Кузнецов К.И.2 (1232726), страница 11

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

Текст из файла (страница 11)

4.7.3 Автоматика системы охлаждения

Автоматика системы охлаждения трансформатора реализуется в шкафу ШАОТ, который предназначен для автоматического и ручного управления электродвигателями системы охлаждения. Шкаф охлаждения реализует:

– пуск системы охлаждения с помощью термометра ТКП - 160 при достижении температуры верхних слоев масла автотрансформатора выше +55 ºС. При последующем снижении температуры ниже 50 ºС система охлаждения отключается;

– пуск системы охлаждения через комплекты основной защиты при достижении тока нагрузки 105% от номинального.

Контроль исправности питания автоматики охлаждения срабатывает при неисправности и действует на подачу команды отключения автотрансформатора по всем сторонам.

При срабатывании контроля исправности цепей питания на комплектах основной защиты загорается сигнал: «Потеря охлаждения АТ».

5 ОПИСАНИЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Выбор и проверка основного электротехнического оборудования подстанции производится в соответствии со следующими условиями:

1. Выбор по номинальному напряжению электроустановки (оборудования);

2. Выбор по номинальному току нагрузки (мощности) электроустановки (оборудования);

3. Для коммутационных аппаратов выбор по току отключения и включения;

4. Проверка по условию термической стойкости электроустановки к токам короткого замыкания;

5. Проверка по условию динамической стойкости электроустановки к токам короткого замыкания.

На основании условий производится комплектация распределительных устройств в соответствующем классе напряжения.

В настоящей работе рассмотрена реконструкция подстанции 220 кВ «Хехцир» в объеме обоснования необходимости замены автотрансформатора 1АТ, установленной мощностью 63 МВА на АТ 125 МВА. Второй автотрансформатор подстанции (2АТ), установленной мощностью 125 МВА, удовлетворяет потребности в пропускной способности подстанции и замены не требует.

Выполнение проверки и замены оборудования подстанции (ошиновки и шины РУ всех классов напряжения подстанции, коммутационные аппараты, разъединители, трансформаторы тока и др) не требуется в связи с тем, что они рассчитаны на проектную мощность подстанции – два АТ по 125 МВА.

Замена 1АТ (63 МВА с номинальным напряжением обмотки НН 6,6 кВ) на выбранный АТ мощностью 125 МВА с номинальным напряжением обмотки НН также 6,6 кВ не потребует замены оборудования в РУ 6 кВ как рассматриваемой ПС 220 кВ «Хехцир», так и оборудования ПС 500 кВ «Хехцир 2» резервное питание СН которой осуществляется от ПС 220 кВ «Хехцир».

В связи с заменой АТ в работе предложена замена существующих устройств РЗА АТ (на электромеханической базе) на микропроцессорные устройства РЗА.

В работе предложена установка противоаварийной автоматики для обеспечения экономичности режимов работы сети 110 кВ, источниками питания для которой служат ПС 220 кВ «Хехцир» и Хабаровская ТЭЦ-1, генерирующее оборудование которой, как отмечалось выше, неэкономично и исчерпало нормативный срок службы (парковый ресурс продлен после проведения испытаний), а также для предотвращения недопустимой по величине перегрузки автотрансформаторов после возникновения нормативных аварийных возмущений, приводящих к скачкообразному увеличению нагрузки АТ. Проектируемые устройства АОПО необходимы при текущей величине установленной мощности силовых трансформаторов подстанции, в ремонтной схеме ПС в период реконструкции, связанной с заменой 1АТ на автотрансформатор большей мощности, а также АОПО остается актуальной и после завершения реконструкции по причинам:

– действующий 2АТ (125 МВА) имеет срок эксплуатации более 30 лет (нормативный срок 25 лет), а, следовательно, перегрузочная способность 2АТ будет ниже перегрузочной способности нового 1АТ,

– в ремонтной схеме подстанции с выведенным в ремонт одним из АТ, наличие АОПО позволит не увеличивать генерацию Хабаровской ТЭЦ-1 исходя из требования недопущения недопустимой перегрузки АТ в послеаварийном режиме после отключения ТГ, если не будет автоматических устройств, ликвидирующих аварийную перегрузку.

На основании проведенных расчетов в разделах 1-4 подстанция 220 кВ «Хехцир» комплектуется:

1. Площадка силовых трансформаторов.

Согласно выбранным параметрам автотрансформаторов распределительное устройство открытого типа (площадка трансформаторов) комплектуется:

– автотрансформатором АТДЦТН-125000/220/110/6 (1АТ);

– автотрансформатором АТДЦТН-125000/220/110/10 (действующий 2АТ);

2. Релейный зал подстанции:

– шкаф ШЭ2607 042043 производства НПП «ЭКРА» для реализации основных защит 1АТ;

– шкаф ШЭ2607 042043 производства НПП «ЭКРА» для реализации основных защит 2АТ;

– два шкафа ШЭ2607 071 для реализации резервных защит и автоматики управления выключателями сторон ВН и СН 1АТ;

– два шкафа ШЭ2607 071 для реализации резервных защит и автоматики управления выключателями сторон ВН и СН 2АТ;

– модернизация МКПА 220 кВ №2 (мероприятия для выполнения АОПО 1АТ и 2АТ) в объеме:

1. Установка 3-х токовых модулей;

2. Установка температурного датчика для реализации типового алгоритма АОПО с автоматическим расчетом уставки по току в зависимости от ТНВ;

3. Установка блока питания температурного датчика;

4. Установка платы нормализации;

5. Установка четырехпозиционного ключа для ручного ввода ТНВ.

Для реализации АОПО необходима также прокладка контрольного кабеля от МКПА №2 до:

– ТТ 1АТ и ТТ 2АТ, встроенных в выключатели 220 кВ;

– передатчика аварийных сигналов и команд типа АНКА-АВПА 260 кГц ВЛ 110 кВ Хецир – Южная №1;

– АУВ МВ-220-1АТ и АУВ МВ-220-2АТ;

– температурного датчика, расположенного на ОРУ 220 кВ.

6 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 220 КВ «ХЕХЦИР»

В настоящей работе, в технологической ее части, рассмотрены вопросы реконструкции действующей подстанции 220 кВ. Реконструкцию предложено выполнить в объеме:

1) установки алгоритма противоаварийной автоматики АОПО в действующем МКПА.

2) замены одного автотрансформатора 63 МВА на автотрансформатор 125 МВА.

3) замена защит автотрансформаторов, выполненных в настоящее время на устаревшей электромеханической базе на микропроцессорные защиты производства МПП «ЭКРА».

Стоимостным показателем оценки эффективности инвестиционных проек­ тов является: сумма инвестиций или капитальных вложений, необходимых для реализации проектного решения; величина текущих расходов, возникающих при использовании проектного решения и величина доходов или прибыли, по­ лученных при его внедрении.

В связи с тем, что электросетевые объекты – ЛЭП и подстанции всех классов напряжения – предназначены для оказания услуг по транспорту электроэнергии от производителей к покупателям (потребителям) и для оказания услуг по управлению режимами работы энергосистем, экономическая эффективность строительства и/или реконструкции электросетевых объектов должна оцениваться с учетом их влияния на стоимость поставляемой потребителю электроэнергии.

Из-за ограниченного объема экономического раздела, а также с учетом того, что затраты на установку АОПО несоизмеримо малы по сравнению с затратами на замену основного силового оборудования подстанции, произведем расчет экономической эффективности только для одного вида реконструируемого оборудования – АТ.

В качестве критерия экономической оценки инвестиционного проекта используем показатель срока окупаемости проекта – «Т_ок ». Срок окупаемости проекта характеризует период времени, в течение которого инвестиции, затраченные на проект, окупятся экономическим эффектом, полученным при его реализации.

, (6.1)

где К_нт – капитальные вложения, необходимые для установки нового трансформатора; С_ст, С_нт – текущие расходы на содержание и обслуживание старого и нового трансформатора, соответственно; Э_нт – экономический эффект от использования нового трансформатора.

6.1 Определение капитальных вложений на замену трансформатора

При определении капитальных вложений на установку нового трансформатора, кроме его стоимости (К_т) должна учитываться стоимость демонтажа старого трансформатора (К_дем), монтажа нового трансформатора (К_мнж), остаточная стоимость старого трансформатора, если его замена происходит ранее нормативного срока его службы (К_ост).

Таким образом, объем капитальных вложений определяется как, тыс.руб:

К_нт = К_т + К_дем +К_мнж - К_ост. (6.2)

Определяем сумму капитальных вложений, необходимую для приобретения и установки автотрансформатора АТДЦТН-125000 кВА.

Стоимость устанавливаемого автотрансформатора АТДЦТН 125000 кВА составляет в ценах 1991 года 621 тыс.руб [2], включая стоимость кабельного хозяйства от места установки в ОРУ до ОПУ, панели управления, гибкую и жесткую ошиновку АТ всех классов напряжения и др. Применяя утвержденный Минстроем России коэффициент изменения сметной стоимости оборудования на 1 квартал 2016 года для электроэнергетики [15] получаем:

К_т = 621 ^. 75,96 = 47171,16 тыс.руб.

При проведении укрупненных экономических расчетов, стоимость монтажа и демонтажа может быть определена по упрощенной схеме. В соответствии с [17] определим стоимость монтажа и демонтажа:

К_мнж = 47171,16 ^. 0,01 = 471,7 тыс.руб;

К_дем = 0,5 ^. 471,7 = 235,9 тыс.руб.

Остаточная стоимость заменяемого автотрансформатора АТДЦТН 63000 кВА может быть определена из выражения, тыс. руб.:

, (6.3)

где К_ст – балансовая стоимость старого трансформатора на момент замены, тыс.руб; t_эк – фактический срок эксплуатации старого трансформатора, лет; t_{н –} нормативный срок службы старого трансформатора, лет.

Срок эксплуатации старого автотрансформатора составляет 17 лет, нормативный срок службы – 25 лет. Балансовая стоимость автотрансформатора АТДЦТН 63000 кВА на момент замены составляет 31600 тыс.руб.

Таким образом:

Так как срок службы старого автотрансформатора менее нормативной, то он должен быть реализован по цене не ниже его остаточной стоимости.

Сумма капитальных вложений, необходимая для приобретения и установки автотрансформатора АТДЦТН-125000 кВА составляет:

К_нт = 47171,16 + 471,7 + 235,9 – 10112 = 37767,2 тыс. руб.

6.2 Определение текущих затрат на содержание и обслуживание нового автотрансформатора АТДЦТН 125000 кВА

При экономическом обосновании реконструкции действующих объектов текущие расходы определяются только в части затрат, связанных с их изменением после внедрения предлагаемых разработок.

Поэтому текущие расходы могут определяться частично, то есть только те затраты, которые изменяются после замены оборудования.

Для определения амортизационных отчислений или материальных затрат допускается расходы определять укрупненно.

Годовые текущие расходы на содержание и обслуживание нового трансформатора определяются по формуле, при условии неизменности штата работников, тыс. руб.:

С_нт = С_обсл + С_а, (6.4)

где С_обсл – текущие расходы на содержание и обслуживание нового автотрансформатора, тыс. руб.; С_а – амортизационные отчисления, тыс. руб.

В состав текущих расходов входят расходы на сырье, запасные части, материалы, электроэнергию для производственных нужд, прочие вспомогательные материалы.

При укрупненном расчете экономических показателей по годовым текущим материальным затратам они могут приниматься в размере 1–3 % от стоимости оборудования если дается экономическая оценка эффективности внедрения единичного оборудования – в нашем случае одного автотрансформатора [14].

Примем размер материальных затрат 1% от стоимости нового оборудования, тогда текущие расходы на содержание и обслуживание нового автотрансформатора АТДЦТН 125000 кВА составят:

С_обсл = 0,01^. 47171,16 = 471,7 тыс.руб.

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.

При определении линейных амортизационных отчислений индивидуальных объектов электроэнергетики расчет ведётся по формуле [14], тыс. руб.:

, (6.5)

где К_об – сметная стоимость объекта без учета затрат на его монтаж или установку, тыс. руб.; t_н – нормативный срок службы оборудования по данным технического паспорта.

Рассчитаем амортизационные отчисления:

Характеристики

Список файлов ВКР