Обнаружение и предотвращение аварийных режимов на подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

релейный защита электрический подстанция

В связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения, реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.



1. Теоретическая часть

1.1 Краткая характеристика расчётной части объекта

Рассчитываемая тупиковая понизительная подстанция служит для приема, преобразования и дальнейшей передачи электроэнергии потребителям.

На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора, это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а для II категории - на время, необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Перерыв же в электроснабжении потребителей III категории допускается на время не превышающего одних суток. Дабы избежать больших перерывов в электроснабжении схема подстанции на стороне высшего напряжения имеет неавтоматическую перемычку благодаря которой можно эксплуатировать оба имеющихся трансформатора через одну линию, или же наоборот, отключать один из трансформаторов. Со стороны низшего напряжения резервирование идет через секционный выключатель, который соединяет две секции шины.

Для обнаружения и предотвращения аварийных режимов на подстанции имеется релейная защита и автоматика. Задача релейной защиты заключается в том, чтобы найти неисправный участок, сообщить об этом персоналу и как можно быстрее подать сигнал на его отключение. К автоматике относятся АПВ и АРВ. АПВ устанавливается на линейных выключателях, а АПВ на секционном выключателе.



1.2 Обработка графиков нагрузок потребителей

По исходным данным графиков нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения, строим зимний и летний суточные графики нагрузок.

Для начала, активную нагрузку, данную нам в процентах, переведем в МВт, по формуле:

(1.1)

где Pmax = 52 МВт, а затем приводим к полной мощности:

(1.2)

Таблица 1. Суточный график нагрузки активной и полной мощности в именованных единицах

Время суток, часы	Активная нагрузка, МВт	Полная нагрузка, МВА
	Потребители, подключенные к РУ НН	Потребители, подключенные к РУ НН
	зимой	летом	зимой	летом
0-6	15,6	5,2	19,5	6,5
6--12	41,6	10,4	52	13
12--18	52	31,2	65	39
18--24	36,4	20,8	45,5	26

Рис. 1. Суточный график нагрузки активной мощности в относительных единицах



Рис. 2. Суточный график нагрузки активной мощности в именованных единицах

Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, а летнего - 182.

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки:

(1.3)

Коэффициент нагрузки по летнему суточном графику вычисляем аналогично.

По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок:



Рис. 3. Годовой график по продолжительности нагрузок

Количество электроэнергии, проходящей через проектируемую подстанцию за год:

(1.4)

(1.5)

Коэффициент заполнения графика

(1.6)

Продолжительность использования максимальной нагрузки подстанции:

(1.7)



Время максимальных потерь подстанции:

(1.8)

Таблица 2. Результаты расчета по определению параметров , , , ,

Wгод, МВт*ч	Pcp,МВт		Кн	Тим	ф
234093,6	26,723		0,514	4501,8	2888,02

1.3 Виды автоматики на тупиковой понизительной ПС 110/10 кВ

На подстанции принят следующий объем автоматики:

- автоматическое регулирование напряжения на трансформаторе под нагрузкой;

- автоматическое включение вентиляторов обдувки силового трансформатора;

- автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей 10 кВ трансформатора;

- автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 110 и 10 кВ;

- автоматическая частотная разгрузка (АЧР) линий 10 кВ.

1.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток К.З, упростить РЗ, создать необходимый режим работы по напряжению и т.п. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника.

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания. Включение резервного источника часто допускается также при К.З на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.

4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на К.З в неотключившемся рабочем источнике.

5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся К.З должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита действует без выдержки времени. В установках собственных нужд, а также на ПС, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо для предотвращения ее неправильного срабатывания в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока.

АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.

Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами приведена на рисунке 1.4. Пусковой орган АВР содержит минимальные реле напряжения KV1,KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени . В нормальном режиме выключатель Q4 включён, а выключатель QB1 отключён. На шинах и на вводах от Т1 к секции шин А1 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт QB1.1 выключателя QB1 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.



Рис. 4. Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия АВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.

1.3.2 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения fном=50 Гц по стандарту СО ЕЭС не должно превышать Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на Гц. Частота в энергосистеме поддерживается персоналом или автоматически, путем изменения впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов. При установившейся частоте активная мощность Pг, вырабатываемая генераторами, равна активной мощности Рн, потребляемой нагрузкой. При отсутствии в системе резерва активной мощности отключение части генераторов или включение новых потребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженной частотой (f < 48Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушении технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.

В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств АЧР.

Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований:

1. Обеспечивать нормальную работу системы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты, не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 47 Гц не должна превышать 8 с, а с частотой f <48,5 Гц - 60 с.

2. Обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; в первую очередь отключаются менее ответственные потребители.

3. Если восстановление нормального режима после действия АЧР возлагается на устройства автоматики, то АЧР должна обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания.

4. Действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР.

5. Не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Применяются две основные категории автоматической частотной разгрузки: АЧР-I и АЧР-II.

Первая категория - АЧР-I - быстродействующая (t = 0,10,3 с) с уставками срабатывания от 48,5 Гц до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧР-I - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧР-I отличаются одна от другой на 0,1 Гц.

Вторая категория - АЧР-II предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной на уровне около 48 Гц. АЧР-II работает после отключения части потребителей от АЧР-I, когда снижение частоты прекращается. Верхний уровень уставок по частоте АЧР-II - 48,8-48,6 Гц. Диапазон уставок АЧР-II по частоте должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки АЧР-II разделяется на три-четыре части.

На проектируемой подстанции в схемах АЧР-I задействуем потребителей 35 и 10 кВ третьей категории, а в схемах АЧР-II потребителей 35 и 10 кВ третьей и частично второй категории.

Ежегодный объем и места размещения АЧР согласуются с региональным диспетчерским управлением отдельным договором.

1.3.3 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Значительная часть КЗ на воздушных линиях электропередачи, вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении РЗ самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте К.З, гаснет, не успевая вызвать существенных разрушений, препятствующих включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения называют неустойчивыми. Доля неустойчивых повреждений для ВЛ составляет 60-80%, поэтому при ликвидации аварийного нарушения режима оперативный персонал производит опробование ВЛ обратным включением под напряжение. Эту операцию называют повторным включением. Повторные включения при неустойчивых повреждениях называют успешными.

Реже на ВЛ возникают устойчивые повреждения (обрыв проводов, тросов и гирлянд изоляторов, падение и поломка опор). Повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.

Для ускорения повторного включения линий широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно составляет от 0,5 до нескольких секунд.

Обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1кВ. АПВ восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия РЗ.

По числу ошибок различают АПВ однократного действия, двукратного и трехкратного действий.

Успешность действия АПВ однократного действия в воздушных сетях достигает 60-80%. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием. Успешность действия второго цикла АПВ двукратного действия составляет примерно 15% всех случаев работы второго цикла этих АПВ. Применение АПВ трехкратного действия оказалось нецелесообразным, так как успешность действия его третьего цикла не превышает 1-3%.

Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ , но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную передачу напряжения на шины в случае их отключения РЗ. АПВ шин имеет высокую эффективность. На шинах проектируемой подстанции предусматриваем АПВОН(ш), АПВ по отсутствию напряжения на шинах, выполненное на выключателях силовых трансформаторов.

В ряде случаев АПВ используется на кабельных и смешанных кабельно-воздушных тупиковых линиях 6-10 кВ. При этом не смотря на то, что повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивыми, успешность АПВ составляет 40-60%. Это объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание потребителей при неустойчивых повреждениях на шинах подстанций, при отключении линий вследствие перегрузки, при ложных и неселективных действиях РЗ. Применение АПВ позволяет в ряде случаев упростить схемы РЗ и ускорить отключение КЗ в сетях.

1.3.4 Классификация устройств АПВ

В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ:

- трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения РЗ;

- однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной РЗ при однофазном К.З;

- комбинированные, осуществляющие включение трех фаз или одной фазы.

Трехфазные устройства АПВ подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия или отсутствия напряжения (АПВНН), (АПВОН), с ожиданием синхронизма (АПВС) и другие.

По виду оборудования, на которое действием устройств АПВ повторно подается напряжение, различают: АПВ линий; АПВ шин; АПВ трансформаторов.

Устройства АПВ, выполненные с помощью специальных релейных схем, называют электрическими, а встроенные в грузовые или пружинные приводы - механическими.

Требования к схемам АПВ

Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя, находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны удовлетворять дополнительным требованиям, при выполнение которых разрешается пуск АПВ (наличие или отсутствие напряжения, наличие синхронизма и т.д.)

Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в тех случаях, когда выключатель отключается РЗ сразу после его включения персоналом, поскольку повреждения в этом случае обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит.

Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, то есть действие с заданной кратностью.

Время действия, как правило, должно быть минимально возможным для того, чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановление нормального режима работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3-0,5с. Вместе с тем в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать выдержки времени порядка нескольких секунд.

Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.

На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней, защиты с выдержками времени после АПВ.

Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 5.

Рис. 5. Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе

В комплектное реле входят следующие устройства.

Реле времени KT, создающие выдержку времени от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;

Конденсатор C1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;

Резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость разряда конденсатора C1; R3, разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);

Диод VD, предотвращающий разряд конденсатора C1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UVG) вследствие близких коротких замыканий.

Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS.

Схема действует следующим образом. При отключение выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается во включенном положении, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.

Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при неуспешном АПВ не происходит.

1.4 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Так как подстанция является тупиковой, выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии на ВН и две, секционированные выключателем, системы шин на НН.

Работа схемы:

- в нормальном режиме выключатели Q1, Q2, Q3, Q4, Q5 и Q6 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS2. Разъединители QS1, QS4, QS5, QS6, QS7, QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется по двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;

- при выводе в ремонт линии W1(W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1, Q3 и Q4 (Q2, Q5 и Q6) и трансформатор Т1 (Т2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР), будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушиться;

- при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита, дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне Q3 и Q4 (Q5 и Q6) трансформатора и на высшей стороне Q1 (Q2). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будет включен секционный выключатель и электроснабжение потребителей не нарушиться.

Недостатком данной схемы является, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор.

Рис. 6. Главная схема электрических соединений «тупиковой» ПС (упрощенная)

1.5 Расчёт токов короткого замыкания

Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора (проверки) электрических аппаратов, шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (реакторов), а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

В этом разделе будем проводить расчет токов симметричного КЗ для двух расчетных точек: на шинах ВН и НН проектируемой подстанции.

Определим исходные данные для расчета. Трансформаторы и генераторы выбираем по каталогу в соответствии с исходными данными.

Таблица 3. Исходные данные генераторов

Вид	Рн, МВт	UН, кВ		cos??	Sн,МВА	n, шт.
ТВФ-120-2	100	10,5	0,192	0,8	125	1

Таблица 4. Исходные данные трансформаторов

Вид	n, шт.	Sн,МВА	Uквн-сн,%	Uквн-нн,%	Uксн-нн,%
АТДЦТН-63000/220/110 (Т5,Т6)	2	63	11	35,7	21,9
ТРДЦН-63000/110 (Т26,Т27)	2	63	-	10,5	-
ТДН-16000/110 (Т15,Т16)	2	16	-	10,5	-

Таблица 5. Исходные данные ЛЭП

Обозначение	L, км
W3	140
W6	80
W8	55
W9	20
W10	10
W11	10

Таблица 6. Исходные данные системы

Uном, кВ	Sкз, МВА
220	3000

Расчет будем производить в относительных единицах с приближенным приведением. Принимаем следующие базисные условия:

Sб=1000 МВА,

Uб=Uср.ст.= Uосн.ст.=115 кВ

(1.9)



Составляем однолинейную расчетную схему замещения.

Рис. 7. Расчетная схема замещения

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Все расчеты далее производятся в относительных единицах, но для удобства написания знак опускается (если величина в именованных единицах, ставится ее размерность).

Сопротивление системы:

(1.10)

где Sб - базисная мощность

Sс - мощность системы

Сопротивления линий:

(1.11)

где Xo - погонное реактивное сопротивление линии

l - длина линии

nц - количество цепей в линии

Uб.ст. - напряжение ступени, где расположена линия

Сопротивления обмоток двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН:

где Uк вн - напряжение короткого замыкания для обмотки высшего напряжения

Uк нн - напряжение короткого замыкания для обмотки низшего напряжения

Sном - номинальная мощность трансформатора

nт - количество однотипных трансформаторов

Uк вн-нн - напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН.

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора

Сопротивление генераторов:

где Xd” - сверхпереходное сопротивление генератора

Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах ВН (точка К1). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы. Сопротивления нагрузок не учитываем, так как они косвенно учтены в расчетных кривых.

Рис. 8. Эквивалентная схема замещения для К1

Рис. 9. Эквивалентная схема замещения для К1



Определяем результирующее сопротивление схемы:

Находим коэффициенты токораспределения по ветвям. Полагаем С=1, тогда:

Расчетные сопротивления ветвей:

Для всех моментов времени:

По расчетным кривым определим периодические составляющие тока КЗ для ТЭЦ:

Для определения периодической составляющей токов КЗ в именованных единицах необходимо рассчитать суммарный номинальный ток источника, приведенный к ступени напряжения, где рассматривается КЗ.

(1.12)

(1.13)

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0 секунд:

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0,1 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0,1 секунд:

Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К1. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из: ку=1,8, Та=0,042с.



Определим апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ в точке К1 для момента времени ф=tсв+0,01 с (0,01 с - минимальное время срабатывания релейной защиты). На стороне ВН предполагается устанавливается высоковольтный выключатель, среднее время срабатывания которого равно tсв=0,05 с (ф=0,06 с).

Расчет тока КЗ при коротком замыкании на шинах НН (точка К2) производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.

Таблица 7. Сводная таблица токов КЗ в расчетных точках

Точка КЗ	Iпk(0), кА	Iпk(0,1), кА	iу, кА	iа,ф, кА
На шинах ВН	3,494	3,393	8,867	1,484
На шинах НН	1,666	1,666	4,229	0,708

Таким образом, расчет показал, что токи, возникающие при КЗ на проектируемой подстанции, малы и современные выключатели вполне способны отключить их. Следовательно, ограничения токов КЗ не требуется.



2. Техническая часть

2.1 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

2.1.1 Выбор и проверка сборных шин на стороне НН

На стороне 10 кВ ПС применяются жесткие шины прямоугольного сечения. Выбор сборных шин проводится по максимальному длительному току нагрузки. Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле:

(2.1)

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 1008 мм с площадью поперечного сечения 797 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.= 1625 А. Шины на изоляторах располагаем плашмя.

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

(2.2)

где Та=0,042 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;

tотк=tрз+tо.в.=0,06 с - расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя tо.в.=0,05 с, минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=0,01 с.

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

(2.3)

где с - функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2.

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Определяем пролет l

,

где f0, Гц - собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;



, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4

где b - высота шины, см

h - ширина шины, см

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,58 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, равно:

(2.4)

где а - расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН), примем а=0,22 м;

iу - ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН, А

Напряжение в материале однополосной шины:

(2.5)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см3. Для шины, расположенной плашмя:

(2.6)

где l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого доп.расч. Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 8. выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст = Uном
Iраб max НН = 1618,497 А	Iдоп = 1625 А	Iраб max НН < Iдоп
qmin = 6,07 мм2	qст = 797 мм2	qmin < qст
у расч = 0,095 МПа	у доп = 137,2 МПа	у расч < у доп



2.1.2 Выбор и проверка кабелей на отходящих линиях

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

На линиях, отходящих к потребителям, выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов. Сечение жил будем выбирать по экономической плотности тока по формуле 2.11. Для кабелей jЭК = 1,2 А/мм2.

(2.7)

где n - число отходящих фидеров

Выбираем алюминиевые кабели на 10 кВ 3х жильные, прокладка в земле со средней коррозийной активностью без блуждающих токов с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке.

Марка кабеля ААШв 3х150, Iдоп = 275 А

Найдем рабочий максимальный ток кабеля:



(2.8)

где kи - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, он равен 1

kн - поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей, он равен 1

kа.п - коэффициент, учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей, он равен 1

Условие Iдоп > Iраб max (275 А > 269 А) выполняется.

Проверка на термическую стойкость.

Проверим выбранных кабелей на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

(2.9)

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

(2.10)

Условие qmin < qст выполняется (5,526 мм2 < 150 мм2).

Таблица 9. Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст= Uном
Iраб max =269,75 А	Iдоп = 180 А	Iдоп > Iраб max
qmin = 5,526 мм2	qкаб = 50 мм2	qmin < qст



2.1.3 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН

Ошиновку открытых РУ 110 кВ выполняем гибкой. Применяем сталеалюминевые провода марки АС. Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока. Найдем рабочий ток на стороне ВН по формуле:

(2.11)

Экономическое сечение рассчитывается по формуле:

(2.12)

Согласно ПУЭ, условию проверки на коронирование при напряжении 110 кВ удовлетворяют провода с минимально допустимым сечением 70 мм2. Выбираем провод АС-240/29 с Iдоп.= 610 А.

Проверим провод на максимальный длительный ток нагрузки. Максимальный рабочий ток на стороне ВН определяется по формуле:

(2.13)

Условие Iдоп. Imax.раб.ВН выполнено (610 А > 294,272 А).

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:



(2.14)

Условие qmin < qст выполняется (0,486 мм2 < 610 мм2).

На электродинамическую стойкость не проводим ввиду больших расстояний между фазами.

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. по ПУЭ для напряжения 110 кВ этому условию удовлетворяют все провода, сечения которых больше 70 мм2.

Выбор изоляторов на стороне высшего напряжения

На стороне 110 кВ выбираем опорные подвесные изоляторы типа ПС - 70 Е в количестве 8 шт. на фазу.

2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка выключателей на стороне ВН

На стороне высшего напряжения выбираем выключатель вакуумный ВБЭ-110-20/1250 У3 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 110кВ и номинальной частоте 50 Гц.

Проверка выключателей:

По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (110 кВ = 110 кВ)

По номинальному току:

Imax.раб.ВН ? Iном выкл (210,19 А ? 1250 А)



Проверка по отключающей способности:

Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 20 кА ? Iпk = 3,497 кА

Отключение полного тока к.з.:

(2.15)

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

(2.16)

57,884 кА ? 6,41 кА

Проверка на термическую стойкость:

(2.17)

1200 кА2·с ? 1,956 кА

Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА



Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 10. Выбор и проверка выключателя на стороне ВН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВБЭ-110-20/1250 У3
Uном уст = 110 кВ	Uном выкл = 110 кВ	Uном уст ? Uном выкл
Imax.раб.ВН =210,19А	Iном выкл = 1250 А	Iном выкл ? Imax.раб.ВН
Iпk = 3,494 кА	Iном откл = 20 кА	Iном откл ? Iпk
= =6,41 кА	= =57,884 кА
Iпk = 3,494 кА	I пр скв = 125 кА	I пр скв ? Iпk

2.3 Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

По номинальному току:

Imax.раб.НН ? Iном выкл (1618,497 А ? 2000 А)



По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

Проверка по отключающей способности:

Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ? Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

57,4108 кА ? 2,349 кА

Проверка на термическую стойкость:

7500 кА2·с ? 0,278кА2·с

Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения - 2,5 А.

Таблица 11. Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВВЭ-М-10
Uном уст = 10 кВ	Uном выкл = 10 кВ	Uном уст ? Uном выкл
Imax.раб.НН= =1618,497 А	Iном выкл = 2000 А	Iном выкл ? Imax.раб.НН
Iпk = 1,666 кА	Iном откл = 40 кА	Iном откл ? Iпk
= =2,349 кА
iуд(3) = 4,229 кА	iпр скв = 128 кА	iпр скв ? iуд(3)
Iпk = 1,666 кА	I пр скв = 40 кА	I пр скв ? Iпk

2.3.1 Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится по номинальному напряжению, номинальному току, по конструкции и роду установки. Выполняется проверка на электродинамическую и на термическую стойкость. Выбор также проведем в табличной форме. К каждому аппарату по каталогу выбирается привод.

Выбираем разъединители для наружной установки РДЗ-110/1000Н.УХЛ1 со встроенным приводом ПР-2Б-УХЛ1

Таблица 12

Тип	Uном, кВ	Iном, А	Iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с	Тип привода
РДЗ-110/1000Н.УХЛ1	110	1000	63	25	3	ПР-2Б-УХЛ1

Проверка выключателей:

По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном раз (110 кВ = 110 кВ)

По номинальному току:

Imax раб ВН ? Iном раз (210,19 А ? 1000 А)

Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами

Проверка на динамическую стойкость:

Iдин стойк = 80 кА ? Iпk = 3,494 кА

проверка на термическую стойкость

главных ножей:

1875 кА2·с ?1,96 кА2·с

заземляющих ножей:

625 кА2·с ? 1,96 А2·с

Таблица 13. Выбор и проверка коммутационных аппаратов на стороне ВН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	РДЗ-110/1000Н.УХЛ1
Uном уст =110 кВ	Uном раз =110 кВ	Uном уст = Uном раз
Imax раб ВН = 210,19 А	Iном раз = 1250 А	Iном раз ? Imax раб ВН
Iпk = 3,494 кА	Iдин стойк = 80 кА	Iдин стойк ? Iпk
	Главные ножи: =1875 кА2·с Заземляющие ножи: =625 кА2·с

2.7 Выбор контрольно-измерительных приборов

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.

Выбранные КИП приведены в таблице 14.



Таблица 14. Выбранные контрольно-измерительные приборы

Приборы	Тип	Число приборов
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
Амперметр	Э 335	2
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2
На секционных ТТ (10 кВ)
Амперметр	Э 335	1
На отходящих линиях 10 кВ
Амперметр	Э 335	12
Счётчик ватт-часов	СА3-681	12
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	12
На СБ шинах 10 кВ
Вольтметр	Э335	2
РУ 110 кВ
Амперметр	Э 335	2

2.4 Выбор оперативного тока и источников питания

На электрических подстанциях применяют многочисленные вспомогательные устройства и механизмы, служащие для управления, регулирования режима работы, сигнализации, релейной защиты и автоматики. Все эти оперативные устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников - источников оперативного тока. Соответствующие электрические цепи, питающие названные устройства и механизмы, называют оперативными цепями, а схемы питания - схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники должны быть надежны, так как нарушение их работы может приводить к отказам и серьезным авариям в электроустановках.

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, т.к. мы выбирали выключатели, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

Выбор оперативного тока сделаем в пользу выпрямленного, так как подстанция оборудована приводами постоянного тока, а использование аккумуляторных батарей дорого и требует определенно больших затрат на их обслуживание.

Рис. 10. Схема питания оперативных цепей от централизованной выпрямительной установки

Схема питания оперативных цепей представлена на рисунке 10. В схеме имеются рабочее VS1 и резервное VS2 выпрямительные устройства, подключенные к разным секциям шин 220В собственных нужд С1 и С2. Нормально шина постоянного тока питает рабочее выпрямительное устройство; при его повреждении или ремонте включают резервное устройство.

Контакторы переменного КМ1 и постоянного КМ2 тока позволяют дистанционно включать и отключать выпрямительные устройства.

Блоки питания представляют собой маломощные выпрямительные устройства, питаемые от ТТ (токовый элемент), от ТН или трансформаторов собственных нужд (элемент напряжения). Применяются блоки серии БП различной мощности. Для питания электромагнитов привода применяют БП-1002.

а - токовый элемент; б - элемент напряжения

Рис. 11. Схема блока питания

Для надежности питания оперативных цепей одновременно используют оба элемента блока, объединяя их выходные цепи постоянного тока (на рисунке показаны пунктиром).

2.4.1 Регулирование напряжения на тупиковой подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой), которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.

Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления, специальные переключатели ответвлений, при помощи которых измеряют число включённых в работу витков, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.

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

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис. 12 (для одной фазы)

В целях отпуска проектируемой ПС электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации (регулирования) под нагрузкой (РПН).

РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Выбранный трансформатор ТДН-16000/110 имеет по 9 ступеней регулирования по 1,78% каждая в сторону увеличения и в сторону уменьшения коэффициента трансформации.

Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами и резисторами. Схема с резисторами обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает всё более широкое применение.

Допустим, что трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1, число витков необходимо уменьшить, то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, другая половина по R2 и К3, кроме того, витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2, по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление4, избиратель И2, контакт К4 к выводу 0.

Рис. 12. Устройство РПН трансформатора (схема с токоограничивающими сопротивлениями)

В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 секунд), поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.



2.5 Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами расчёта тупиковых подстанций, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

(2.18)

где Smax - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

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

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680-77Е значение: 40 МВА. Для технико-экономического расчета выбираем тип трансформатора с учетом максимальной расчетной мощности при отключенных потребителях 3 категории по надежности электроснабжения.

S = 27,857 МВА - ТРДН - 40000/110;

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 15.

Таблица 15. Технические данные трансформаторов

Тип

Sном, МВ•А

Пределы регулиро-вания

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном обмоток, кВ

ик, %

Рк, кВт

Рх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

Qх, квар

ВН

НН

ТРДН-40000/110

40

±9x1,78%

115

10,5

10,5

172

36

0,65

1,4

34,7

260

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

(2.19)



где Sном - номинальная мощность трансформатора.

Smax ВН - максимальная нагрузка трансформатора

n - количество трансформаторов на подстанции

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора

Приведенные потери холостого хода трансформатора:

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора

(2.20)

При этом принимают SНН,1 = SНН,2 = 0,5SН и Ркз,НН,1 = Ркз,НН,2 = 0,5Ркз,ВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой, фВН = фНН1 = фНН2 = 2888 ч.

Проведем расчет трансформатора марки ТРДН 40000/110.

кВт;

кВт;

Р'кз,НН,1 = Р'кз,НН,2 = 0,5•701,2=350,6 кВт;

(2.21)

Расчет технико-экономических параметров выбранного варианта приведен ниже.

Технико-экономическое обоснование проекта

1. При определении капиталовложений в энергообъект 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 2012 по 2024 год (рекомендации консультанта).

4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений.

5. Горизонт расчёта (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.

6. Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год - 20%

2 год - 50%

3 год - 30%

7. Расчет капиталовложений в энергообъект.

Базисные показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения.

В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СО 153-34.47.37-2003).

Базисные показатели стоимости ПС необходимо корректировать с учетом НДС=18%, а также привести к ценам текущего года (2016г.), используя коэффициенты, представленные в межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом КО-ИНВЕСТ, раздел 1 - капитальные вложения. Коэффициент удорожания составляет 3,58.

Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли, которая принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС.

Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС.

(2.22)



где S,м2 - площадь постоянного отвода земли;

200 р/м2 - рекомендации консультанта по экономической части проекта.

млн. р.

Таким образом, капиталовложения в реализацию варианта с двумя трансформаторами типа ТРДН-40000/110, с учетом всех рекомендаций, составят

(2.23)

,

где KКТП - стоимость открытой комплектной трансформаторной подстанции блочной на напряжение 110/10, согласно.

8. Расчет срока окупаемости инвестиций в проекте ведем 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 (Эинт) 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 Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:



(2.24)

где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

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

Кд - сумма дисконтированных капиталовложений:

(2.25)

Где Кt -капиталовложения на t-м шаге;

аt - коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле