Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО

«Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет»

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ

Кафедра электрических станций, сетей и систем

Курсовой проект по дисциплине: «Электрические станции и подстанции»

Проектирование электрической части узловой подстанции

1.002.00.00 ПЗ

Выполнил студент группы ЭПб-11-1 Е.А. Барохоева

Нормоконтролёр: Е.В. Болоев

Иркутск 2016

Оглавление

• Введение
• 1. Графики нагрузок на шинах подстанции
• 1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции
• 1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции
• 2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов
• 2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение
• 2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам
• 2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции
• 2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам
• 2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта
• 2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств
• 3. Расчет технико-экономических показателей
• 4. Расчёт токов короткого замыкания
• 4.1 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 1
• 4.1.1 Расчёт для точки К - 1
• 4.2 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 2
• 4.2.1 Расчёт для точки К - 2
• 4.3 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 3
• 4.3.1 Расчёт для точки К - 3
• 5. Выбор оборудования
• 5.1 Выбор выключателей
• 5.2 Выбор разъединителей
• 5.3 Выбор токоведущих частей и связей
• 5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и приборов
• 5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
• 6. Выбор схемы питания собственных нужд
• 7. Разработка конструкции распределительного устройства
• 7.1 Выбор варианта компоновки распределительного устройства
• 7.2 Составление схемы заполнения плана распределительного устройства
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные предприятия, крестьянские (фермерские хозяйства), ведется застройка городов, строятся новые жилые загородные поселки и многое другое. Зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью или имеют большой объем физически и морально изношенного электрооборудования не обеспечивающий надежного и экономичного электроснабжения появившихся потребителей. Все эти факторы требуют строительства новых или реконструкции существующих подстанций и сетей. Поэтому тематика курсового проектирования узловой понизительной подстанции 330/110/6 кВ является актуальной. электрический трансформатор ток

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

Проектирование понизительной подстанции 330/110/6 кВ выполнено в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций.

Графическая часть проекта содержит два чертежа на формате А1:

1. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений подстанции 330/110/6 кВ.

2. Закрытое распределительное устройство 6 кВ.

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

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

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

Показатели суточных графиков активных нагрузок НН, СН и ВН

Номер режима	Время начала - окончания; продолжительность режима, ч.	Активная нагрузка НН,	Активная нагрузка СН,	Активная нагрузка ВН,
		осенне-зимний	весенне-летний	осенне-зимний	весенне-летний	осенне-зимний	весенне-летний
1	2	3	4	5	6	7	8
1	0-6; 6	9	7,5	47,5	39,58	56,5	47,08
2	6-9; 3	18	16,5	95	87,08	113	103,58
3	9-17; 8	15	13,5	47,5	39,58	62,5	53,08
4	17-20; 3	15	13,5	79,17	71,25	94,17	84,75
5	20-21; 1	9	7,5	79,17	71,25	88,17	78,75
6	21-24; 3	9	7,5	47,5	39,58	56,5	47,08

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

,

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

Для первого интервала графика нагрузки НН осенне-зимнего периода нагрузка равна:

.

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

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

.

Для первой интервала графика нагрузки ВН осенне-зимнего периода нагрузка равна:

.

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

Рисунок 1 - Суточный график активной нагрузки НН

Рисунок 2 - Суточный график активной нагрузки СН

Рисунок 3 - Суточный график активной нагрузки ВН

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

,)

,

,

,

,

,

,

,

,

Где ,

.

Коэффициент мощности равен

.

1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

Построение годовых графиков нагрузок НН, СН и ВН производим на основании соответствующих двух суточных графиков нагрузок (рисунки 1 - 3) осенне-зимнего и весенне-летнего периодов, которые согласно техническому заданию равны 200 дней и 165 дней. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки располагаем в порядке убывания.

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

; ; ; ;

Рассчитываем продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН:

,

,,(1)

,

,

.

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

Показатели годового графика активной нагрузки НН

Ступень	1	2	3	4	5	6
Мощность , МВт	18	16,5	15	13,5	9	7,5
Продолжительность , ч.	600	495	2200	1815	2000	1650

Рисунок 4 - Годовой график активной нагрузки НН

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

Показатели годового графика активной нагрузки СН

Ступень	1	2	3	4	5	6
Мощность , МВт	95	87,08	79,17	71,25	47,5	39,58
Продолжительность , ч.	600	495	800	660	3400	2805

Показатели годового графика активной нагрузки ВН

Ступень	1	2	3	4	5
Мощность , МВт	113	103,58	94,17	88,17	84,75
Продолжительность , ч.	600	495	600	200	495
Ступень	6	7	8	9	10
Мощность , МВт	78,75	62,5	56,5	53,08	47,08
Продолжительность , ч.	165	1600	1800	1320	1485

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

Рис. 5 - Годовой график активной нагрузки СН

Рис. 6 - Годовой график активной нагрузки ВН

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

,

,

.

Транзит мощности через шины ВН подстанции равен

.

Рассчитываем показатели графиков активных нагрузок НН, СН и ВН:

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

,

,.(2)

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

,

,

.

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

,

,

.

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

,

.

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

2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

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

Надежность - свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. В распределительных сетях уровень надежность регламентируется категорийностью обеспечения потребителей электрической энергией в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [15]. В соответствии с техническим заданием 80 % потребителей 110 кВ и 10 кВ содержат электроприемники I и II категории надежности. Для обеспечения электроэнергией электроприемников I и II категории надежности на подстанции должны быть установлены два и более (авто)трансформаторов.

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

В общем случае на подстанции возможно использование трех схем:

1) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 330/110/6 кВ;

2) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 330/110 кВ и 110/6 кВ;

Однако трансформаторы 330/110 кВ серийно не выпускаются промышленностью. Поэтому вторая схема использоваться не будет.

Тип трансформаторного оборудования намечаемого к установке на подстанции 330/110/6 кВ - автотрансформаторы. Число автотрансформаторов принимаем равным двум. Структурная схема двухтрансформаторной подстанции 330/110/6 кВ показана на рисунке 7.

Рис. 7. Структурная схема подстанции

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции

2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

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

,)

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

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

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

I вариант - АТДЦТН-125000/330/110/6-У1 - автотрансформатор, трехфазный, с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла (системой охлаждения ДЦ), трехобмоточный с устройством регулирования под нагрузкой (РПН), номинальной мощностью 125000 кВА, класса напряжений 330/110/6 кВ, умеренного климатического исполнения наружной установки (У1).

II вариант рассматриваться не будет, т.к максимальная мощность подстанции невелика, а установка трех автотрансформаторов экономически невыгодна.

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

Паспортные данные автотрансформаторов

Автотрансформатор	АТДЦТН-125000/220/110/10-У1
Номинальная мощность, МВА	автотрансформатора,	125
	обмотки НН,	63
Номинальное напряжение обмоток,	ВН,	330
	СН,	115
	НН,	6,3
Схема и группа соединения обмоток
Потери, кВт	холостого хода,	100
	короткого замыкания,	ВН-СН	345
		ВН-НН	240
		СН-НН	210
Напряжение короткого замыкания в режимах, %	ВН-СН	10
	ВН-НН	35
	СН-НН	24
Ток холостого хода, %	0,45

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

2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100]., когда оба автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110/10-У1 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,

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

.

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

.

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без систематической перегрузки. Анализируем ремонтный и послеаварийный режим АТДЦТН-200000/220/110/10-У1, связанный с отключением одного трансформатора (в дальнейшем послеаварийный режим) во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе трансформатор не будет подвергаться аварийной перегрузке, так как

.

2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

Для сохранения транзита мощность через подстанцию к схеме РУ-330 кВ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения [4, стр. 7].

Для РУ-330 кВ с двумя автотрансформаторами и шестью линиям выбираем схему 330-16 схема трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий [3, стр. 44 и 4, стр. 25]. Условное изображение схемы на Рисунке 8.

Достоинства схемы [3, стр. 44, 45]:

· высокая надежность и гибкость.

· при одинаковом числе источников и линий, линии останутся в работе даже при повреждении двух систем шин; при этом лишь нарушится параллельная работа линий;

· при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;

· схема позволяет производить опробование выключателей в рабочем режиме без операций разъединителями;

Рисунок 8 - Схема трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий РУ-330 кВ

Недостатки:

· отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает количество ревизий выключателя;

· удорожание конструкций РУ в связи с увеличением числа выключателей, особенно при нечетном числе присоединений, так как каждая цепь должна присоединяться через два выключателя;

· снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В этом случае к одной цепочке из 3 выключателей

· присоединяется две линии, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;

· номинальный ток выключателей определяется режимом ремонта одного из выключателей, когда по смежному с ремонтируемым выключателю может протекать ток двух присоединений;

· усложнение релейной защиты;

· увеличение количества выключателей

Для РУ-110 кВ с двумя автотрансформаторами и 11 отходящими линиями выбираем схему 110-13 - две рабочие системы шин, которые используются при 5 и более присоединений с повышенными требованиями к сохранению в работе присоединения. Условное изображение схемы на Рисунке 9.

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

- требует ячейку выключателя, где - количество присоединений;

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

- гибкая фиксация присоединений по системам сборных шин.

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

Рисунок 9 - Схема с двумя рабочими системами шин РУ-110 кВ

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

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

- при отказе нормально включенного шиносоединительного выключателя возможно полное погашение РУ;

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

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

Для РУ-6 кВ с двумя автотрансформаторами и 8 отходящими линиями выбираем схему 10-9 - одна рабочая секционированная система шин [3, стр. 50 - 52 и 4, стр. 25], которая используется при наличии попарно резервируемых воздушных и кабельных линий, подключаемых к различным секциям шин. Условное изображение схемы на Рисунке 10.

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

- требует ячейку выключателя, где - количество присоединений;

- занимает минимально отчуждаемые площади с учетом количества присоединений;

- наиболее дешевая схема с учетом количества присоединений.

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

- жесткая фиксация присоединений по секциям;

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

Недостатки:

- попарное резервированные присоединения необходимо подключать к различным секциям;

- при отказе нормально включенного секционного выключателя возможно полное погашение РУ.

Рисунок 10 - Схема с одной секционированной системой шин РУ-6 кВ

3. Расчет технико-экономических показателей

Выполняем расчет технико-экономических показателей.

Нормативный срок службы оборудования - 25 лет.

Стоимость сооружения подстанции 330/110/6 кВ определяем по укрупненным базисным показателям стоимости в ценах 1991г. [9] с последующим пересчетом к рассматриваемым годам с помощью коэффициентов удорожания приведенных в техническом задании.

Стоимость двух трансформаторов АТДЦТН-125000/330/110/6-У1:

,

где - стоимость автотрансформатора 330/110/6 мощностью 200 МВА, [9, стр. 294].

Стоимость РУ-330 кВ при 9 комплектах выключателей:

,

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

Стоимость РУ-110 кВ при 14 комплектах выключателей:

,

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

Стоимость РУ-6 кВ при 9 комплектах выключателей:

,

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

Стоимость сооружения подстанции рассчитывается как

Капиталовложения по годам с учетом удорожания равны

,

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

Капиталовложения в 2016г. по данным из технического задания (30%), равны

тыс.руб.

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

Суммарные капиталовложения равны

.

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования:

,

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технико-экономические показатели первого варианта

Показатели	Величина показателя по годам
	2016	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Капиталовложение , тыс.руб.	150816,24	351037,80	282130,38
Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание , тыс.руб.				42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12
Отчисления на реновацию , тыс.руб.				32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47
Тариф на электрическую энергию ,	2,00	2,14	2,28	2,42	2,56	2,70	2,84	2,98	3,12
Выручка от передачи электроэнергии , тыс.руб.				48934,37	51765,28	54596,19	57427,11	60258,02	63088,94
Ущерб от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.				-	-	-	-	-	-
Затраты на возмещение потерь электроэнергии , тыс.руб.				4866,89	5148,44	5430,00	5711,55	5993,11	6274,66
Балансовая прибыль , тыс.руб.				2026,36	4575,72	7125,08	9674,43	12223,79	14773,15
Налог на прибыль , тыс.руб.				364,74	823,63	1282,51	1741,40	2200,28	2659,17
Чистая прибыль , тыс.руб.				1661,61	3752,09	5842,56	7933,04	10023,51	12113,98
Суммарные затраты , тыс.руб.	150816,24	501854,04	783984,42	832554,04	883495,69	936809,37	992495,08	1050552,82	1110982,59
Чистый доход , тыс.руб.	-150816,24	-351037,80	-282130,38	-280104,02	-276351,93	-270509,37	-262576,33	-252552,82	-240438,84
Простой срок окупаемости , лет
Коэффициент дисконтирования	1,52	1,32	1,15	1,00	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50
Суммарные дисконтированные затраты , тыс.руб.	229372,65	693620,14	1018070,08	1065342,83	1107093,43	1143958,18	1176501,33	1205223,08	1230566,64
Чистый дисконтированный доход , тыс.руб.	-229372,65	-693620,14	-1018070,08	-1016408,46	-1013145,78	-1008727,96	-1003511,86	-997780,88	-991758,09
Дисконтирован. срок окупаемости , лет
Индекс доходности	0	0	0	-1,29646513	-1,12374214	-0,97290614	-0,84163068	-0,7276732	-0,6289399
Капиталовложение , тыс.руб.
Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание , тыс.руб.	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12
Отчисления на реновацию , тыс.руб.	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47
Тариф на электрическую энергию ,	3,26	3,40	3,54	3,68	3,82	3,96	4,10	4,24	4,38
Выручка от передачи электроэнергии , тыс.руб.	65919,85	68750,76	71581,68	74412,59	77243,50	80074,42	82905,33	85736,25	88567,16
Ущерб от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Затраты на возмещение потерь электроэнергии , тыс.руб.	6556,22	6837,77	7119,33	7400,89	7682,44	7964,00	8245,55	8527,11	8808,66
Балансовая прибыль , тыс.руб.	17322,51	19871,87	22421,23	24970,58	27519,94	30069,30	32618,66	35168,02	37717,38
Налог на прибыль , тыс.руб.	3118,05	3576,94	4035,82	4494,71	4953,59	5412,47	5871,36	6330,24	6789,13
Чистая прибыль , тыс.руб.	14204,46	16294,93	18385,41	20475,88	22566,35	24656,83	26747,30	28837,77	30928,25
Суммарные затраты , тыс.руб.	1173784,38	1238958,21	1306504,07	1376421,95	1448711,87	1523373,81	1600407,78	1679813,78	1761591,81
Чистый доход , тыс.руб.	-226234,38	-209939,45	-191554,04	-171078,16	-148511,81	-123854,98	-97107,68	-68269,91	-37341,66
Простой срок окупаемости , лет
Коэффициент дисконтирования	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25	0,21	0,19	0,16	0,14
Суммарные дисконтированные затраты , тыс.руб.	1252924,63	1272644,72	1290034,67	1305366,85	1318882,21	1330793,84	1341290,18	1350537,77	1358683,80
Чистый дисконтированный доход , тыс.руб.	-985617,11	-979491,25	-973481,02	-967660,50	-962082,44	-956782,63	-951783,36	-947096,42	-942725,37
Дисконтирован. срок окупаемости , лет
Индекс доходности	-0,5435178	-0,4696867	-0,4059171	-0,35086094	-0,30333775	-0,26231891	-0,2269115	-0,1963427	-0,1699448

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

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

Амортизационные отчисления на реновацию подстанционного оборудования рассчитываются по выражению:

где - коэффициент амортизационных отчислений на реновацию подстанционного оборудования, определяем исходя из условия достаточности накопительной амортизации для замены выбираемого оборудования за нормативный срок службы [12, стр. 130] .

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

Суммарные издержки на реновацию подстанционного оборудования за нормативный срок службы:

Тарифы на электроэнергию по годам рассчитываются по формуле [11, стр. 350]

,

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

Для 2017г. тариф равен

.

Тарифы на электроэнергию приведены в таблице.

Выручка от передачи электроэнергии потребителям по годам определяется по выражению:

,

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

Согласно техническому заданию индекс транспортировки электрической энергии сетевой компании равен 0,25. Отсюда

.

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

.

Выручка от передачи электрической энергии по годам приведена в таблице.

Суммарная выручка от передачи электрической энергии за нормативный срок службы:

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

,

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

;

;

.

Затраты на возмещения потерь электроэнергии по годам рассчитываем по формуле:

.

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

.

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

Суммарные затраты на возмещения потерь за нормативный срок службы:

Балансовая прибыль от передачи электроэнергии равна

.

Налог на прибыль (18 %) определяется по выражению:

.

Чистая прибыль равна балансовой прибыли за вычетом налога:

.

В 2017г. балансовая прибыль составила

налог на прибыль -

,

чистая прибыль -

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

Суммарные затраты рассчитываются по формуле

.

Затраты в 2016г. равны

,

а в последующие годы могут быть найдены по формуле

.

Рассчитанные по формулам затраты приведены в таблице.

Чистый доход рассчитывается как

.

Чистый доход в 2016г. равен

В последующие годы

.

Расчетные данные приведены в таблице.

Простой срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.

Срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [11, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом и , то срок окупаемости равен

.

При

.

Финансово-экономические показатели с учетом получаемого дохода определяем по формуле сложных процентов [11, стр. 356] дисконтируемых к началу эксплуатации подстанции.

Коэффициент дисконтирования к году начала эксплуатации рассчитывается по формуле [11, стр. 356]:

.

где - норма дисконта, по данным технического задания (15 %); - год начала эксплуатации подстанции, .

Коэффициенты дисконтирования по годам приведены в таблице.

Суммарные дисконтированные затраты [12, стр. 129] определяются как

.

Дисконтированные затраты в 2016г. равны

.

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

.

Расчетные данные сведены в таблицу.

Чистый дисконтный доход [12, стр. 124]:

,

Чистый доход в 2016г. равен

В последующие годы

.

Расчетные данные приведены в таблице.

Дисконтированный срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.

Дисконтированный срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [11, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом и , то срок окупаемости равен

.

В нашем случае вложенный капитал не окупается.

Индекс доходности инвестиций (рентабельность инвестиций) [12, стр. 125] рассчитываем по формулам:

.

Результаты индекса доходности инвестиций по годам приведены в таблице.

Внутренняя норма доходности определяется из решения уравнения [11, стр. 363]:

.

Для расчета используем метод итеративного приближения [11, стр. 364]:

Используем метод Ньютона. Итерационная формула метода Ньютона:

.

Начальное приближение:

.

Условие окончания итерационного процесса:

,

где - точность расчета, принимаем равной .

Последовательно подставляя значения находим

Так как при данном индексе затрат на транспортировку электрической энергии проект не окупается, примем эти затраты равными 50 % от индекса затрат на транспортировку электрической энергии сетевой компанией. Полученные результаты приведены в Таблице.

Размещено на http://www.allbest.ru/

4. Расчёт токов короткого замыкания

Цель расчёта токов короткого замыкания, объём и вид рассматриваемых токов короткого замыкания.

Определение расчетных токов короткого замыкания (КЗ) необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость, а так же для выбора и проверки уставок релейной защиты. В качестве расчетного вида тока КЗ выбираем ток трехфазного короткого замыкания, так как он имеет наибольшее значение.

При расчёте токов КЗ определяем следующие параметры тока КЗ:

- значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени;

- значение периодической составляющей тока КЗ к моменту времени ф размыкания силовых контактов выключателя;

- ударный ток короткого замыкания;

- значение апериодической составляющей тока КЗ к моменту времени ф размыкания силовых контактов выключателя.

Приведение сопротивлений элементов схемы замещения к относительным базисным условиям, определение точек КЗ.

Выбираем сечения проводов для каждой из отходящих линий и проверяем их по допустимому нагреву:

Токи в системных линиях 330 кВ:

Выбираем провод марки АС 120/27 (I_доп=375 А)

Токи в линиях потребителя 330 кВ:

Выбираем провод марки АС 10/1,8 (I_доп=84 А)

Токи в линиях потребителя 110 кВ:

Выбираем провод марки АС 50/8 (I_доп=210 А)

Токи в линиях потребителя 6 кВ:

Выбираем провод марки АС 240/32 (I_доп=605 А)

Задаёмся базисными условиями для расчёта:

Определяем параметры схемы замещения:

Система:

Воздушные линии.

Трёхобмоточный трансформатор.

Расчётные точки КЗ выбираются, так чтобы учесть самый тяжёлый режим, для двух трансформаторной подстанции такими точками являются:

К - 1 - КЗ в зоне сборных шин РУВН,

К - 2 - КЗ в зоне сборных шин РУСН,

К - 3 - КЗ в зоне сборных шин РУНН.

С учётом всего выше написанного окончательная схема замещения будет выглядеть следующим образом.

Рисунок 11 - Схема замещения с учётом всех параметров

4.1 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 1

Рисунок 12 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 1

Преобразуем схему на рисунке 11 к точке К1. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.1.1 Расчёт для точки К - 1

- ударный коэффициент для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для элегазовых выключателей на напряжение 330 кВ.

4.2 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 2

Рисунок 13 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 2

Преобразуем схему на рисунке 11. к точке К2. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Заменим параллельное соединение сопротивлений ВН трансформатора:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.2.1 Расчёт для точки К - 2

- ударный коэффициент для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 110 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 110 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для элегазовых выключателей на напряжение 110 кВ.

4.3 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 3

Рисунок 14 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 3

Преобразуем схему на рисунке 11 к точке К3. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Заменим параллельное соединение сопротивлений ВН трансформатора:

Заменим параллельное соединение сопротивлений НН трансформатора:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.3.1 Расчёт для точки К - 3

- ударный коэффициент для системы, для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности 40 МВА [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности 250 МВА [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для вакуумных выключателей на напряжение 6 кВ.

Так как ток короткого замыкания больше 30 кА, необходима установка токоограничивающего реактора. Находим результирующее сопротивление:

Находим сопротивление, необходимое для уменьшения тока КЗ:

Выбираем 2*РТСТ-6-1000-0,22УЗ

Находим фактическое значение периодической составляющей за реактором:

5. Выбор оборудования

5.1 Выбор выключателей

Ток продолжительного режима будет равен току наиболее мощного присоединения в режиме максимальных нагрузок.

Ток продолжительного режима РУВН.

Ток в линиях трансформатора:

Токи в системных линиях:

Токи в линиях потребителя:

Ток продолжительного режима РУСН.

Ток в линиях трансформатора:

Токи в воздушных линиях:

Ток продолжительного режима РУНН.

Ток в линиях трансформатора:

Ток в секциях шин:

Выбор выключателей:

На РУВН выбираем выключатель ВГУ - 330Б -40/3150У1 с техническими характеристиками [3 таблица 10 стр. 47]:

Технические данные выключателя ВГУ - 330Б -40/3150У1

			Токи термической стойкости
330	3150	47	120	45	50/3	0,03/0,027

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на высокой стороне:

Определим выключателя:

где в_ном -содержание апериодической составляющей (технич. данные выключателя)

Проверка выключателя производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение выключателя должно быть больше либо равно напряжению установки .

2. Номинальный ток выключателя должен быть больше или равен максимальному току продолжительного режима наиболее мощного присоединения .

3. Проверка выключателя на симметричный ток отключения осуществляется по следующему условию:

.

4. Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию:

.

5. На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

6. На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Проверка выключателя ВГУ - 330Б -40/3150У1установленного на РУВН

Расчётные данные	Каталожные параметры

Выключатель проходит по всем условиям.

На РУСН выбираем выключатель ВЭК - 110 - 40/2000У1с техническими характеристиками [ таблица 5.2 стр. 243]:

Технические данные выключателя ВЭК - 110 - 40/2000У1.

				Токи термической стойкости
110	2000	40	40	102	40	40/3	0,055/0,035

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на средней стороне:

Определим выключателя:

где в_ном -содержание апериодической составляющей (технич. данные выключателя)

Проверка выключателя ВЭК - 110 - 40/2000У1установленного на РУСН.

Расчётные данные	Каталожные параметры ВЭК-110 -40/2000У1

Выключатель проходит по всем условиям.

На РУНН выбираем комплектное распределительное устройство серии

С-410 с установленным выключателем ВРС - 6 -3150-40 У3.

Технические данные ячейки КРУ С-410

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток главных цепей, А	3150
Номинальный ток сборных шин, А	3150
Номинальный ток отключения выключателя, кА	40
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА	102
Ток термической стойкости в течение трех секунд, кА	40

Технические данные выключателя ВРС - 6 -3150-40 У3 вводной ячеки трансформатора.

				Токи термической стойкости
6	3150	40	40	102	40	40/3	0,07/0,05

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на низкой стороне:

Определим допустимое содержание апериодической составляющей [2 рис. 4.33 стр. 238]:

Проверка выключателя ВРС - 6 -3150-40 У3 :

Расчётные данные	Каталожные параметры ВРС - 6 -3150-40 У3

Выключатель проходит по всем условиям.

5.2 Выбор разъединителей

На РУВН выбираем разъединитель РНД - 330/3200 УХЛ1 с техническими характеристиками [3 таблица 11 стр. 48]:

Технические данные разъединителя РНД - 330/3200 УХЛ1.

			Главных ножей	Заземляющих ножей
330	3200	160	63/2	63/1

Проверка разъединителя производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение разъединителя должно быть больше или равно напряжению установки .

2. Номинальный ток разъединителя должен быть больше или равен максимальному току продолжительного режима наиболее мощного присоединения .

3. На электродинамическую стойкость разъединитель проверяется по сквозному току КЗ:

4. На термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Проверка разъединителя РНД - 330/3200 УХЛ1 установленного на РУВН.

Расчётные данные	Каталожные параметры РНД - 330/3200 УХЛ1...

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Проектирование электрической части узловой подстанции" скачать

Подобные документы

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Понизительная подстанция

  Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012
  

• Проектирование электрической части узловой подстанции 220/110/10кВ

  Графики нагрузок на шинах подстанции. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов. Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств. Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 11.03.2016
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Особенности выбора силовых трансформаторов, трансформаторов тока. Расчет мощности, основное предназначение электрической части подстанции. Анализ схемы замещения сети и расчета значений короткого замыкания. Этапы проектирования городской подстанции.
  
  дипломная работа [684,1 K], добавлен 22.05.2012
  

• Проектирование электрической подстанции

  Расчет электрической части подстанции: определение суммарной мощности потребителей, выбор силовых трансформаторов и электрических аппаратов, устройств от перенапряжения и грозозашиты. Вычисление токов короткого замыкания и заземляющего устройства.
  
  контрольная работа [39,6 K], добавлен 26.11.2011
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрической части электростанций и подстанций. Выбор схем электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, выключателей, заземляющих разъединителей и трансформаторов на проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

  Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012
  

• Проектирование понижающей подстанции

  Расчет мощности силового трансформатора, капитальных вложений и токов короткого замыкания. Выбор типа распределительного устройства и изоляции. Определение экономической целесообразности схемы. Схема электрических соединений проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [411,6 K], добавлен 12.12.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.
  
  курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011
  

• Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

  Характеристика главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд. Выбор силовых трансформаторов и выключателей. Пути расчетов токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и проводников. Проектирование главной схемы.
  
  дипломная работа [491,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• Проектирование районной понизительной подстанции

  Определение расчетных нагрузок и выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических схем первичных соединений подстанции. Выбор ограничителей перенапряжения. Выбор ячеек закрытого распределительного устройства.
  
  курсовая работа [167,2 K], добавлен 16.03.2017
  

• Проектирование подстанции 220/110/10 кВ

  Обоснование выбора схем электрических соединений подстанции. Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор трансформатора, реактора, выключателей, жестких шин. Определение параметров схемы замещения. Расчет заземляющего устройства.
  
  курсовая работа [195,2 K], добавлен 17.05.2015
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, сборных шин и кабелей. Контрольно-измерительные приборы. Схемы открытого и закрытого распределительных устройств.
  
  курсовая работа [369,6 K], добавлен 22.09.2013
  

• Проектирование проходной понижающей двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ с максимальной нагрузкой 32 МВт

  Ознакомление с процессом выбора количества, типа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Определение структурной схемы и основных характеристик подстанции. Изучение электрических аппаратов и электроизмерительных приборов.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 30.01.2022
  

• Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014
  

• Проектирование узловой подстанции 220/35/10

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка коэффициентов их загрузки. Разработка и обоснование принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка основного электрооборудования. Выбор изоляторов.
  
  курсовая работа [615,2 K], добавлен 12.06.2011
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрических станций. Выбор схем электрических соединений на стороне 35 и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратуры на проектируемой подстанции. Напряжение и мощность трансформаторов. Расчет молниезащиты подстанции.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 02.06.2014
  

• Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П "Петрозаводская птицефабрика"

  Выбор схемы собственных нужд подстанции. Расчет мощности трансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки. Расчет токов короткого замыкания, заземляющего устройства. Определение основных показателей производственной мощности подстанции.
  
  дипломная работа [312,0 K], добавлен 03.09.2010
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

Другие документы, подобные "Проектирование электрической части узловой подстанции"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам