Перспективы развития высоковольтных цепей Иволгинского РЭС

Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется с использованием реле прямого действия РТМ, реле РТ-40 или электромагнитного элемента реле РТ-80.

Уставка отсечки определяется по формуле:

; (8.1)

где (РТ-40);

- максимальный ток короткого замыкания, при повреждении на

выводах трансформатора со стороны нагрузки.

А. (см. гл. 6)

По формуле (8.1) определяем уставку токовой отсечки:

А;

Чувствительность отсечки оценивается отношением:

; (8.2)

где - ток двухфазного КЗ у места установки защиты в режиме минимального питания.

А (см. гл. 6).

По формуле (8.2) определяем чувствительность отсечки:

;

;

Токовая отсечка по чувствительности проходит.

2. МТЗ без пуска по напряжению.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока нагрузки:

,; (8.3)

где ;

- коэффициент самозапуска электродвигателей (может быть определен расчетом);

(РТ-40) - коэффициент возврата реле;

- максимальный ток нагрузки, обычно принимается равным номинальному току трансформатора.

По формуле (8.3) определяем ток срабатывания защиты.

А;

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

; (8.4)

где - ток двухфазного короткого замыкания.

А (см. гл. 6)

По формуле (8.4) определим коэффициент чувствительности:

;

Время срабатывания защиты

; (8.5)

где - время срабатывания МТЗ наиболее мощного присоединения, подключенного к соответствующим шинам;

с - ступень селективности.

Оценку чувствительности защиты производят при двухфазном КЗ в конце зоны резервирования, где коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2. При выполнении защитой функции и защиты шин коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.

3. Газовая защита

Газовая защита является резервной.

Действие газовой защиты основано на том, что всякие повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции обмоток, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому при медленном газообразовании, свидетельствующем о медленном развитии аварии, газовая защита дает предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, вызванном КЗ, защита действует на отключение трансформатора. Она является единственной защитой, реагирующей на опасное понижение уровня масла и на витковые замыкания обмоток, сопровождаемые недостаточными для других видов защит значениями тока.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Наибольшее распространение получили газовые реле типа РГЧ3, реле Бухгольца ВF 80/Q и струйное реле типа 25/10.

Для защиты трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ предусматриваются плавкие предохранители, газовая защита и токовая защита нулевой последовательности.

Для выбора предохранителя необходимо определить номинальный ток трансформатора:

; (8.6)

где - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, кВ

По формуле (8.6) найдем номинальный ток трансформатора:

А;

Номинальный ток плавкой вставки:

; (8.7)

По формуле (8.7) находим номинальный ток плавкой вставки:

А;

Принимаем предохранитель типа ПКТ 102-10-50-12,5 УЗ со следующими параметрами кВ; А; .

На трансформатор 10/0,4 кВ устанавливаем газовое реле типа РГЧ3-66 (KSG) c чашкообразными элементами. При слабом газообразовании защита действует на сигнал, при интенсивном - на отключение выключателя нагрузки (QW), оснащенного электромагнитом отключения.

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается для улучшения резервирования защит от замыканий на землю в сети 0,38 кВ. Она выполняется с помощью токового реле (KAO), включаемого через трансформатор тока (TAZ) в нейтраль трансформатора.

Ток срабатывания:

; (8.8)

По формуле (8.8) найдем ток срабатывания защиты:

;

А.

Чувствительность защиты нулевой последовательности:

; (8.9)

По формуле (8.9) найдем коэффициент чувствительности защиты:

;

;

Следовательно, чувствительность обеспечивается.

8.2 Расчет релейной защиты воздушной линии

Для защиты воздушной линии напряжением 10 кВ предусматривается токовая отсечка, максимальная токовая защита и устройство автоматического повторного включения (АПВ). Принимается выполнение максимальной токовой защиты и селективной токовой отсечки по схеме неполной звезды с реле тока РТМ и РТВ (рис. 8.2, реле КА1, КА2).

Ток срабатывания токовой отсечки определяется по условиям:

; (8.10)

где - коэффициент отстройки для реле РТМ.

кА;

Отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов, присоединенных к фидеру:

; (8.11)

А.

Принимаем А.

Ток срабатывания реле:

; (8.12)

где - коэффициент схемы для соединения в звезду;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

По формуле (8.12) определяем ток срабатывания реле:

А;

Выбираем реле РТМ, встроенное в привод масляного выключателя ВМПП-10 с уставкой тока 40А.

Тогда ток срабатывания отсечки будет равен:

;

А.

Коэффициент чувствительности:

; (8.13)

По формуле (8.13) определим коэффициент чувствительности:

;

Определим ток срабатывания МТЗ линии в соответствии с выражением:

; (8.14)

где - коэффициент отстройки для реле РТВ;

- коэффициент самозапуска;

- коэффициент возврата реле РТВ.

Ток срабатывания МТЗ из выражения (8.14) равен:

А;

Ток срабатывания реле:

 А;

Выбираем реле РТВ-V с уставкой 12А, тогда:

А;

Проверим чувствительность МТЗ при коротком замыкании в основной зоне действия защиты.

; (8.15)

.

Чувствительность защиты в зоне резервирования (при КЗ на шинах низкого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ)

; (8.16)

.

Выбираем время срабатывания МТЗ линии по условию согласования с плавкими предохранителями ПКТ, при которых ступень селективности сек должна обеспечиваться при всех возможных значениях тока короткого замыкания.

Для повышения надежности электроснабжения и исправления неселективного действия, линия оборудуется устройством АПВ (автоматического повторного включения) однократного действия. Принимаем типовое устройство РПВ-58, время срабатывания сек. Время возврата определяется продолжительностью заряда конденсатора 15-20 сек.

Рис. 8.2 Комплект релейной защиты и автоматики на стороне напряжения 10 кВ

8.3 Расчет релейной защиты линии 110 кВ

В качестве основной защиты для ВЛ принят комплект ШДЭ-2801.

Исходные данные:

Участок линии электропередач 110 кВ

Протяженность 0.8 км

Провод марки АС 95

Воздушные линии электропередач подвержены повреждениям в большей степени, чем другое электрическое оборудование. Для быстрого отключения линии при ее повреждениях, ВЛ, согласно ПУЭ должны быть оборудованы релейной защитой, действующей на отключение.

В сетях сложной конфигурации для защиты ВЛ 110кВ от междуфазных КЗ используется дистанционная защита, которая измеряет полное сопротивление ВЛ от места подключения измерительных трансформаторов напряжения до места КЗ. ДЗ имеет ступенчатую характеристику сопротивлений срабатывания зон и выдержек времени. Имеет три ступени:

I ступень:

Полное сопротивление защищаемой линии:

; (8.16)

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.17)

где, Котс=0,87 - коэффициент отстройки, о.е;

; (8.18)

II ступень:

Отстройка от 1 ступени следующей самой короткой линии:

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

где, Kотс=0,87 Котс^`=0.78. (8.20)

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.21)

;

.

Определим ток трехфазного к.з по формуле:

;

. (8.22)

Определим I_выб по формуле:

; (8.23)

.

Определим Kток по формуле:

; (8.24)

.

определим сопротивление срабатывания защиты:

;

Проверяем чувствительность:

; (8.25)

>1,25 (ближнее резервирование)

;

III ступень:

Отстраивается от максимального тока нагрузки.

Котс=1,2 Кв=1,1ц_нагр=40⁰ ц_м.ч=80⁰

I_нагр.max=I_дл.доп=330 А

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.26)

;

;

;

;

<1,2 (дальнее резервирование);

Остаточное напряжение на шинах подстанции при к.з в конце первых ступеней дистанционной защиты ВЛ60, %:

; (8.27)

где, I_к⁽³⁾ - ток на линии ВЛ60 при трехфазном к.з в конце первой ступени защиты, определяемый по кривым спадания.



; (8.28)

;

.

Кривые спадания токов трехфазных к.з

Шины подстанции Б: 60%; (8.29)

Дистанционная защита линии ВЛ 110 кВ рекомендуется к установке в качестве основной от между фазных к.з.

9. Экономическая часть проекта

9.1 Общая характеристика деятельности предприятия

Центральное предприятие электрических сетей (ЦПЭС), является одним из структурных подразделений ОАО «Бурятэнерго», РАО ЕЭС России.

Местонахождение предприятия: Республика Бурятия, город Улан-Удэ, ул. Орловская, 2б. Основным видом деятельности является передача и электроснабжение населения и предприятий, находящихся в районе ответственности ЦПЭС.

9.2 Краткое описание проекта

Целью дипломного проекта является реконструкция электрических сетей ПС «БВС» и Иволгинского района:

1. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ в поселке Сотниково, на месте функционирующей РП-1 «Сотниково».

2. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/35/10 кВ в поселке Сотниково, с заменой ВЛ - 10 кВ (Г-2) на ВЛ-35 кВ.

Со строительством подстанции «разгружается» ПС «БВС», которая в настоящее время при максимальном режиме имеет наибольший коэффициент загрузки Кз=0,99. что в свою очередь приводит к увеличению надежности электрооборудования

Замена ВЛ - 10 кВ на ВЛ-35-кВ уменьшит потери электроэнергии при передачи

9.3 Определение общей суммы капитальных вложений в проект

Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция с выключателем на высокой стороне) и перечню необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект.

При выполнении проекта, когда нет необходимости строить подробную смету, для определения общей величины капитальных вложений необходимо вначале посчитать стоимость основного оборудования по текущим ценам.

Таблица 9.3.1. Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/10 кВ

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Цена единицы, тыс. руб.	Стоимость тыс. руб.
Выключатель элегазовый	шт.	2	630	1260
Трансформатор ТМН-2500/110	шт.	2	1500	3000
Воздушная линия напряжением 110 кВ	км.	0,4	3750	1500
Ячейка 110 кВ	шт.	2	17500	35000
Ячейка КРУН 10 кВ	шт.	8	1611	12890
Итого 53650

Таблица 9.3.2. Сметная стоимость ОРУ 110/10 кВ

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Цена единицы, тыс. руб.	Стоимость тыс. руб.
Воздушная линия напряжением 110 кВ	км.	0,4	3750	1500
ОРУ 110/10 кВ	шт.	1	52930	52930
Итого 54430

Таблица 9.3.3. Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/35/10 кВ.

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Цена единицы, тыс. руб.	Стоимость тыс. руб.
Выключатель элегазовый	шт.	2	630	1260
Трансформатор ТМТН-6300/110	шт.	2	2700	5400
Воздушная линия напряжением 110 кВ	км.	0,4	3750	1500
Воздушная линия напряжением 35 кВ	км.	27,5	3360	92400
Ячейка 110 кВ	шт.	2	20130	40260
Ячейка КРУН 10 кВ	шт.	8	1611	12890
Ячейка 35 кВ	шт.	1	15300	15300
Итого 169010

Таблица 9.3.4. Сметная стоимость ОРУ 110/35/10 кВ с заменой линии

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Цена единицы, тыс. руб.	Стоимость тыс. руб.
ОРУ 110/35/10 кВ	шт.	1	76480	76480
Воздушная линия напряжением 35 кВ	км.	27,5	3360	92400
Воздушная линия напряжением 110 кВ	км.	0,4	3750	1500
Итого 170380

Общая величина капитальных вложений в проект определяется суммированием сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих затрат:

; (9.1)

где - сметная стоимость оборудования, тыс. руб.;

- стоимость строительно-монтажных работ по проекту, тыс. руб.;

- прочие затраты, тыс. руб.

В стоимость оборудования входит стоимость: ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ в комплекте с вакуумными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока, напряжения.

Затраты на строительно-монтажные работы определяются составлением отдельных смет, для приближенного определения стоимостей можно использовать данные табл. 9.3.5.

Таблица 9.3.5. Стоимость электрической сети, %

Объект	Напряжение, кВ	СМР, %	Оборудование, %	Прочие, %
ЛЭП на железобетонных опорах	110-150	52	40	8
ЛЭП на железобетонных опорах	35	54	37	9
Подстанция открытого типа	110-150	44	51	5
Подстанция открытого типа	35	41	54	5
Комплектное распределительное устройство	10	45	50	5

По данным, полученным из службы ПТО ЦПЭС (прайс-лист: цена на электрооборудование) определяем капитальные затраты:

1. На строительство ПС 110/10 кВ (с элегазовым выключателем).

2. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 110 кВ (отпайка) на железобетонных опорах.

3. На строительство ПС 110/35/10 кВ (с элегазовым выключателем).

4. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 35 кВ на железобетонных опорах.

; (9.2)

;

;

;

.

Из формулы (9.2.) получаем:

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.

Общая величина капитальных вложений ПС 110/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб.;

Общая величина капитальных вложений ПС 110/35/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб.;

9.4 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.3)

где И_{пер -} суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год;

Р_м - максимальная нагрузка, кВт;

Т_м - число часов использования максимальной нагрузки, ч/год;

Э_аб - количество энергии, поступившей к абонентам, полезный отпуск, кВтч.

Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.4)

где И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб./год;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:

; (9.5)

Где И_ам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.;

И_об.рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб.;

; (9.6)

Где _ам - нормы отчислений на амортизацию (реновацию)% /год;

_{ам =} 3,5

К_эс - капитальные вложения в сооружения электрических сетей, руб.;

; (9.7)

Где _об.рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, % /год,

_об.рем = 5,9

Таблица 9.3.6. Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонты элементов электрических сетей

Элемент	Норма амортизации ам.%	Срок службы Тс, лет	Норма на обслуживание и ремонты, об.рем,%
Силовое оборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС) до 150 кВ	3,5	29	5,9

Срок службы всего проекта определяется как средневзвешенный срок службы оборудования. При расчете величины амортизационных отчислений на проектной стадии можно руководствоваться Постановление от 1 января 2002 г. №1 «О классификации основных средств включаемых в амортизационные группы». (См.приложение).

; (3.7)

где Э - потери электроэнергии в сети, кВт ч/год;

Т_пот - стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, руб./кВт ч.

Потери в электрических сетях рассчитываются в соответствующем разделе основной части, поэтому здесь нет необходимости приводить расчетные формулы. По данным энергосистем величина технических потерь достигает 5-10% от передачи. Необходимо учитывать, что кроме технических потерь в распределительных сетях энергоснабжающих организаций существуют потери коммерческие и потери связанные с погрешностью приборов учета.

Справочно (Региональная комиссия по тарифам РБ, утвердила тарифы ОАО «Бурятэнерго» на тепловую и электрическую энергию на 2007 год. Среднеотпускной тариф - 120,8 коп. за кВтч. Средний тариф на электроэнергию по «Бурятэнерго» составил 110,6 коп. за кВт/час. Тариф на электроэнергию для промышленных потребителей в зависимости от напряжения (110 кВ и выше, 35 кВ, 6-10 кВ и 0,4 кВ) за кВт/час утвержден в размере 107,0 коп., 163,0 коп., 184,0 и 228,0 коп. соответственно. Для сельхозпотребителей тариф установлен в размере 162 коп. за кВтч. Стоимость кВт/час для предприятий бюджетной сферы - 162,0 коп. Население с 1 января 2006 г. - 135,0 коп. за кВтч с НДС. Для информации - экономически обоснованный тариф на высоком напряжении 77,0 коп, а для населения 225,0 коп. за 1 кВтч.)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

Полная себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.6)

где - суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год.

- максимальная нагрузка, кВт.

- число часов использования максимальной нагрузки, ч/год.

Передача и распределение электроэнергии связанны с частичной потерей её при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.7)

где - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей, руб./год.

- суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

; (9.8)

где - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.

- издержки на обслуживание и ремонт, руб.

; (9.9)

где - нормы отчислений на амортизацию, %.

- кап. вложения в сооружение электрической сети, руб.

По формуле (9.5) определяем ежегодные издержки на амортизацию:

млн. руб.;

. (9.10)

где - нормы отчислений на обслуживание ремонт эл. сетей, %.

По формуле (9.10) определяем издержки на обслуживание и ремонт:

млн. руб.;

Суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей из выражения (9.8) составит:

млн. руб.;

Суммарная стоимость потерь в сетях системы:

; (9.11)

где - потери электроэнергии в сети, кВТ*ч/год

- стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб./кВТ*ч

; (9.12)

где - количество электроэнергии поступившей, кВТ/ч.

;

Средне-отпускной тариф - 1,17 руб. за кВт *ч, ОАО «Бурятэнерго» на тепловую и электрическую энергию на 2007 год.

Суммарная стоимость потерь в сетях системы по формуле (9.11) равна:

;

Суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии по формуле (9.7) составят:

млн. руб./год;

По формуле (9.6) определим полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы:

руб./кВт*ч;

Отчисления на социальные нужды в 2007 году берутся в размере 25,8% от фонда заработной платы (18,2% - Пенсионный фонд, 3,6% - Фонд обязательного медицинского страхования, и 4,0% - Фонд социального страхования.)

Расходы на содержание и эксплуатацию системы электроснабжения на проектной стадии можно рассчитывать по укрупненным показателям.

Затраты на эксплуатационные материалы рекомендуется брать в размере 1,5% балансовой стоимости электрооборудования.

Затраты на текущий ремонт рекомендуется брать в размере 3% от балансовой стоимости электрооборудования.

Прочие расходы - 50% от общецеховых расходов.

Численность обслуживающего персонала принимается согласно отраслевым инструкциям и нормам.

Справочно: По данным Федеральной службы госстатистики по Бурятии средняя заработная плата, начисленная работникам предприятий Республики Бурятия, в конце 2006 года сложилась в размере 7663 рубля. В том числе по отраслям: сельское хозяйство - 2715 руб., добыча полезных ископаемых - 10025 руб., обрабатывающее производство - 7752 руб., электроэнергетика - 11910 руб., строительство - 7150 руб., оптовая торговля - 5238 руб., транспорт - 12359 руб.

Расход электроэнергии на собственные нужды, а также потери электроэнергии определяются по данным основного раздела дипломного проектирования.

9.5 Расчет экономической эффективности проекта

Экономический эффект (в расчетах принимается как величина чистой прибыли П_чt) рассчитывается как стоимостная оценка результата от реализации проекта. Цели проектов в системе электроснабжения разные. Некоторые из них представлены ниже. Необходимо рассчитать экономический эффект в денежном выражении от реализации достигнутой цели.

Расчет показателей финансово-экономической эффективности можно производить в постоянных ценах, т.е. не учитывать инфляцию. Соответственно не будет некоторых показателей в текущих ценах. Расчетная ставка дисконтирования, в данном случае, будет равна номинальной. Также если не предполагается использование заемных средств, некоторые показатели не рассчитываются.

Таблица 9.3.7. Экономический эффект от реализации проекта

Показатели эффективности	В натуральных показателях	В денежном выражении, руб.	Примечание
Снижение потерь электроэнергии в сетях	865200 кВт/ч	1168020
Сокращение расходов на ремонт	5%	58400
Создание новых рабочих мест	5		Социальный эффект
Всего		1226420

Определим годовой экономический эффект, т. руб.;

;

Простая норма прибыли из выражения (9.3) равна:

110/10 ;

110/35/10 .

По формуле (9.5) определим ежегодные издержки на амортизацию (реновацию):

тыс. руб.;

.

Простой срок окупаемости при равномерном поступлении доходов определим по формуле (9.4):

;

110/10 года;

110/35/10 года.

Далее произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта.

Для ориентировочной оценки целесообразности вложения средств в совершенствование электроснабжения потребителя, что энергетическая служба имеет внутреннюю хозяйственную самостоятельность, компенсируя расходы - доходами, обеспечивает прибыль и рентабельность при электроснабжении. Поэтому следует принимать эффект от реконструкции в стоимостном выражении (создание рабочих мест, снабжение промышленного предприятия электроэнергией).

Исходные данные для финансово-экономической оценки:

1. Темп инфляции в год;

2. Норма амортизации на реновацию 1/год;

3. Средняя номинальная норма дисконтирования 1/год;

4. Годовой экономический эффект млн. руб./год;

5. Капиталовложения в постоянных ценах из собственных (акционерных) средств млн. руб.

Расчетные показатели:

1. Средняя реальная норма дисконтирования, 1/год.

=1,13; (9.13)

2. Коэффициент дисконтирования при :

=0,13; (9.14)

3. Экономический эффект в текущих ценах:

=12,43; (9.15)

4. Капиталовложения в текущих ценах из собственных (акционерных) средств, млн. руб.:

=0,432; (9.16)

5. Годовые амортизационные отчисления на реновацию, млн. руб./год:

=2,4; (9.17)

6. Начисленная амортизация в текущих ценах нарастающим итогам, млн. руб./год:

=0,89; (9.18)

7. Ликвидационная стоимость, млн. руб.:

=2,47; (9.19)

8. Поток платежей, млн. руб.:

=4,89; (9.20)

9. Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

=3,36; (9.21)

По формулам произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта. За расчетный период возьмем промежуток времени продолжительностью 29 лет, так как срок службы основного оборудования составляет 29 лет.

Рассчитав расчетные показатели (9.13-9.21), и составив график окупаемости проектов, мы можем наблюдать, что проект по строительству подстанции 110/10 кВ «Сотниково» окупается за 14.4 года.

В целом делаем вывод, что проект по строительству подстанции 110/10 «Сотниково» более целесообразен с точки зрения экономики.

Заключение

В данном дипломном проекте было предложено и теоретически обоснованно проведение ряда мероприятий по реконструкции системы электроснабжения Иволгинского района.

По сети высшего напряжения была доказана эффективность проектирования и строительства понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ «Сотниково».

Срок окупаемости проекта по сооружению подстанции составил 18 лет.

В целом, цели, поставленные перед дипломным проектом были достигнуты.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., доп. с испр. М.; ЗАО Энергосервис 2000. - 608 с.

2. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. Учеб. пособие, 2-е изд., - М.; Высш. шк., 1990. - 383 с.

3. Васильев А.А., Крючков И.П. и др. Электрическая часть станций и подстанций». М.: Энергоатомиздат, 1980.

4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учеб. - М.; Энергоминатомиздат, 1989. - 592 с.

5. Лисовский Г.С. Хейвиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-500 кВ.-М.; Энергия, 1970.

6. Лебедева И.П., Соколова Л.Е. Организация инвестиционной деятельности в рыночной экономике. - М.; Изд. МЭИ, 1997.

7. Сазыкина О.В. Основы экономики промышленной энергетики. Ч. 1. Учеб. пособие. Норильский индустриальный институт. - Норильск, 1997.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. 2-е издание. М.: Энергоиздат, 1972 г.

9. Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. - М.; Энергия, 1978. - 216 с.

10. Строев В.А. Электрические системы и сети: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. - М.; Высш. шк., 1999. - 352 с.

11. Рокотян С.С. Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. - 3 изд., перераб. и доп. - М.; Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

12. Русак О.Н., Малаян К.Р., Безопасность жизнедеятельности: Учеб. пособие. 3-е изд., испр. и доп. Изд. «Лань», 2000. - 448 с.

Размещено на Allbest.ru