Расчет тупиковой подстанции для электроснабжения нового микрорайона

Коэффициент возврата токовых ИО УРОВ не менее 0.9.

Время срабатывания токовых ИО УРОВ не превышает 25 мс при подаче двукратного тока срабатывания 2 Iср.

Время возврата токовых ИО УРОВ при сбросе тока от 20 Iном до нуля не более 25 мс.

Органы тока УРОВ правильно функционируют при токах установившегося режима с величиной от 4 до 40 Iном, трансформированных с полной погрешностью до 50% включительно, обусловленной насыщением высоковольтных трансформаторов тока при работе на активную нагрузку.

УРОВ формирует сигнал на отключение смежных выключателей при срабатывании защит и протекании тока через выключатель стороны ВН в течение времени DТ30. При этом формируются сигналы:

• в ДЗШ на отключение системы шин;

• на запрет АПВ шин;

• на отключение силового трансформатора со всех сторон с запретом АПВ.

Предусмотрены следующие режимы работы УРОВ, выбираемые с помощью программной накладки N13:

¦ вывод действия УРОВ;

¦ с действием на отключение своего выключателя (без контроля тока);

¦ с действием на отключение своего выключателя (с контролем тока);

¦ УРОВ с контролем РПВ (действие на свой выключатель отсутствует);

¦ УРОВ с контролем РПВ и действием на свой выключатель (с контролем тока).

Действие на отключение своего выключателя производится с выдержкой времени DТ31.

Пуск УРОВ происходит при появлении любого из сигналов:

• действие внешних устройств РЗА (сигнал с дискретного входа);

• отключение трансформатора от защит терминала.

Предусмотрена возможность оперативного вывода УРОВ из работы от ключа «УРОВ ВН» (положение «Вывод»).

2.6.4 Токовая защита нулевой последовательности

Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) содержит измерительный орган тока нулевой последовательности. Предусмотрена возможность отстройки защиты от режима броска намагничивающего тока.

Измерительный орган защиты реагирует на модуль основной гармоники расчетного тока нулевой последовательности I0,вн:

(2.51)

Диапазон изменения уставки «Iнп» измерительного органа тока нулевой последовательности от 10 до 1000 % номинального тока входа терминала.

Средняя основная погрешность по току срабатывания Iср измерительного органа тока нулевой последовательности не превышает ±5%.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительного органа тока нулевой последовательности при изменении температуры в рабочем диапазоне температур не превышает ±5% от среднего значения, определённого при температуре 20±5 °С.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительного органа тока нулевой последовательности при изменении частоты в пределах от 0.9 до 1.1 номинальной не превышает ±5% от среднего значения, определённого при номинальной частоте.

Коэффициент возврата измерительного органа тока нулевой последовательности не менее 0.9.

Время срабатывания измерительного органа тока нулевой последовательности не превышает 25 мс при подаче двукратного тока срабатывания 2 Iср.

Время срабатывания измерительного органа тока нулевой последовательности не превышает 40 мс при подаче тока, превышающего ток срабатывания на 20%, 1.2 Iср.

Время возврата измерительного органа тока нулевой последовательности при сбросе тока от 10 Iср до нуля не более 25 мс.

Для отстройки от режима броска намагничивающего тока контролируется отношение второй гармоники тока нулевой последовательности к основной гармонике. При превышении уставки «Кгарм2,ТЗНП» срабатывание измерительного органа блокируется.

Диапазон изменения уставки органа блокировки по второй гармонике тока нулевой последовательности «Кгарм2,ТЗНП» от 15 до 100 %.

Средняя основная погрешность по уровню блокировки по второй гармонике тока нулевой последовательности составляет не более ±10%.

Срабатывание защиты на отключение выключателя стороны ВН параллельного трансформатора, работающего с незаземленной нейтралью, производится с выдержкой времени DТ34.

Срабатывание защиты на деление системы (секции) шин через отключение шиносоединительного и секционного выключателей производится с выдержкой времени DТ35.

Срабатывание защиты на отключение выключателя ВН защищаемого трансформатора производится с выдержкой времени DТ36. Через дополнительную выдержку времени DТ37 производится отключение выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом АПВ, а также производится действие на пуск УРОВ выключателя ВН.

Предусмотрен дискретный вход для отключения выключателя ВН от ТЗНП параллельного трансформатора при работе защищаемого трансформатора с незаземленной нейтралью. Отключение производится с выдержкой времени DT38.

Предусмотрена возможность вывода защиты из действия с помощью программной накладки N14.

При использовании на стороне ВН высоковольтных трансформаторов тока, соединенных в группу «треугольник», требуется вывести ТЗНП с помощью программной накладки N14.

2.6.5 Максимальная токовая защита ВН

Максимальная токовая защита стороны ВН содержит три измерительных органа тока, каждый из которых реагирует на модуль основной гармоники междуфазного тока. Предусмотрена возможность отстройки защиты от режима броска намагничивающего тока.

При использовании группы ИТТ «звезда» получение междуфазных токов производится цифровым способом:

(2.52)

(2.53)

(2.54)

Включение ИО МТЗ ВН на токи ВН регулируется заданием уставки группы соединения обмоток силового трансформатора.

Диапазон изменения уставки «IмтзВН» измерительных органов тока от 20 до 3000 % номинального тока входа терминала.

Средняя основная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока не превышает ±3%.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока при изменении температуры в рабочем диапазоне температур не превышает ±5% от среднего значения, определённого при температуре 20±5 °С.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока при изменении частоты в диапазоне от 0.9 до 1.1 номинальной не превышает ±5% от среднего значения, определённого при номинальной частоте.

Коэффициент возврата измерительных органов тока не менее 0.9.

Время срабатывания измерительных органов тока не превышает 25 мс при подаче двукратного тока срабатывания 2 Iср.

Время срабатывания измерительных органов тока не превышает 40 мс при подаче тока, превышающего ток срабатывания на 20%, 1.2Iср.

Время возврата измерительных органов тока при сбросе тока от 10 Iср до нуля не более 25 мс.

Для отстройки от режима броска намагничивающего тока контролируется отношение второй гармоники междуфазных токов к основной гармонике. При превышении уставки «Кгарм2,мтзВН» срабатывание измерительных органов блокируется.

Диапазон изменения уставки органов блокировки по второй гармонике междуфазных токов «Кгарм2,мтзВН» от 15 до 100 %.

Средняя основная погрешность по уровню блокировки по второй гармонике междуфазных токов составляет не более ±10%.

Срабатывание защиты на отключение выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом АПВ и пуск УРОВ выключателя ВН производится с выдержкой времени DТ39.

МТЗ ВН выполнена с комбинированным пуском по напряжению от органов напряжения НН. Пуск МТЗ ВН по напряжению может быть отключен при помощи программной накладки N16.



2.6.6 Максимальные токовые защиты НН

Максимальная токовая защита стороны НН выполнена трехступенчатой, направленной, с комбинированным пуском по напряжению. Каждая ступень содержит по три измерительных органа, каждый из которых реагирует на модуль фазного тока.

Диапазон изменения уставок токовых ИО, где «Iст1,мтзНН» - уставка первой ступени, «Iст2,мтзНН» - второй ступени, «Iст3,мтзНН» - третьей ступени, от 20 до 3000 % номинального тока входа терминала.

Средняя основная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока не превышает ±3%.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока при изменении температуры в рабочем диапазоне температур не превышает ±5% от среднего значения, определённого при температуре 20±5 °С.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов тока при изменении частоты в диапазоне от 0.9 до 1.1 номинальной не превышает ±5% от среднего значения, определённого при номинальной частоте.

Коэффициент возврата измерительных органов тока не менее 0.9.

Время срабатывания измерительных органов тока не превышает 20 мс при подаче двукратного тока срабатывания 2 Iср.

Время срабатывания измерительных органов тока не превышает 40 мс при подаче тока, превышающего ток срабатывания на 20%, 1.2 Iср.

Время возврата измерительных органов тока при сбросе тока от 10 Iср до нуля не более 25 мс.

Так как на подстанции установлены двухобмоточные трансформаторы, то измерительные органы стороны СН необходимо вывести из действия.

Первая ступень выполнена ненаправленной, без пуска по напряжению. Вторая ступень, наоборот, выполнена направленной, с комбинированным пуском по напряжению. Для третьей ступени МТЗ НН направленность может быть задана с помощью программной накладки N24 (N34), а комбинированный пуск по напряжению - с помощью программной накладки N25 (N35). Отключение выключателя НН от первой ступени МТЗ НН производится с выдержкой времени DТ40 (Т47), от второй ступени - с выдержкой времени DТ41 (Т48), от третьей - с выдержкой времени DТ42 (Т49).

С помощью программной накладки N26 (N36) предусмотрена возможность выбора ступени МТЗ НН с ускорением по сигналу от дискретного входа. Подхват ускорения выполнен с помощью элемента времени DТ45 (Т52). Отключение выключателя НН от ступени с ускорением производится с выдержкой времени DТ44 (Т51).

С помощью программной накладки N27 (N37) предусмотрена возможность выбора ступени МТЗ НН, пуск которой следует использовать в схемах логической защиты шин и дуговой защиты НН.

При отключении выключателя НН от МТЗ НН формируется сигнал запрета АВР НН.

Для отключения выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом АПВ и пуска УРОВ выключателя ВН при отказе выключателя НН предусмотрена дополнительная выдержка времени DТ43 (Т50).

Предусмотрена возможность вывода из действия первой, второй и третьей ступеней МТЗ НН с помощью программных накладок N31, N32 и N33 соответственно.

Предусмотрена возможность применения МТЗ НН в схемах с измерительными трансформаторами тока на стороне НН, соединенных в группу «неполная звезда». В этом случае защита выполняется двухканальной, для чего измерительные органы канала фазы В необходимо вывести с помощью программной накладки N30. При этом МТЗ НН сохраняет свойство направленности.

Предусмотрена возможность вывода из действия МТЗ НН от ключа «МТЗ НН» при установке в положение «Вывод».

2.6.7 Комбинированный пуск по напряжению

Для выполнения пуска по напряжению максимальных токовых защит предусмотрено по два измерительных органа напряжения на стороне НН силового трансформатора. Орган максимального действия включен на напряжение обратной последовательности, а орган минимального действия - на линейное напряжение.

Диапазон изменения уставок ИО максимального («Uоп,кпнНН») напряжения обратной последовательности составляет от 5 до а ИО минимального («Uмин,кпнНН») напряжения - от 5 до 100 В.

Средняя основная погрешность по напряжению срабатывания Uср органов максимального и минимального напряжения составляет ±3%.

Дополнительная погрешность по напряжению срабатывания Uср органов максимального и минимального напряжения при изменении температуры в рабочем диапазоне температур не превышает ±5% от среднего значения, определённого при температуре 20±5 °С.

Дополнительная погрешность по напряжению срабатывания Uср органов максимального и минимального напряжения при изменении частоты в диапазоне от 0.9 до 1.1 номинальной не превышает ±5% от среднего значения, определённого при номинальной частоте.

Коэффициент возврата органов максимального напряжения не менее 0.9, органов минимального напряжения не более 1.1.

Время срабатывания органов максимального напряжения обратной последовательности не превышает 25 мс при подаче напряжения скачком от нуля до 3 Uср.

Время возврата органов максимального напряжения обратной последовательности при сбросе напряжения от 3 Uср до нуля не более 25 мс.

Время срабатывания органов минимального напряжения не превышает 25 мс при сбросе напряжения от 2 Uср до нуля.

Время возврата органов минимального напряжения при подаче напряжения скачком от нуля до 2 Uср не более 25 мс.

Так как на подстанции установлены двухобмоточные трансформаторы, то измерительные органы стороны СН необходимо вывести из действия.

2.6.8 Защита трансформатора от перегрузки

Защита трансформатора от перегрузки содержит три измерительных органа, каждый из которых реагирует на максимальный из фазных токов соответствующей стороны.

Диапазон изменения уставок измерительных органов тока от 20 до 300 % номинального тока входа терминала.

Средняя основная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов не превышает ±3%.

Дополнительная погрешность по току срабатывания Iср измерительных органов при изменении температуры в рабочем диапазоне температур не превышает ±5% от среднего значения, определённого при температуре 20±5 °С.

Коэффициент возврата ИО тока не менее 0.9.

Время срабатывания ИО тока не превышает 20 мс при подаче двукратного тока срабатывания 2 Iср.

Время возврата ИО тока при сбросе тока от 10 Iср до нуля не более 25 мс.

Защита от перегрузки срабатывает с выдержкой времени DT54 и действует на сигнализацию. Диапазон изменения уставки элемента времени DT54 от 0,1 до 600,0 с. Дискретность изменения уставки 0,02 с.

Так как на подстанции установлены двухобмоточные трансформаторы, то измерительные органы стороны СН необходимо вывести из действия.

2.7 Собственные нужды подстанции

Для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд подстанции трансформатор подключается к выводу НН силового трансформатора на участке между трансформатором и вводным выключателем. На двухтрансформаторных ПС рекомендуется применять два ТСН-10/0,4 кВ. Для питания собственных нужд подстанции используется трансформатор собственных нужд. Так как подстанция двухтрансформаторная, то берется два ТСН. Мощность ТСН определяется нагрузкой. При проектировании подстанций, когда точный состав нагрузки неизвестен, допускается

Sтсн = 0,05 • 25000 = 1250 кВА.

Принимаем трансформатор ТМ-1250/10.

На двухтрансформаторной подстанции устанавливаем два ТСН напряжением 10/0,4 кВ.

2.8 Выбор конструкции РУ всех напряжений

Компоновка ОРУ 110 кВ.

Подстанцию предлагается выполнить на базе комплектной трансформаторной подстанции блочного типа (КТПБ).

Преимущества использования комплектных подстанций: сокращение сроков разработки проекта; сокращение сроков поставки оборудования; сокращение сроков монтажа.

В состав ОРУ 110 кВ входят:

- транспортабельные блоки 110 кВ со смонтированными высоковольтными аппаратами, главными и вспомогательными цепями согласно принципиальной электрической схеме на подстанцию;

- общеподстанционный пункт управления (ОПУ);

- жесткие и гибкие ошиновки;

- кабельные конструкции;

- осветительные установки.

В ОРУ-110 кВ используются следующие блоки: блоки линии; блоки ввода; блоки шинных аппаратов; блоки опорных изоляторов; блоки разъединителя; блоки ТСН; блоки кабельных муфт. В группы блоков одновременно входят полюса разъединителя 110 кВ, трансформаторы напряжения, опорные изоляторы.

На ОРУ 110 кВ используются жесткая и гибкая ошиновки. Жесткая ошиновка унифицирована для всех классов напряжений и производится из труб алюминиевого сплава, отпайки и перемычки выполняются стплеалюминиевым проводом марки АС. Ошиновка расположена в один или два яруса. Гибкая ошиновка используется для присоединения ячеек КРУ-10 кВ к силовому трансформатору.

Общеподстанционный пункт управления (ОПУ) - это здание, которое собрано из отдельных элементов каркаса и утепленных панелей. Внутри общеподстанционного пункта управления размещены панели управления, защиты и сигнализации, аккумуляторы для питания цепей управления и сигнализации, нагревательные печи и светильники, и оборудование высокочастотной связи. Конструкция и масса общеподстанционного пункта управления позволяют транспортировать его в полностью собранном виде.

Фундаменты под элементы подстанции для стационарной установки предусматриваются незаглубленного типа и состоят из железобетонных лежней, которые укладываются непосредственно на спланированную поверхность грунта или на выверенную песчаную подушку. Элементы подстанций можно устанавливать также и на заглубленные фундаменты.

Молниезащита и заземление рассмотрены в главе 3.

Конструкция ЗРУ-10 кВ.

Сеть 10 кВ подстанции предлагается выполнить в виде комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН 10 кВ). КРУН выполнено в виде металлического здания, в котором размещены ячейки (рисунок 2.7) с оборудованием.

Рисунок 2.7 - Ячейка КРУН в разрезе

К преимуществам КРУ относятся: высокая надежность в работе, безопасность при обслуживании, компактность, экономичность и индустриализация монтажных работ. Ячейки соединяются между собой сборными шинами и имеют кабельные и воздушные вводы.

Используются шкафы с выключателями, которые установлены на тележке и имеют втычные контакты. Данные контакты заменяют разъединители. Наличие выкаткой тележки с выключателем увеличивает бесперебойность питания потребителей и обеспечивает удобный доступ к силовому выключателю и его приводу при ремонте. Для безопасного обслуживания и локализации аварийных ситуаций корпус комплектного распределительного устройства 10 кВ разделен на отсеки металлическими шторками.

На тупиковой понизительной подстанции используются два вида оград: внутренние и внешние. Внешняя ограда является препятствием для проникновения на подстанцию посторонних лиц, крупных животных, а также для обеспечения сохранности дорогостоящего оборудования. Внутренняя ограда служит для отделения зоны, где находится персонал, от зоны с оборудованием, которое находится под напряжением.

Вывод по главе 2

В данной главе было выбрано электрооборудование проектируемой подстанции - силовой трансформатор ТРДН-25000/110/10, разъединитель 110 кВ РНДЗ - 110Б/1000/УХЛ1, выключатель 110 кВ ВВУ-110-||-40/2000 У1, вводной выключатель 10 кВ ВВ/TEL-10-12,5/1000 УЗ, выключатели отходящих линий 10 кВ ВВ/TEL -10-12,5/630 УЗ, трансформатор тока 110 кВ ТФНД-110М-|-100/5-0,5/Р/Р У1, трансформаторы тока 10 кВ типа ТЛ-10, трансформаторы напряжения 110 В НКФ-110-58 У1 и 10 кВ ЗНОЛ.06-10. Определена главная схема подстанции - на РУ ВН выбрана схема «мостик с перемычкой со стороны трансформаторов», на РУ НН - «Две, секционированные выключателем, системы шин». Также была рассмотрена автоматика тупиковой подстанции.



ГЛАВА 3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

3.1 Затраты на проектирование, строительство и монтаж

Капитальные затраты на строительство подстанции складываются из стоимости оборудования, затрат на проектирование, монтаж и эксплуатацию оборудования подстанции. Стоимость оборудования принимаем на основании действующих цен.

Соб = ni · Собi (3.1)

где ni - количество i-ого оборудования на подстанции;

Собi - стоимость i-ого оборудования, тыс. руб;

так для трансформаторов ТРДН-25000/110/10

Соб = 2 · 13500 = 27000 тыс руб.

Аналогично определяются стоимости каждой группы оборудования. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Затраты на монтаж электрооборудования (стоимость строительства) принимаем равными 10 % от его стоимости

СМ = 0,1 · Соб? (3.2)

СМ = 0,1 · 50355 = 5035,5 тыс. руб.

Затраты на проектирование понизительной подстанции принимаем равными 10 % стоимости строительства

Спр = 0,1 · СМ (3.3)

Спр = 0,1 · 5035,5 = 503,55 тыс. руб.

Таким образом, капитальные затраты на строительство подстанции будут равны

К = Соб? + СМ + Спр (3.4)

К = 50355 + 5035,5 + 503,55 = 55894,05 тыс. руб.

Таблица 3.1

Расчет стоимости оборудования для строительства подстанции

№ п/п	Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Цена за единицу, тыс. руб	Общая стоимость, тыс. руб
1	Строительная часть ОРУ-110 кВ	компл	1	1 200	1200
2	Трансформатор ТРДН-25000/110/10	шт.	2	13 500	27000
3	Выключатель ВВУ-110-40/2000 У1	шт.	3	1 500	4500
4	Разъединитель РНДЗ-110/1000	шт.	8	150	1200
5	Трансформатор тока ТФНД-110М-100/5 У1	компл	3	95	285
6	Трансформатор напряжения НКФ-110-58 У1	компл	2	200	400
7	Ограничитель перенапряжения ОПН-У-110/77 У1	компл	2	30	60
8	Ограничитель перенапряжения ОПН-У-110/56 У1	шт	2	30	60
9	Заземляющий нож ЗОН-35	шт	2	10	20
10	Трансформатор собственных нужд ТМ-1250/10/0,4 У1	шт	2	500	1000
11	Строительная часть ЗРУ-10 кВ	компл	1	630	630
12	Ячейка К-104М с выключателем BB/TEL-10-12,5/1000 У3, трансформатором тока ТЛ-10-1000/5 У1	шт.	6	720	4320
13	Ячейки К-104М с выключателями BB/TEL-10-12,5/630 У3, трансформаторами тока ТЛ-10, ТЗЛМ	шт.	14	680	9520
14	Ячейка К-104М без выключателя и трансформатора тока	шт	2	62	124
15	Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10	компл	4	9	36
ИТОГО:	50355



3.2 Расчет издержек

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

И = Иам + Ит.р.обс + Ипот (3.5)

где Иам - амортизационные отчисления, тыс. руб./год;

Ит.р.обс - затраты на текущий ремонт и обслуживание, тыс. руб./год;

Ипот - затраты на компенсацию потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

Иам = К · ?ам / 100 (3.6)

где К - капиталовложения в подстанцию, тыс. руб.;

?ам - норма амортизационных отчислений для подстанции, ?ам = 4,4 %;

Иам = 55894,05 · 4,4 / 100 = 2459,34 тыс. руб/год.

Издержки на обслуживание понизительной подстанции состоят из стоимости израсходованного сырья и прочих материальных средств, зарплату обслуживающего персонала, расходы на ТОиР подстанции.

Ит.р.обс = К · ?т.р.обс / 100 (3.7)

где ?т.р.обс - норма на ТОиР подстанции, ?т.р.обс = 4,0 %;

Ит.р.обс = 55894,05 · 4,0 / 100 = 2239,36 тыс. руб/год.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

Ипот = С · ?W (3.8)

где C - одноставочный тариф на электрическую энергию, для I полугодия 2015 года для московской области С = 2,93 руб./(кВт ·ч);

?W - суммарные потери электроэнергии в трансформаторах подстанции, кВт ·ч;

?Wтр = 2 · (8760 · ?Pхх + ?Pкз · · ?) (3.8)

где ?Pхх, ?Pкз - потери холостого хода и короткого замыкания силового трансформатора ТРДН 25000/110;

Sмаx1 - максимальная полная мощность, проходящая через один трансформатор в нормальном режиме в течение года, МВА

Sмаx1 = Sмаx / 2 = 29,2 / 2 = 14,6 МВА;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА

?Wтр = 8760 · 31,5 + 121 · · 4592 = 600429 кВт · ч

Ипот = 2,93 · 600429 = 1 759 260 руб./ год = 1759,36 тыс. руб./ год

Годовые эксплуатационные издержки равны:

И = 2459,34 + 2239,36 + 1759,36 = 6458,06 тыс. руб. / год.

3.3 Анализ экономической эффективности

Для определения экономической эффективности строительства новой подстанции определим количество электроэнергии, потребляемой потребителями подстанции за год. Будем считать, что потребители питаются по зимнему графику нагрузки 200 дней в году, по летнему 165 дней, тогда из суммарного графика нагрузки



Wгод = ?(Р?ПСi(зим) · 200 · 24 + Р?ПСi(лет) · 165 · 24) (3.9)

где Р?ПСi(зим) - суммарная мощность подстанции в i-ый час зимнего времени (таблица 1.7), МВт;

где Р?ПСi(лет) - суммарная мощность подстанции в i-ый час летнего времени (таблица 1.7), МВт;

Wгод = 133773,5 МВт · ч = 133 733 500 кВт · ч.

Тогда доход от продажи электроэнергии потребителям равен

Д = С · Wгод (3.10)

Д = 2,93 · 133 733 500 = 391 956 355 руб = 391 956,4 тыс. руб.

Суммарные затраты через год эксплуатации

З = К + И (3.11)

З = 55894,05 + 6458,06 = 62352,11 тыс. руб.

Так как годовой доход от продажи электроэнергии населению превышает суммарные затраты через год эксплуатации, то строительство подстанции окупится менее чем через год, а значит оно экономически эффективно.

Вывод по главе 3

В данной главе выпускной квалификационной работы были рассчитаны капитальные затраты на строительство понизительной тупиковой подстанции 110/10 кВ.

Они составили 55 894,05 тыс. руб. Затем были рассчитаны годовые эксплуатационные издержки, которые составили 6 458,06 тыс. руб.

После расчета дохода от продажи электроэнергии было определено, что строительство подстанции окупится менее, чем через год, а значит данное строительство экономически очень выгодно.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В выпускной квалификационной работе разработан проект тупиковой подстанции напряжением 110/10 кВ для электроснабжения нового микрорайона, расположенного в г.Видное Московской области.

Были рассмотрены современное состояние энергетики и поставщики электрической энергии Московской области, а также стратегия развития энергетики региона. Также были рассчитаны графики нагрузок строящихся шести микрорайонов.

На подстанции для обеспечения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей II категории установлены два силовых двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой типа ТРДН, мощностью по 25000 кВ·А каждый. Кроме того, было выбрано электрооборудование проектируемой подстанции - разъединитель 110 кВ РНДЗ - 110Б/1000/УХЛ1, выключатель 110 кВ ВВУ-110-||-40/2000 У1, вводной выключатель 10 кВ ВВ/TEL-10-12,5/1000 УЗ, выключатели отходящих линий 10 кВ ВВ/TEL-10-12,5/630 УЗ, трансформатор тока 110 кВ ТФНД-110М-|-100/5-0,5/Р/Р У1, трансформаторы тока 10 кВ типа ТЛ-10, трансформаторы напряжения 110 В НКФ-110-58 У1 и 10 кВ ЗНОЛ.06-10.

Определена главная схема подстанции - на РУ ВН выбрана схема «мостик с перемычкой со стороны трансформаторов», на РУ НН - «Две, секционированные выключателем, системы шин». Также была рассмотрена релейная защита подстанции, которая выполнена с применением устройства защиты типа «Бреслер ШТ 2108». Принятый объем релейной защиты обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей с учетом питания подстанции от взаиморезервируемых источников питания.

В третьей главе выпускной квалификационной работы были рассчитаны капитальные затраты на строительство понизительной тупиковой подстанции 110/10 кВ. Они составили 55 894,05 тыс. руб. Затем были рассчитаны годовые эксплуатационные издержки, которые составили 6 458,06 тыс. руб. После расчета дохода от продажи электроэнергии было определено, что строительство подстанции окупится менее, чем через год, а значит данное строительство экономически очень выгодно.

Все принятые в выпускной квалификационной работы технические решения экономически обоснованы, технически целесообразны и безопасны.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Федеральный закон Российской Федерации ОБ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ от 26 марта 2003 г. №35-ФЗ.

2 Правила устройства электроустановок РК. Министерство энергетики и минеральных ресурсов РК, 2004;

3 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 2003. - 224 с.

4 РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ под ред. Б.Н.Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001;

5 СТО 56947007-29.130.15.114-2012 Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ. М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. - 63 с.

6 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций СО 153-34.21.122-2003. М.: ЦПТИ ОРГРЭС, 2004. - 31 с.

7 Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. -М.: Изд-во «Мастерство», 2001;

8 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987;

9 Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах.-М.:Энергия, 1972;

10 Справочник по проектированию электроснабжения/под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. - М.: Энергоатомиздат, 1990;

11 Неклепаев Б.Н. Электрические станции. -М.: Энергия,1976;

12 Электрическая часть электростанций и подстанций/ справочные материалы под ред. Б.Н. Неклепаева. -М.: Энергия, 1978;

13 Мельников Н.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975;

14 Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/под ред. И.А. Баумштейна и М.В.Хомякова. -М.: Энергоиздат, 1981;

15 Вакуумная коммутационная аппаратура. ФГУП «НПП Контакт», Россия г.Саратов, 2005;

16 Высоковольтное оборудование. Карпинский электромашиностроительный завод, Россия г.Карпинск, 2005;

17 Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL, ОПН/TEL. Таврида Электрик, Россия г. Москва, 2005;

18 Техническая документация ЗАО ПФ «КТП-Урал», ISO 9001:2000, Россия, Екатеринбург, 2005.

19 Игуменщев В.А., Олейников В.К., Малафеев А.В. Электрическая часть понизительной подстанции промышленного предприятия: Учебное пособие. Магнитогорск: МГТУ, 2002. - 127 с.

20 Стратан И.П. Справочный материал к курсовому проекту по электрическим сетям и системам. Кишинёв: КПИ им. С. Лазо‚ 1980.

21 Справочник по проектированию подстанций 35 - 1150 кВ/ Под ред. Самойлова Я. С. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 302 с.

22 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов/ Под ред. Блока В. М. - М.: Высшая школа, 1990. - 308 с.

23 ГОСТ 14209 - 85 (СТ СЭВ 3916 - 82). Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. - М.: Издательство стандартов, 1985. - 30 с.

24 Синягин Н. Н. Система планово-предупредительных ремонтов оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергия, 1978. - 408

25 Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. СН 357 - 77. М.: Госстрой СССР, 1977.

Размещено на Allbest.ur