110 – 1150 кВ / Под ред. И.Т. Горюнова, А.А. Любимова. – М.: Папирус ПРО, 2003.
7. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 352с.
8. Основы современной энергетики / Под ред. А.П. Бурмана, В.А. Строева. – М.: Изд. МЭИ, 2003.
9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
10. Приборы и средства диагностики электрооборудования и измерений в системах электроснабжения. Справочное пособие / Под ред. В.И. Григорьева. – М.: Колос, 2006. – 272с.
11. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
12. Электрические системы. Электрические сети: Учебник для вузов по направлению «Энергетика и энергомашиностроение»/ Под ред В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Высшая школа, 1998.
13. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, Л.К. Корнеева, Т.В. Чиркова. – 3-е изд., стер. – М.: Изд. центр “Академия, 2006. – 448с.
14. Электроснабжение сельского хозяйства. И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. – М.: Колос, 2000.
15. Эксплуатация электрооборудования / Г.П. Ерошенко, А.П. Коломиец, Н.П. Кондратьева и др. – М.: Колос, 2005. – 344с.
16. Электротехнический справочник. – М.: Изд-во МЭИ, 2002.
17. Справочник по проектированию электрических сетей/ И.Г. Карапетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с.
Дата добавления: 2020-01-07; просмотров: 420; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!