Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Политехнический институт

Кафедра радиоэлектроники и электроэнергетики

Курсовой проект

Проектирование понижающей подстанции

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Требования к проекту понижающей подстанции

1. На основе технико-экономического сравнения вариантов выбрать количество и мощность силовых трансформаторов.

2. Выбрать схему распределительного устройства (РУ) высшего напряжения (ВН).

3. Рассчитать токи короткого замыкания (к.з.) и выбрать коммутационное оборудование и токоведущие части на стороне (ВН).

4. Выбрать схему распределительного устройства (РУ) низшего напряжения (НН).

5. Рассчитать токи (к.з.), выбрать коммутационное оборудование, токоведущие части, трансформаторы тока (в цепи силового трансформатора), трансформаторы напряжения на стороне (НН).

6. Выбрать трансформаторы собственных нужд (СН) и схему питания потребителей СН.

7. Описать релейные защиты трансформатора.

8. Описать конструктивное выполнение РУ ВН и РУ НН.

9. Описать грозозащиту и заземление подстанции.

10. Выполнить сметно-финансовый расчет по укрупненным показателям стоимости.

Район проектирования - Урал с числом зимних дней в году - 213.

Напряжение РУ НН 10 кВ.

Средняя температура: для примера зима «-20°С», лето «+15°С».

Средняя температура: зима «-20°С», лето «+15°С».

Категории потребителей, в%:

I категория - 20%; II категория - 40%; III категория - 40%.

Число отходящих линий на стороне НН выбирать самостоятельно, считая приблизительно, что мощность, отдаваемая по одной линии, составляет 2 МВА.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

релейный трансформатор молниезащита выключатель

Схема электрической сети представлена на рисунке 1:

Рис. 1 Схема электрической сети

Рзимн max=53 МВт; сosц=0,9; Uвн=115 кВ; Uнн=10,5 кВ;

График нагрузки:

Часы	Smax зима (%)	Smax лето (%)	Smax зима, МВА	Smax лето, МВА
1	30	20	17,67	10,6
2	60	20	35,34	10,6
3	60	60	35,34	31,8
4	30	60	17,67	31,8
5	30	20	17,67	10,6
6	60	20	35,34	10,6
7	100	40	58,9	21,2
8	90	70	53,01	37,1
9	80	90	47,12	47,7
10	60	100	35,34	53
11	30	80	17,67	42,4
12	30	80	17,67	42,4
13	30	20	17,67	10,6
14	50	20	29,45	10,6
15	50	40	29,45	21,2
16	70	90	41,23	47,7
17	90	90	53,01	47,7
18	100	100	58,9	53
19	70	80	41,23	42,4
20	30	80	17,67	42,4
21	40	20	23,56	10,6
22	50	50	29,45	26,5
23	60	60	35,34	31,8
24	30	20	17,67	10,6

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Мощность трансформаторов определяется исходя из следующей эмпирической формулы

.

Оптимальное количество трансформаторов на подстанции, с учетом присутствия потребителей 1 и 2 категории , -средний коэффициент допустимой перегрузки, -доля потребителей, отключение которых допускается в аварийных режимах.

Рекомендуется использовать 3 значения , тогда

1)

2) - 50% отключение потребителей

3) - 100% отключение потребителей

Интервал мощности МВА

№	Тип трансформатора	Uk (%)	ДPкз (кВт)	ДPхх (кВт)	Uввном (кВ)	Uннном (кВ)	Цена (тыс.руб)	Тип охлаждения
1	ТРДН-40000/110	10,5	172	36	115	10.5	109	Д
2	ТРДН-63000/110	10,5	260	59	115	10.5	136	Д

Тепловой расчёт трансформатора. Вариант 1: 2Ч40 МВА.

Зима. Режим систематических нагрузок.

Перегрузок нет

Расчет теплового импульса для двух периодов перегрузки в 7-8 и в 17-18 часов.

Для расчетов можно выбрать любую ступень перегрузки, другую же ступень в нагрузку.

Возьмем ступень перегрузки в 7-8 часов.

Коэффициент перегрузки

Коэффициент нагрузки

Проверка допустимости эквивалентирования:

Неравенство выполняется, поэтому двухступенчатое эквивалентирование допустимо.

Согласно ГОСТ 14209-97 § 3.4 нормальные режимы систематических нагрузок, для системы охлаждения ON выбираем рис.10 для для определяется коэффициент допустимой перегрузки. Так как , следовательно, нормальный режим (зимний) систематических нагрузок допустим.

Зима. Аварийный режим.

Отключение 1-го трансформатора.



Из графика видно, что ступень перегрузки часы с 14 до 19.

Коэффициент перегрузки:

Коэффициент нагрузки:

Проверка допустимости эквивалентирования:

Условие эквивалентирования не выполняется. В этом случае полагают:



А длительность перегрузки:

Согласно ГОСТ 14209-97 По приложению H - упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок, для системы охлаждения ON для и по таблице H1 определяем коэффициент допустимой перегрузки Так как, требуется отключение потребителей 3 категории.

Согласно ГОСТ 14209-97 по таблице 1,

Тогда

Отключаемая мощность:

при условии

условие выполняется, отключение допустимо.

Тогда потребляемая мощность равна:



Периоды нагрузки и перегрузки изменились. Перегрузка часы с 6 до 10.

Коэффициент перегрузки:

Коэффициент нагрузки:

Проверка допустимости эквивалентирования:

Условие эквивалентирования не выполняется. В этом случае полагают:



А длительность перегрузки:

Согласно ГОСТ 14209-97 § 3.5 режим аварийных перегрузок, для системы охлаждения ON для и выбираем таблицу №16 для для ближайшее наименьшее и ближайшее наибольшее и Уточнение производится методом линейной интерполяции:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для зимнего аварийного режима:

Лето. Режим систематических нагрузок:

Расчет теплового импульса для двух периодов перегрузки в 10 и в 18 часов.

Возьмем ступень перегрузки в 10 часов.

Коэффициент перегрузки

Коэффициент нагрузки



Проверка допустимости эквивалентирования:

Неравенство выполняется, поэтому двухступенчатое эквивалентирование допустимо.

Лето. Аварийный режим.

Отключение 1-го трансформатора.

Расчет теплового импульса для двух периодов перегрузки с 8 до 12 часов, и с 16 до 20 часов.

Коэффициент перегрузки:

Коэффициент нагрузки:

Проверка допустимости эквивалентирования:

Условие эквивалентирования не выполняется. В этом случае полагают:

А длительность перегрузки:

Согласно ГОСТ 14209-97 По приложению H - упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок, для системы охлаждения ON для и по таблице H1 определяем коэффициент допустимой перегрузки Так как, следовательно, требуется отключение потребителей 3 категории.

Отключаемая мощность:

при условии

условие выполняется, отключение допустимо.

Тогда потребляемая мощность равна:

Периоды нагрузки и перегрузки не изменились.

Коэффициент перегрузки:

Коэффициент нагрузки:

Проверка допустимости эквивалентирования:

Условие эквивалентирования не выполняется. В этом случае полагают:

А длительность перегрузки:

Согласно ГОСТ 14209-97 § 3.5 режим аварийных перегрузок, для системы охлаждения ON для и выбираем таблицу №17 для ближайшее наименьшее и коэффициент допустимой перегрузки а ближайшее наибольшее и коэффициент допустимой перегрузки

Уточнение производится методом линейной интерполяции:

Для летнего аварийного режима:

Расчет приведенных затрат.

Где - издержки на амортизацию и обслуживание;

- капиталовложения в трансформаторы, тыс. руб.

- расчетная стоимость силового трансформатора в ценах 1990 г., тыс. руб.; - число трансформаторов; - коэффициент приведения капиталовложений к современным ценам;

- число часов максимальных потерь в году, определяющиеся формулой:

, - годовое число часов максимальной мощности:



- удельный ущерб от отключения зимой и летом соответственно; коэффициент вынужденного простоя - это вероятность состояния, когда один трансформатор на подстанции несет всю нагрузку (ущерб от плановых ограничений не учитывается).

является суперпозицией вероятностей выхода одного из элементов подключения к линии, так как, линии приблизительно одинаковы, то

Вариант МВА ТРДН-25000:

по кривым ущерба, для кривой 2 (структура нагрузки - 2) имеем:



Вариант МВА ТРДН-40000:

В таблице №1 представлен сравнительный анализ приведенных затрат.

Таблица №1

Показатель
Капитальные вложения, млн. руб.	15.03	19.5
Издержки на амортизацию и обслуживание, млн. руб.	1.41	1.83
Годовые издержки на потери, млн. руб.	6.12	7.14
Ущерб от ограничения электроснабжения потребителей, млн. руб.	1.26	0
Приведенные затраты, млн. руб.	11.796	12.87
Приведенные затраты, отн. ед.	1	1.09

Приведенные затраты различаются на 9%, это больше допустимой нормы в 5%, поэтому принимаем вариант

РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет параметров схемы замещения.

напряжение ступени, на которой рассчитывается ток короткого замыкания (К.1) сопротивление системы.

Сопротивление линии:

Схема замещения после эквивалентирования:

Расчет токов КЗ на стороне ВН:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

Ударный ток:

Апериодическая составляющая тока КЗ:

собственное время отключения выключателя, время срабатывания релейной защиты. Тогда

Рассчитаем термический импульс, который потребуется при выборе силового трансформатора.

Расчет токов КЗ на стороне НН.

Параллельная работа трансформаторов (трансформаторы с расщеплением).

Раздельная работы трансформаторов:

Согласно алгоритму выбора схем электрических соединений распределительных устройств 110 и 220 кВ, а также согласно тому, что тип подстанции - тупиковая, в качестве главной схемы выбираем 4H.

Число отходящих линий на стороне НН, считая приблизительно, что мощность, отдаваемая по одной линии, составляет 2 МВА



ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

Выбор выключателя на стороне ВН 110кВ.

В качестве расчетного тока тяжелого режима будем считать ток в максимальном режиме

Выбор выключателей осуществляется после проверки по следующим параметрам:

1. По классу напряжения места установки.

где номинальное напряжение выбираемого выключателя, кВ; напряжение установки, кВ.

2. Проверка по длительному току.

где номинальный ток выключателя, А;

максимальный ток, протекающий через выключатель в утяжеленном режиме, А.

3. Проверка на электродинамическую стойкость.

4. Проверка на отключающую способность.

а) по отключению периодической составляющей:

тогда

б) по отключению апериодической составляющей:

5. Проверка на способность выключаться на токи КЗ.

действующее значение номинального тока выключателя.

амплитудное значение номинального тока выключателя.

6. Проверка на термическую стойкость.

Согласно этим требованиям, намечаем к установке выключатель типа 145РМ-110-40.

В таблице №2 представлен сравнительный анализ параметров выбранного выключателя с расчетными параметрами.

Таблица №2

Параметр	Паспортные значения	Расчетные значения
	110	110
	3000	535
	100	12.77
	40	5.826
	40	5.826
	26,6	0,783
	40	5.826
	102	12.77
	4800	1.93

Окончательно: выключатель принимается к работе.

Выбор разъединителя на стороне ВН 110 кВ.

Рассмотрим разъединитель РДЗ-110Б/1000Н.УХЛ1

Таблица №3

Параметр	Паспортные значения	Расчетные значения
	110	110
	1000	535
	63	5.826
	1875	1.93

Разъединитель удовлетворяет установочным требованиям.

Выбор выключателя на стороне 10 кВ.

Намечаем выключатель ВВЭ-М-10-20/1600У3.

Расчетным током является ток на шинах НН в точке К2.

собственное время отключения выключателя,

Таблица №4

Параметр	Паспортные значения	Расчетные значения
	10	10
	1600	1619
	20	5.826
	52	41.03
	1200	31.5

Указанный выключатель выбран для вводных и секционных ячеек. Выключатели присоединений выбирается на меньший рабочий ток, количество отходящих линий тогда:

коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки по фидерам.

Для отходящих линий выбирается выключатель ВВЭ-М-10-20/1600У3.

ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения напряжения до величины, удобной к измерению. Первичная обмотка трансформатора напряжения включается в цепь параллельно, во вторичную обмотку включаются катушки напряжения приборов и реле. Первичное напряжение соответствует напряжению сети, вторичное напряжение для трансформатора напряжения 110 кВ имеет стандартную величину в основной обмотке и 100 В в дополнительной обмотке.

Вторичная обмотка трансформатора напряжения обязательно заземляется в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между высшим и низшим напряжениями.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к режиму холостого хода, так как сопротивление приборов и реле, включенных во вторичную обмотку, большое.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:

1. По напряжению

2. По конструкции и схеме соединения обмоток;

3. По классу точности;

4. По вторичной нагрузке.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполнятся условие

Таблица №5. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Измерительный прибор	Тип	Мощность одной обмотки	Число катушек	cos?	sin?	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	ЭВ2259М	1,5	2	1	0	1	3
Ваттметр	ЦП8506	0,25	1	1	0	3	0,75
Варметр	ЦП8506	0,25	1	0	1	3		0,75
Итого							3,75	0,75

Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН.

Таблица №6. Сравнение расчетных и паспортных значений

Условия выбора	Паспортные значения для ЗНОГ-110-79У3	Расчетные значения
Класс точности	0,5	0,5
	110	110
	400	3.82

Выбранный трансформатор удовлетворяет необходимым условиям проверки.

Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН.

На стороне низшего напряжения подстанции используется схема: две секции сборных шин, секционированные выключателями. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую секцию. Считая, что секции загружены равномерно, выбираем трансформаторы напряжения одного типа.

Таблица №7. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Измерительный прибор	Тип	Мощность одной обмотки	Число катушек	cos?	sin?	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, Вт	Q, Вар
Частотомер	ЭД2230М	2,5	1	1	0	1	2,5
Ваттметр	ЦП8506	0,25	1	2	0	1	0,25
Варметр	ЦП8506	0,25	1	0	1	1		0,25
Вольтметр	ЭВ2259М	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик	СЭТ4ТМ	3	3	0,43	0,9	10	42,6	89,1
Итого							48,35	89,35

Таблица №8. Сравнение расчетных и паспортных значений

Условия выбора	Паспортные значения ЗНОЛ.06-10Т2	Расчетные значения
Класс точности	1	1
	10	10
	150	102

Выбранный трансформатор удовлетворяет необходимым условиям проверки.

СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

Собственные нужды (СН) - важный элемент подстанции. Повреждения в системе собственных нужд могут привести к нарушению работы основного оборудования и возникновению аварий.

Потребителями собственных нужд подстанции являются:

- Электродвигатели систем охлаждения силовых трансформаторов;

- Зарядно-подзарядные агрегаты;

- Устройства обогрева баков и приводов выключателей, приводов разъединителей, клемных шкафов на ОРУ;

- Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, ОПУ, освещение ОРУ;

Суммарная мощность потребителей СН ПС от 50 до 300 кВт. СН запитываются от сети 0,4 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях 110 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд (ТСН), то есть на проектируемой подстанции будет два ТСН.

Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме (для подстанции - 15%).

Прияв потребителей cosц = 1, можно определить суммарную расчетную нагрузку потребителей собственных нужд:

коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

Коэффициенты спроса приемников СН приведены в таблице №9.

Таблица №9. Коэффициенты спроса приемников

Наименование приемника	Коэффициент спроса
Освещение ОРУ	0,5
Освещение помещений	0,6
Охлаждение трансформаторов	0,85
Зарядно-подзарядные устройства	0,12
Электроподогрев выключателей и электроотопление	1,0

Мощность трансформаторов собственных нужд при неявном резервировании выбирается по следующим условиям:

ТСН присоединяются через выключатели 10 кВ к шинам ЗРУ-10 кВ. Размещаются на открытой площадке вне помещения ЗРУ-10 кВ.

На напряжении 380/220 от ТСН запитывается щит собственных нужд, выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин, секционированной автоматическим выключателем (автоматом). Щит устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления. Распределение приемников между щитами осуществляется по принципу территориальной близости к ним и удобства обслуживания. Приемники небольшой мощности, не допускающие перерывов в электроснабжении, нормально питаются от одной секции шин собственных нужд и имеют резервное питание от другой секции шин.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.

Таблица №10. Мощность потребителей СН

Вид потребителя	Установленная мощность		Нагрузка
	Единичная мощность, кВт	Кол-во
Охлаждение трансформатора ТДН-16000/110	2,5	2	0,85	4,25	2,07
Освещение ОРУ 110 кВ	8	1	0,5	4
Отопление, освещение и вентиляция ОПУ, ЗРУ, помещений для персонала	81,5	1	0,6	48,9
Подогрев выключателей и приводов	0,6 2,4	21 4	1	12,6 9,6
Постоянно включенные лампы и освещение	1	1	1	1
Подзарядно-зарядный агрегат	31	2	0,12	7,44
Аппаратура связи и телемеханики	1	1	1	1
Итого				88,79	2,07

Мощность трансформаторов собственных нужд при двух ТСН на подстанции:

Выбираем два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10, размещаемые на открытом воздухе на отдельной площадке.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА. МОЛНИЕЗАЩИТА

Основная задача релейной защиты - обнаружить поврежденный участок электрической схемы и как можно быстрее выдать сигнал на его отключение.

К устройствам РЗ, действующим на отключение предъявляются следующие требования:

- селективность - действие РЗ, при котором обеспечивается отключение только поврежденного элемента;

- быстродействие;

- чувствительность;

- надежность;

На проектируемой подстанции защищаемыми элементами являются трансформаторы, шины, линии, ячейки КРУ.

Для защиты трансформаторов применяются:

- продольная дифференциальная защита от внешних и внутренних кз (как симметричных, так и несимметричных). Принцип действия данной защиты основан на сравнении величины и направления тока между трансформаторами тока дифференциальной защиты. При внутренних кз направление меняется и защита действует на отключение трансформатора.

- максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском по напряжению. Данная защита является резервной по отношению к дифференциальной защите и осуществляет ближнее резервирование.

- МТЗ от перегрузки в режиме симметричной нагрузки трансформатора. Результатом действия этой защиты является сигнал дежурному персоналу о перегрузке.

- сигнализация о неисправности в цепях напряжения защиты.

- газовая защита от внутренних повреждений в обмотках трансформатора. Защита верхним контактом действует на сигнал и нижним контактом на отключение трансформатора.

Защита электрооборудования подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов. Они состоят из четырех конструктивных элементов: молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую жесткую, механически прочную конструкцию.

Молниеотводы установлены на порталах и осветительных мачтах подстанции. Металлоконструкции порталов используются в качестве токоотводов. Молниеотводы устанавливаются таким образом, чтобы при минимальном числе молниеотводов обеспечить защиту ОРУ от прямых ударов молнии.

От грозовых перенапряжений оборудование ПС защищено ограничителями перенапряжения ОПН. ОПН устанавливаются на ОРУ-110 на первой системе шин 110 кВ и на второй системе шин в ячейках ТН-110. Трансформатор защищен ОПН со всех сторон.

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Основное распределительное устройство подстанции напряжением 110 кВ располагается на открытом воздухе и называется ОРУ. ОРУ должно обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Схема для РУ 110-4Н - «два блока (линия - трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии» применяется на напряжении 35-220 кВ. Для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных ПС питаемых по двум ВЛ.

В зависимости от схем сети начальным этапом развития данной схемы может быть схема укрупненного блока (линия - 2 трансформатора). При одной линии и двух трансформаторах разъединители в «перемычке» допускается не устанавливать.

Под силовыми трансформаторами предусматриваются маслоприемники, в которые укладывается слой гравия.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления в почву.

Сборка КРУ производится из ячеек заводского изготовления, что позволяет ускорить процесс монтажа.

Преимущества КРУ: большая надежность в работе, безопасность в обслуживании, компактность, экономичность, а также индустриализация монтажных работ. Ячейки соединяются между собой сборными шинами и имеют кабельные и воздушные вводы. Применяются шкафы с выключателями, установленными на тележке и имеющими втычные контакты. Такие контакты заменяют разъединители. Наличие выкаткой тележки с выключателем повышает бесперебойность питания потребителей и обеспечивает удобный доступ к выключателю и его приводу при ремонте. Для безопасного обслуживания и локализации аварийных ситуаций корпус КРУ разделен на отсеки металлическими шторками.

Территория подстанции формируется в основном ОРУ, занимающим до 80% общей площади. Остальные 20% занимают установки трансформаторов, ЗРУ или КРУН, другие здания и сооружения.

ОРУ является основным производственным сооружением подстанции, поэтому от его расположения в зависимости от подхода воздушных линий определяется вся компоновка подстанции. В состав ОРУ, кроме оборудования и токоведущих частей входят опоры для гибкой и жесткой ошиновки, опоры под оборудование, молниеотводы и мачты освещения, кабельные лотки и каналы, специальные железнодорожные пути перекатки трансформаторов, огнестойкие преграды между трансформаторами.

На подстанции применяются два вида оград: внутренние и внешние. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на подстанцию посторонних лиц, крупных животных, а также для обеспечения сохранности дорогостоящего оборудования. Внутренняя ограда служит для отделения зоны, где может находиться персонал, от зоны с оборудованием, находящимся под напряжением со всех сторон.

ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ НА СООРУЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Все затраты по подстанции можно разделить на следующие категории:

- РУ всех напряжений;

- Трансформаторы.

Постоянная часть затрат:

- Подготовка и благоустройство территории - 30 тыс. руб.

- Общеподстанционный пункт управления, собственные нужды -

40 тыс. руб.

- Подъездные и внутриплощадочные дороги - 25 тыс. руб.

- Средства связи и телемеханики - 40 тыс. руб.

- Внешние сети (водоснабжение и канализация) - 10 тыс. руб.

- Прочие затраты - 30 тыс. руб.

Результаты сметно-финансового расчёта сведены в таблицу №11. Расчет производился по упрощенным показателям стоимости в ценах 1985 г.

Таблица №11. Результаты сметно-финансового расчета

Наименование	Количество, шт	Расчетная стоимость	Общая стоимость
Ячейки ОРУ-110 кВ	7	43 т.р.	301 т.р.
ТДН-25000/110	2	84 т.р.	168 т.р.
Ячейки КРУ-10	16	2,3 т.р.	36,8 т.р.
Постоянные затраты	-	-	175 т.р.
Общая стоимость	-	-	681 т.р.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. ГОСТ 14209-97.

2. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг, Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009.

3. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков, Санкт-Петербург: БХВ-Петербург, 2013

4. Выбор схем электрических соединений подстанций С.Е. Кокин, , Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009.

Размещено на Allbest.ru