ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА (1208133), страница 10

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 10)

;

;

;

Согласно [17], при продолжительности протекания тока КЗ более секунды, предельно допустимое значение напряжения прикосновения при аварийном режиме производственных электроустановок с частотой тока 50 Гц, напряжением выше 1000 В, с глухим заземлением нейтрали не должно превышать 65 В, то есть должно выполняться условие:

; (5.16)

.

Как видно в данном случае напряжение прикосновения заметно больше допустимого, следовательно, «необходимо произвести подсыпку слоем щебня 0,15 - 0,2 м по всей территории РУ подстанции, что позволит получить значения и соответственно снизить U_ПР » [16].

Произведем перерасчет напряжения касания в связи с изменившимся условиями:

;

;

;

;

.

Полученное значение напряжения прикосновения меньше нормированного, следовательно, ЗУ выполненное по нормам должно обеспечить нормируемое напряжения прикосновения в любое время года в пределах всей территории подстанции.

1. Расчет молниезащиты

Попадание ударов молнии в электроустановки может вызвать их выход из строя. Во избежание этого и применяются молниеотводы.

Молниеотвод представляет хорошо заземленную проводящую конструкцию. Защитное действие молниеотвода проявляется во время лидерной стадии грозового разряда, когда из всех направлений развития разряда преимущественное направление определяется максимальными напряженностями электрического поля.

С некоторой высоты, называемой высотой ориентации молнии, начинает появляться искажение поля из-за различных земных сооружений, а развитие лидера разряда происходит в направлении к наиболее возвышающимся и заземленным предметам. Если возле молниеотвода поместить какой-либо объект, то при определенной высоте молниеотвода разрядные напряжения между каналом молнии и объектом всегда будут больше разрядных напряжений на молниеотвод или в землю, благодаря этому объект становится защищенным от ударов молнии. Стержневые молниеотводы выполняются в виде вертикально установленных стержней (мачт), соединенных с заземлителем.

Зоны защиты молниеотводов установлены на основе лабораторных испытаний, а их надежность подтверждена многолетним опытом эксплуатации. Зоной защиты называют пространство около молниеотвода, попадание ударов молнии в которое маловероятно [18].

Защитная зона двух стержневых молниеотводов значительно увеличивается по сравнению с суммой защитных зон двух одиночных молниеотводов.

Рисунок 5.2 – зона защиты двух стержневых молниеотводов.

Зона защиты стержневого молниеотвода определяется по формуле [18]:

(5.17)

где h_a – активная высота молниеотвода, м; h_x – высота точки на границе защищаемой зоны, м; h – высота молниеотвода, м; з – коэффициент для разных высот молниеотвода,

Рассчитаем при высоте молниеотвода 30,5 м и зона защиты на уровне 17 м:

Для других значений высоты молниеотвода и уровня зоны защиты расчет ведется аналогично. Результаты расчета в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – расчет зоны защиты одиночного молниеотвода , м.

Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности радиуса R, соединяющую вершины молниеотводов и точку, расположенную на перпендикуляре, идущем из середины расстояния между молниеотводами на высоте h₀.

Величина h0 рассчитывается по формуле:

. (5.18)

Ширина зоны защиты b_x, м, на уровне h_x вычисляется по формуле:

. (5.18)

Произведем расчет по формулам (5-18-5.19) для молниеотводов №2 и №3:

,

.

Для остальных опор расчет производится аналогично и результаты заносятся в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 – Результаты расчета ширины зоны защиты, м

1. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ НАХОДКА ВОСТОЧНАЯ

Не считая незначительных модернизаций, проведенных с 2006 года, в ходе которых были заменены некоторые масляные выключатели фидеров 27,5 кВ на вакуумные с масляной изоляцией, замены трансформаторов тока и напряжения и разъединителей на стороне 110 кВ, других существенных изменений на подстанции не производилось. Следовательно, на 2017 год большинство оборудования находится в работе уже 43 года, при том, что срок службы масляных выключателей и измерительных трансформаторов - 25 лет, разъединителей – 30 лет. «Поэтому возникает проблема замены не отдельных объектов, а комплекса технических устройств. Кроме того, как показывает практика, замена отдельных объектов подстанций без усовершенствования технически взаимосвязанных с ними элементов не обеспечивает ожидаемого технологического эффекта.

Проведение комплексных реконструктивных мероприятий требует существенных капитальных вложений. Реализация таких реконструктивных проектов осуществляется в течение 2-3 лет, а при экономической оценке используются как методы дисконтирования затрат и результатов, так и методы оценки, ориентированные на доходный, а не затратный подход определения конечного целевого результата [19].

Расчет стоимости реконструкции тяговой подстанции «Находка Восточная» произведем по укрупненным показателям стоимости строительства, что позволит упростить составление сметно-проектной документации и снизить трудоемкость сметных расчетов.

Реконструкция включает в себя: реконструкция сетевого освещения; усиление фундаментов под трансформаторы и РУ; приобретение и монтаж новых трансформаторов; реконструкцию кабельных каналов; строительно-монтажные работы по установке ОРУ-110 кВ, ОРУ-27,5 кВ и КРУН-10 кВ.

1. Расчет стоимости реконструкции подстанции

Величина капитальных вложений при реконструкции подстанции определяется по формуле [19]:

, (6.1)

где К_ПР – прямые затраты; К_Н – накладные расходы на строительно-монтажные работы, 40% от (К_МТЖ + К_ДМЖ); К_ПН – сметная прибыль строительно-монтажных организаций, 8% от (К_МТЖ + К_ДМЖ+ К_Н).

Прямые затраты определяются по формуле [19]:

, (6.2)

где К_НТ – стоимость нового оборудования; К_МТЖ – расходы на монтаж нового оборудования, 7-10% от К_НТ; К_ДМЖ – расходы на демонтаж старого оборудования 50% от К_МТЖ; К_ОСТ – остаточная стоимость старой техники, определяется по формуле [19]:

, (6.3)

где К_СТ(Б) – балансовая стоимость старого оборудования на момент замены; t_ЭК – фактический срок эксплуатации старой техники на момент ее замены; t_Н – нормативный срок службы старой техники.

Сметная стоимость строительно-монтажных работ и оборудования представлена в таблице 1 (приложение). Все цены пересчитаны на 2017 год при использовании необходимых коэффициентов, указанных в [19].

В таблицах (А.1 – А.3) (приложение А) указана стоимость устанавливаемого оборудования; стоимость строительно-монтажных работ по установке оборудования и общая сумма капитальных вложений на реконструкцию подстанции.

1. Определение экономии затрат, полученной от реконструкции подстанции

Изменение общих текущих расходов на содержание и обслуживание трансформаторной подстанции складываются из следующих видов элементов затрат [19]:

, (6.4)

где ΔС_ОТ – экономия по оплате труда работников, за счет сокращения персонала; ΔС_СЦ – экономия за счет уменьшения отчислений на обязательное страхование работников; ΔС_МЗ – экономия материальных затрат на обслуживание оборудования; ΔС_А – амортизационные отчисления; Δ – экономия за счет уменьшения потерь электроэнергии. Сокращения персонала на подстанции не происходит, поэтому экономию по оплате труда и отчисления единого социального налога мы учитывать не будем.

1. Экономия затрат на обслуживание оборудования

Рассчитаем снижение текущих расходов ΔС_МЗ на обслуживание оборудования подстанции. Для этого используем следующую формулу [19]:

, (6.5)

где К_СТ – балансовая стоимость старого заменяемого оборудования; – норматив обслуживания старой техники, принимается равным 30-40% от К_СТ; К_НТ – балансовая стоимость нового оборудования; – норматив обслуживания новой техники, принимается равным 1-2% от К_НТ.

Соответственно, в первый год и далее по годам эксплуатации экономия затрат на обслуживание оборудования до и после реконструкции будет составлять (без учета инфляции) 7238 тыс. руб.

1. Расчет амортизации

После установки нового оборудования подстанции и принятия его на баланс предприятия начисляется амортизация, которая в этом случае рассматривается не как элемент затрат, а как накопительный фонд, т.е. как собственный источник предприятия для покрытия инвестиционных затрат на реконструкцию (приток средств) [19].

Величина амортизационного фонда, начисляемого в период реконструкции и после ее завершения определяется по формуле [19]:

, (6.6)

где К_ОБ – сметная стоимость объекта (без учета затрат на его монтаж или установку); t_СЛ.Н – нормативный срок службы объекта (по данным технического паспорта). У коммутационного оборудования он составляет 30 лет, а у силовых трансформаторов 25 лет, но, так как мы не производим замену тяговых трансформаторов, а заменяем лишь трансформаторы собственных нужд, то основную часть стоимости объекта будет составлять коммутационное оборудование.

Произведем расчет:

Характеристики

Список файлов ВКР