ДП_Миненок (999221), страница 15

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

Текст из файла (страница 15)

Для ЗРУ выбираем КУ типа УК56(57)-10,5-4050- К УХЛ1

Технические характеристики:

Климатическое исполнение УХЛ1

Номинальное напряжение - Uном= 6,3(10,5) кВ

Номинальная мощность- 4050 кВар

Номинальная частота - 50 Гц

Максимальная перегрузка по току – 1,3 Iном

Диапазон температур -60°С . +40°С.

Общие тепловые потери ~ 1 Вт/кВар

Схема соединения конденсаторов – треугольник.

Напряжение питания вспомогательного оборудования

модуля - 220 В

Высота над уровнем моря – не более 1000 м

Ток номинальный- 234 А

Ток для выбора кабеля-335 А

Масса- не более 4200 кг

Особенности:

Конденсаторные установки размещаются в контейнере, что позволяет использовать КУ в различных климатических условиях, перемещать всеми видами транспорта, сократить объем работ на монтаж и демонтаж КУ. Внутреннее помещение контейнера оборудовано освещением, штатными системами отопления и вентиляции, которые в автоматическом режиме поддерживают необходимый температурный режим. При необходимости КУ может быть оборудована системами охранной и пожарной сигнализации.

Потребление электроэнергии на собственные нужды не превышает 6 кВт и зависит от температуры окружающего воздуха и габаритов контейнера.

Рассчитаем теперь мощность компенсирующего устройства для ЦРП:

Q_м =23661квар, Р_м =14530 кВт.

.

Аналогично по таблице 4.1 задаемся значениями требуемого и действующего значения cosφ, на пересечении этих двух величин находим значения коэффициента-0,41.

Для ЦРП выбираем КУ типа УКЛ(П)56-6,3(10,5)-3150 У1

Технические характеристики:

Номинальная мощность-3150 кВар

Номинальное напряжение - Uном= 6,3 (10,5) кВ

Номинальная частота - 50 Гц

Номинальный ток-289 А

Ток для выбора кабеля-413 А.

Максимальная перегрузка по току – 1,3 Iном

Максимальная перегрузка по напряжению – 1,1 Uном

Диапазон температур - -40°С . +40°С

Общие тепловые потери ~ 1 Вт/кВар

Схема соединения конденсаторов – треугольник.

Масса- не более 1535 кг

Габариты- 5030х880х1885мм

Количество конденсаторных ячеек-6 шт

Особенности:

Металлический корпус окрашен полиэфирной композицией RAL 7032.

Установка снабжена системой блокировок и защит. Наличие разъединителя

В каждой фазе однофазные конденсаторы в металлическом корпусе со встроенными разрядными резисторами. Диэлектриком служит полипропилен. Конденсаторы пропитаны экологически безопасной жидкостью. Установки состоят из вводной ячейки и конденсаторных ячеек, количество которых зависит от мощности установок. Возможность расположения ячейки ввода как слева, так и справа от конденсаторной батареи.

Применение: предназначены для повышения коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий и распределительных сетей напряжением 6-10 кВ, частотой 50 Гц.

5 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10-35 КВ

В сетях среднего напряжения 10–35 кВ, согласно Положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» [1] в распределительном электросетевом комплексе, проблема износа оборудования выделяется особо, в том числе система электроснабжения узла Ургал, введенной в эксплуатацию в 1983 году. Это связано с тем, что общая протяженность сетей 6 (10) кВ в России, находящихся в эксплуатации, превышает 1,1 млн. км, а общее число подстанций 6–35/0,4 кВ – 500 тыс. В настоящее время в расчете на 100 км длины линий 6 (10) кВ происходит в среднем 26 отключений в год. В результате за год происходит до 5–6 отключений потребителей (в технически развитых зарубежных странах – 1–2. Примерно 15 % трансформаторных подстанций 6 (10)/0,4 кВ имеют неудовлетворительное состояние. Более 40 % воздушных и кабельных линий, а также 30 % подстанций находятся в эксплуатации дольше нормативного срока службы. Около 70 % всех нарушений электроснабжения происходит именно в сетях 6 (10) кВ. К наиболее изношенному оборудованию на подстанциях относятся, как правило, выключатели. Причинами повреждений электрооборудования в сетях 6 (10) кВ являются старение конструкций и материалов при эксплуатации (18 %), климатические воздействия (ветер, гололед и их сочетание) выше расчетных значений (19 %), грозовые перенапряжения (13 %), недостатки эксплуатации (6 %), посторонние воздействия (16 %) и невыясненные причины повреждений (28 %).

Среднее время восстановления одного отказа сетей 10 кВ составляет более 3 часов. Если затраты на восстановление принять за единицу, то ущерб, включая недоотпуск электрической энергии, может достигать 2 единиц. Кроме того, для электрооборудования, отработавшего более 30 лет, затраты на ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. У наиболее изношенного электрооборудования затраты на техническое обслуживание и ремонт за срок службы в 2–3 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового электрооборудования. Поэтому особую актуальность приобретает необходимость обеспечения надежности сетей 6–35 кВ.

Также ОАО «ФСК ЕЭС» была принята в 2013 г Cпециальная программа " Повышение надежности распределительных электрических сетей" [18].

Первоочередными мероприятиями по повышению эксплуатационной надежности распределительной сети 10-35 кВ являются:

• Использование преимущественно защищенных проводов в сетях 10 кВ и самонесущих изолированных проводов в сетях до 1000 В и ниже при реконструкции и новом строительстве распределительных сетей, рассмотрены в Приложении Д;

• Использование завышенных опор;

• Проведение целевого обследования ЛЭП со сроком службы 40 лет и более с целью выявления участков с низкой надежностью и принятия мер по проведению реконструкции в приоритетном порядке;

• Выполнение проектов при реконструкции и новом строительстве электрических сетей на основе реальных температурных и гололедо-ветровых условий;

• Применение с целью повышения надежности электроснабжения потребителей секционирования распределительных сетей с использованием выключателей вместо разъединителей при реконструкции и новом строительстве в регионах с тяжелыми климатическими условиями.

Для использования в сетях пгт Ургала выбираем первое и пятое мероприятия. Также в соответствии с пирказом РАО ЕЭС России № 893 от 11.12.2006 "О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счет управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения:

Определить в качестве одной из приоритетных задач для МРСК, РСК и нереформированных АО-энерго задачу улучшения показателей надежности и технико-экономической эффективности распределительных сетей и систем электроснабжения потребителей на основе управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах.

Для этого необходимо установить в распределительных сетях компенсирующие установки, поддерживающие коэффициент реактивной мощности не выше предельного значения [19]. Рассмотрим эти мероприятия.

Оценка эффективности секционирования с применением реклоузеров приведена в Приложении В.

6 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ

РЕКЛОУЗЕРА PBA/TEL

Стоимостными показателями оценки эффективности инвестиционных проектов являются: сумма инвестиций или капитальных вложений, необходимых для реализации проектного решения; величина текущих расходов, возникающих при использовании проектного решения и величина доходов или прибыли, полученных при его внедрении. Расчет каждого из показателей зависит от спецификации проектного решения, особенностей его использования в конкретных производственных условиях [20, 21].

Экономическое обоснование эффективности практического использования новых технических или технологических разработок основывается на общих методических положениях теории экономической эффективности капитальных вложений. Однако специфика каждого научно-технического решения требует и индивидуального подхода при его экономическом обосновании.

Применение реклоузеров в распределительных сетях благодаря высокой надежности конструкции позволит [22]:

• снизить эксплуатационные затраты;

• повысить надежность электроснабжения потребителей и электроприемников;

• уменьшить затраты на отыскание повреждений;

• повысить технический уровень эксплуатации сетей;

• снизить величину недоотпуска электроэнергии из-за автоматических отключений;

• уменьшить затраты на отыскание и устранение повреждений.

6.1 Расчет капитальных вложений на установку

реклоузера PBA/TEL

Прямые затраты на внедрение новой защиты определяются[20, 21]:

(6.3)

где - стоимость нового оборудования (реклоузера), руб ;

- стоимость работ по монтажу нового оборудования, руб.;

- накладные расходы на строительно-монтажные работы, руб;

- плановые накопления, руб;

Cтоимость нового оборудования (реклоузера) на 2015 г, согласно [23] – =850,0 тыс. руб.

Стоимость монтажа принимается в размере 10% от стоимости оборудования, а стоимость демонтажа и транспортировки входит в стоимость монтажа, руб.:

(6.4)

руб.

Накладные расходы на монтажные работы определяются из выражения, руб.:

(6.5)

где -коэффициент накладных расходов.

Сметная прибыль монтажных организаций ( ) определяется:

(6.6)

где - коэффициент сметной прибыли.

Накладные расходы на строительно-монтажные работы определяются по (6.5)

, руб.

Сметную прибыль монтажных организаций определяем по (6.6):

, руб.

Капитальные вложения, необходимые для установки новых блоков защит определяем по (6.3):

руб.

6.3 Расчет текущих расходов на содержание и обслуживание

реклоузера PBA/TEL

Текущие расходы на содержание реклоузера включают расходы на текущее обслуживание ( ). Эти расходы не существенны, поэтому могут приниматься в размере от стоимости реклоузера и рассчитываются по формуле:

, (6.7)

Характеристики

Список файлов ВКР