Диплом (1232555), страница 7

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

Текст из файла (страница 7)

I_ma[=I_пост+I_врем+I_толч , (1.76)

I_max= 18,8+8,1+244=270,9 А.

1. Расчет потерь напряжения в системе постоянного тока

При исчезновении напряжения в сети собственных нужд, АБ переходит в аварийный режим, питая потребителей постоянного тока ПС и обеспечивая возможность включения и аварийного отключения любого выключателя.

При выборе АБ во всех случаях должно быть обеспечено минимально допустимое напряжение на устройствах релейной защиты и автоматики.

Вторым условием выбора АБ является обеспечение минимально допустимого напряжения на электромагнитах выключателей 110, 35 и 6 кВ.

Для включения высоковольтного выключателя напряжение у потребителя, с учетом падения напряжения в цепи АБ, не должно быть меньше 187 В.

Суммарные потери напряжения от источника питания до потребителей не должны превышать 10%.

Суммарные потери от источника тока до потребителя определяются по формуле:

, (1.77)

где _a6 - потери напряжения в АБ, %; пp – суммарные потери напряжения в проводе, %; _Ka6 - потери напряжения в кабеле, %.

Проверка кабеля по потери напряжения до удаленного выключателя 110 кВ.

=5,6+0,5+2,3=8,4 %,

Суммарные потери напряжения от источника питания до потребителей не превышают допустимые 10%, что удовлетворяет требованиям ПУЭ.

1.9.3 Изоляция, защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная совместимость

Существующая площадка ПС 110 кВ ГВФ размещается в районе с обычными полевыми загрязнениями. Степень загрязнения атмосферы I с удельной длиной пути утечки на ОРУ 110 кВ не менее 1,6 см/кВ, на ОРУ 35 кВ не менее 1,9см/кВ, что соответствует ПУЭ, седьмое издание.

Защита оборудования ПС от прямых ударов молнии предусмотрена существующими молниеотводами, установленными на линейных порталах 110, 35 кВ и молниеотводами, установленными на существующих прожекторных мачтах.

Все существующее и вновь устанавливаемое оборудование ПС 110/35/6 кВ располагается в пределах существующей зоны молниезащиты.

Защита изоляции ПС от волн грозовых перенапряжений предусматривается:

- со стороны 6 кВ существующими ограничителями перенапряжения, установленными на стойках с опорными изоляторами 6 кВ у силовых трансформаторов;

- со стороны 35 кВ существующими ограничителями перенапряжения, установленными на траверсах трансформаторных порталов;

- со стороны 110 кВ ограничителями перенапряжения, установленными на заводских блоках в ячейках трансформаторов IT, 2Т и ЗТ.

Устанавливаемое на ПС оборудование присоединяется к существующему контуру заземления.

Материалы и размеры заземляющих электродов проложенных в земле выбраны с учетом защиты от коррозии, термических и механических воздействий. Сечение заземляющих проводников соответствует расчетным формулам.

Для устройства заземления принят горизонтальный заземлитель из полосы 5x50, проложенный в траншее на глубине 0,7 м от поверхности земли.

Для обеспечения электромагнитной совместимости и улучшения электромагнитной обстановки предусматривается:

- применение экранированных кабелей с заземлением экранов с обеих сторон;

- металлические оболочки кабелей цепей управления, измерения и сигнализации заземляются на ОРУ, в местах их ввода в ЗРУ 6 кВ, модульное здание КРУ 6 кВ, а так же в местах концевой разделки кабелей.

При этом присоединение металлических оболочек кабелей к заземляющему устройству выполняется в местах их ввода в ЗРУ 6 кВ, КРУ 6 кВ и ОПУ, а также в местах концевой разделки кабеля.

2 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ

Планы по долгосрочному развитию объектов электроэнергетики предполагают существенную реконструкцию и масштабное развитие инфраструктуры, в данном случае электроснабжения. При разработке инвестиционных проектов по реконструкции, модернизации или внедрению инноваций, важным моментом, обеспечивающим их реализацию, является технико-экономическое обоснование.

Такое обоснование требуется для получения практического результата от использования новых технических или технологических разработок. Но каждое технико-экономическое обоснование должно быть рассмотрено индивидуально.

Методика экономического обоснования реконструкции подстанций зависит от вида мероприятий, предусматривающих эту реконструкцию. В данном расчете будут представлены следующие мероприятия:

- установка третьего дополнительного трансформатора;

- замена коммутационных аппаратов (выключателей).

2.1 Экономическое обоснование внедрения нового оборудования подстанции

Целью экономической части данного раздела является расчёт экономической эффективности установки нового оборудования.

В расчёте не учитываются расходы на заработную плату обслуживающего персонала и прочие эксплуатационные расходы, в связи с отсутствием персонала для обслуживания данной подстанции, так как подстанция работает в автоматизированном режиме.

При определении капитальных вложений на новую технику учитывают ее стоимость, стоимость монтажных работ на ее установку.

Тогда, полная стоимость капитальных вложений, необходимых для реализации проекта, включает:

, (2.1)

где – стоимость комплектующих i-узлов и деталей, используемых при создании приборов или устройств; К_мтж - стоимость строительно монтажных работ [24].

Стоимость монтажных работ зависит от стоимости новой техники, а стоимость демонтажных от стоимости монтажных работ, в процентах, данные представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Стоимость монтажных и демонтажных работ от стоимости нового оборудования

Тип оборудования	Вид работ
	Монтажные, %	Демонтажные от монтажных, %
Силовой трансформатор	10	30
Выключатель	7	40
Разъединитель	5	20
Трансформатор напряжения	5	20
Трансформатор тока	5	20

Стоимость оборудования принята по прайс листам фирмы Scheider-Electric и ЗАО «Группа СвердловЭлектро» [25,26]. Результаты сносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Смета капитальных вложений на установку нового оборудования для подстанции ГВФ 110 кВ Хабаровского аэропорта

2.2 Экономическое обоснование установки дополнительного трансформатора

Определим текущие расходы, возникающие в результате эксплуатации трансформатора по формуле:

, (2.2)

где С_тек - общая сумма текущих расходов; С_обсл - затраты на обслуживание; С_а - амортизационные отчисления; С_проч - прочие расходы.

В состав затрат на обслуживание предприятия входят расходы на сырье, запасные части, материалы, топливо и электроэнергию для производственных нужд, прочие вспомогательные материалы. При укрупненном расчете экономических показателей по годовым текущим затратам на обслуживание они могут приниматься в размере 1–3 % от стоимости оборудования или устройств. Такой расчет допустим в том случае, если дается экономическая оценка эффективности внедрения единичных видов устройств или оборудования – приборы или отдельные элементы объектов.

Амортизационные отчисления представляют собой накопления, предназначенные для замены оборудования по истечении его срока службы. Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств и включаются в затраты предприятия [24].

В экономической деятельности предприятий могут использоваться различные методы начисления амортизации: линейный; ускоренный; замедленный. Наиболее распространенным является линейный метод расчета:

, (2.3)

где К_ос(нт) – стоимость основных средств по проектируемым объектам или внедряемой новой техники, тыс. р.; а₀ – норма амортизационных отчислений по видам объектов основных средств, %. Норму амортизационных отчислений для трансформатора, согласно [1] принять 5,6 %.

тыс. руб..

Определим доход полученный в результате установки третьего трансформатора:

, (2.4)

где Р_потр – потребляемая мощность, МВА;

тыс.руб./год.

Характеристики

Список файлов ВКР