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

Текст из файла (страница 7)

Требуемая величина сопротивления заземляющего устройства обеспечивается за счет искусственных вертикальных заземлителей и горизонтальных заземлителей. Заземляющие устройство выполняется в виде контура из стальной полосы сечением 50х5 мм, глубина заложения горизонтальных элементов заземления 0,7 м, вертикальных стержней диаметром 16 мм и длиной 5м, соединенных стальной полосой 50х5 мм, объединяющих их между собой в заземляющую сетку. Горизонтальные заземлители прокладываются по территории подстанции и в совокупности образуют замкнутый контур. Расстояние между вертикальными заземлителями принимаем равными из длине, то есть 5 м. Площадь заземляющего контура

S = 1425 м². Удельное сопротивление грунта r = 100 Омм.

Основной целью расчета заземления является определить число заземляющих стержней и длину полосы, которая их соединяет.

Длина горизонтальных заземлителей для ЗРУ-110 кВ, м:

(7.9)

где S – площадь заземляющего контура, м², принимается площади ЗРУ-110 кВ, S = 1425 м².

Количество вертикальных заземлителей (электродов), шт.

(7.10)

Общая длина вертикальных заземлителей, м:

(7.11)

Сопротивление заземляющего контура, Ом:

(7.12)

где r – удельное сопротивление грунта, Ом·м; А – коэффициент, значение которого при 0t’_отн0.5.

, (7.13)

где - относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов.

Тогда сопротивление заземляющего контура:

Проверим по допустимому сопротивлению, Ом:

(7.14)

где – нормированное сопротивление растеканию тока, Ом.

Условие выполняется.

7.4 Определение напряжения прикосновения

Так как важным показателем безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения U_пр, то независимо от того, что сопротивление растеканию тока без учета естественных заземлителей должно быть меньше нормированному значению, важно определить значение напряжения прикосновения и сравнить его с допустимым.

Напряжение прикосновения U_пр, В находим по формуле:

(7.15)

где k_пр – коэффициент прикосновения.

Коэффициент прикосновения определяется по формуле

(7.16)

где = 0,69 – коэффициент, характеризующий условия контакта с землей, Ом; М=0,6.

Находим коэффициент прикосновения:

Ток однофазного замыкания , А составляет 18 кА, предельно допустимое значение напряжения прикосновения при аварийном режиме электроустановок напряжением выше 1000 В с заземленной нейтралью составляет 500 В.

Находим напряжение прикосновения для ЗРУ-110 кВ:

Нормативное значение прикосновения меньше рассчитанного значение, можно сделать вывод, что принятая схема заземления удовлетворяет условиям безопасности.

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНО УСТРОЙСТВА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

Основополагающим элементом производственно-технологической структуры электроэнергетики являются электрические станции. Современные электрические станции – это сложные технические предприятия, которые оцениваются в миллиарды рублей, поэтому необходимо еще на стадии проектирования выполнять технико-экономическое обоснование. Реконструкция и модернизация действующих энергетических объектов сопряжено с большими капиталовложениями. Для корректного анализа экономической эффективности проектов необходимо проводить сопоставление дисконтированных затрат по каждому предложенному варианту, учитывающих финансовые вложения в объект в течение всего срока его службы. Дисконтированные затраты – это затраты будущего периода, приведенные к одному моменту времени путем пересчета суммы, эквивалентной той, которая должна быть выплачена в будущем. [8]

Данный дипломный проект посвящен реконструкции ПС Старт 220 кВ в части замены ОРУ 110 кВ 12 ячеек. На основании проведенного анализа, в дипломном проекте предусматривается использование схемы №110-13 для РУ 110 кВ. В данном разделе рассматривается эффективность инвестиций для двух вариантов:

• Вариант 1: комплектное распределительное устройство 110 кВ с элегазовой изоляцией;

• Вариант 2: закрытое распределительное устройство 110 кВ на традиционном оборудовании.

Экономическое обоснование реконструкции ПС Старт зависит от включаемых в неё мероприятий. В рамках проекта рассматривается первый вариант проведения реконструкции ОРУ-110 кВ с использованием ЗРУ-110 кВ. Во втором варианте предусматривается выполнение распределительного устройства 110 кВ из 12 ячеек КРУЭ 110 кВ в трехполюсном исполнении.

8.1 Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения включают в себя стоимость нового оборудования, стоимость монтажных работ, стоимость демонтажа старого оборудования, его остаточную себестоимость, если замена происходит раньше нормативного срока службы, формула:

(8.1)

где К_во – стоимость нового оборудования, тыс. руб.; К_смр – стоимость строительно-монтажных работ по установке новой техники (земляные и объемно-планировочные работы, прокладка оборудовании кабельных систем), тыс. руб.; К_зем – отвод земли под площадку, тыс. руб.; К_ост – остаточная стоимость старой техники, тыс. руб.

Стоимость старых масляных выключателей 3300 тыс.руб., срок службы исчерпан (в работе с 1982 года), поэтому К_ост=0.

_{Для расчета капитальных вложений по вариантам использовались укрупненные показатели стоимости по [}9]. Перерасчет стоимости цен на 1 квартал 2015 осуществлен с использованием индексов перерасчета. Рекомендуемый индекс перерасчета к базисным ценам 2000 г. составляет К_пер = 11,78 согласно [10].

_{Стоимость оборудования:}

(8.2)

где К_В – стоимость одного комплекта выключателей в базисном уровне цен, n – количество выключателей, шт.

Рассчитаем для варианта 1:

_{Для варианта 2:}

Стоимость демонтажа выключателей РУ по истечению срока службы рассчитываем по таблице 29 [9]:

(8.3)

где К_{ДЕМ.ВЫКЛ} – стоимость демонтажа выключателей, неподлежащему дальнейшему использованию; n – количество выключателей, шт.

Стоимость постоянной части затрат по ПС учитывает подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройство собственных нужд подстанции, систему оперативного постоянного тока, канализацию, подъездные дорого и прочие элементы. Постоянная часть затрат принимается с учетом схемы и напряжения подстанции на основании таблицы 27 [9].

Стоимость силовых коммуникаций принимается по таблице 10 [9].

Результаты расчетов капитальных вложений приведены в таблице 8.1

Таблица 8.1 Капитальные вложения по вариантам

Капитальные вложения второго варианта больше, чем необходимо для реализации первого варианта на 865924 тыс.руб.

8.2 Расчет издержек на эксплуатацию

При выполнении технико–экономического сравнения вариантов конструктивного исполнения РУ ПС ежегодные издержки на эксплуатацию оборудования складываться из затрат на текущий ремонт и обслуживание и издержек на технологический расход электроэнергии:

_(8.4)

где К_{ПОСТ.ЗАТР.} – стоимость постоянной части затрат; а – норма отчислений от капитальных вложений на текущий ремонт и обслуживание; И_ПОТ – издержки на технологический расход электроэнергии на обогрев здания КРУЭ, ЗРУ, питание приводов коммутационного оборудования.

В таблице 8.3 представлены нормы ежегодных отчислений на текущий ремонт и обслуживание для оборудования ПС.

Издержки на технологический расход электроэнергии рассчитываются, как сумма издержек за летний и зимний периоды года по тарифам на электроэнергию, устанавливаемым для региона реконструкции ПС соответствующим приказом Федеральной службы по тарифам [10]:

_(8.5)

где - технологический расход электроэнергии зимой (летом); Ц – ставка оплаты нормативных потерь.

Основные потребители мощности в ЗРУ: обогрев приводов выключателей – 10,5 кВт ч (на один выключатель), обогрев шкафов приводов разъединителей – 0,2 кВт ч (на один разъединитель). Расчет технологических потерь для обогрева выполняем для зимнего времени, количество зимнего периода в часах составляет 5088 часов.

Основные потребители мощности КРУЭ: отопление - 55 кВт ч (на один выключатель), приточно-вытяжная вентиляция – 65 кВт ч, кондиционирование – 10 кВт ч, рабочее освещение - 5 кВт ч. количество зимнего периода в часах составляет 5088 часов., летнего – 3672 часов.

Тариф на электроэнергию на 2015 год согласно [10] составляет 3,61 руб. за 1 кВт ч.

Рассчитаем издержки на технологический электроэнергии.

Для варианта 1:

Для варианта 2:

Отчисления на текущий ремонт и обслуживание предназначены для обеспечения финансовыми ресурсами профилактических и ремонтных работ.

Таблица 8.3 - Нормы ежегодных отчислений на текущий ремонты и обслуживание элементов ПС

Произведем расчет ежегодных издержек для каждого варианта. Результаты сведены в таблицу 8.4

Таблица 8.4 - Ежегодные издержки

Составляющая капитальных вложений	Вариант 1	Вариант 2
	Стоимость, тыс. руб.	Стоимость, тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание РУ 110 кВ	11394,32	5182,26
Ежегодные издержки ремонт и обслуживание силовых коммуникаций 110 кВ	-	1116,18

Окончание таблицы 8.4

Ежегодные затраты на эксплуатацию первого варианта больше чем необходимы для эксплуатации второго варианта на 4175 тыс. руб.

Характеристики

Список файлов ВКР