Разработка оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и (стр. 3 из 18)

Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант №2)
Показатели	Ед.изм.	Величина показателя
		2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
выручка от реализации	т.р.	58440,4	63310,5	68180,5	69803,8	71427,8	73050,5	74673,8	77920,5	82791	87660,6
кап.вложения	т.р.	672	1680	1008
уд. себестоимость передачи и распред.эл.эн.	р/кВтч	0,165	0,18	0,193	0,198	0,202	0,206	0,211	0,221	0,241	0,246
затраты на потери эл.эн.	т.р.	1773,2	1921	2068,7	2118	2167,2	2216,5	2265,7	2364,2	2512	2659,8
отчисление на экспл. обслуживание	т.р.	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6	201,6
налоги и сборы	т.р.	33879,4	36712,4	39546,1	40491	41435,4	42379,4	43324,7	45212,7	48046,8	50880,4
чистый доход (без дисконт-я)	т.р.	-672	-1680	-1008	22585,6	24475	26364,1	26993,5	27623,6	28252,9	28883,1	30151,9	32131,2	33930,6
коэфф-т дисконт-я	о.е.	1,331	1,21	1,1	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47	0,42
ЧДД	т.р.	-894,4	-2032,8	-1108,8	22585,6	22027,5	21882,2	20245,1	18784	17516	16199,8	15472	15094,7	14446,5
ЧДД нарастающим итогом	т.р.	-894,4	-2927,2	-4036	14728	36755,5	58637,7	78883,6	97673,6	11512,2	131392	146964	159058,7	172696,3
рентабельность продукции	%	38,65	38,65	38,71	39,01	38,99	38,67	39,01	39,06	38,84
валовая прибыль	т.р.	56465,6	61187,4	65910,2	67484,2	69059	70632,4	72207,8	75354,5	80078	84800,6
тариф	р/кВтч	0,7	0,75	0,825	0,9	0,975	1,05	1,075	1,1	1,125	1,15	1,2	1,275	1,35

По данным таблиц графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики в координатах: ось Х-годы, ось Y-ЧДД.

Рисунок 4-Определение срока окупаемости.

По данным таблицы 2, таблицы 3, рисунку 4 составляем таблицу 4.

Таблица 4

технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
показатели	ед.изм.	вариант1	вариант2
напряжение	кВ	110/10	110/10
мощность	МВА	10	16
число часов использования максимума нагрузки	ч/год	5622	5622
Рентабельность продукции	%	29,37	28,89
Интегральный эффект	т.р.	181996,2	172696,3
срок окупаемости	лет	2,7	2,8

На основании анализа экономической эффективности можно сделать вывод, что по сроку окупаемости варианты равнозначны. Определяющим критерием является ЧДД. Поэтому предлагаю к реализации вариант 1 СЭС (2xТДН-10000/10).

Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки

Для проверки на допустимые систематические перегрузки используем зимний суточный график нагрузки в соответствии с ГОСТ 14209 – 85.

Эквивалентная нагрузка подстанции:

(16)

где

мощность i-ой ступени графика нагрузки, МВт (для все ступени, для которых , для все остальные ступени);

продолжительность i-ой ступени графика нагрузки, ч.

МВА

Коэффициент эквивалентной нагрузки:

(17)

Время максимума графика нагрузки составляет 5 часов. Эквивалентная температура охлаждающей среды по таблице 1.37 [4] для Саратовской области

.

По нормам максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (таблица 1.36 [4]) трансформаторы с системой охлаждения Д при коэффициенте предварительной загрузки

можно перегружать до в течении 6 часов при температуре охлаждающей среды То есть выбранные трансформаторы проходят по максимально допустимым систематическим перегрузкам, так как (1,46 > 0,59).

Так как длительность максимума графика нагрузки не превышает 6 часов, то при дальнейших расчетах будем ориентироваться на

4. Выбор главной схемы электрических соединений

Наибольший рабочий ток на стороне 110 кВ проектируемой подстанции:

(18)

где

номинальное напряжение сети, кВ.

кА.

Такое значение

позволяет использовать в РУ – 110 кВ упрощенную схему с отделителями и короткозамыкателями, так как у отделителей, используемых на напряжении 110 кВ, длительно допустимый ток А. Для увеличения гибкости схемы и ее надежности, добавим на стороне 110 кВ мостик с выключателем.

Схема с выключателем в перемычке обеспечивает при повреждении на линии и отключении одного трансформатора возможность подключить его ко второй линии.

Выключатель в перемычке в нормальном режиме работы подстанции должен быть включен, чтобы при коротком замыкании (КЗ), была возможность быстрого отключения поврежденного участка схемы и восстановления с помощью АВР питания потребителей подстанции.

Ремонтная перемычка из разъединителей позволяет выводить в ремонт выключатель, без нарушения режима питания.

Однолинейная главная схема электрических соединений подстанции представлена на листе КФБН 1004.02.366 Э3 графической части дипломного проекта.

План подстанции представлен на листе КФБН 1004.03.366 Э2 графической части дипломного проекта.

Разрез по ячейки РУВН и схема заполнения РУНН представлена на листе КФБН 1004.04.366 Э2 графической части дипломного проекта.

Рисунок 5- Главная схема электрических соединений

5. Расчет токов короткого замыкания

При расчете токов КЗ принимаем следующие допущения:

- среднее погонное сопротивление линий

Ом/км;

- один трансформатор проектируемой подстанции выведен в ремонт, вся нагрузка подстанции подключена ко второму трансформатору.