РАЗДЕЛЫ
ПАРТНЕРЫ
АЛФАВИТ
ПОИСК
Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ
Приложение
А.4 Результаты расчётов токов КЗ ПС «Гежская»
№
фидера
№
п/п
точки
КЗ
Базовое
напряжение
, кВ
Место
КЗ
, кВ
Сопрот-ние
до точки КЗ
, Ом
Значение
3-х
фаз.КЗ
, А
Значение
2-х
фаз.КЗ
, А
Ф.
№01
К5
6,3
6
1,995
1823
1579
К6
6,3
0,4
5,295
10819
9370
К7
6,3
6
1,995
1823
1579
К8
6,3
0,4
12,305
4656
4032
К9
6,3
6
1,995
1823
1579
К10
6,3
0,4
12,305
4656
4032
Ф.
№02
К11
6,3
6
4,285
849
735
К12
6,3
0,4
14,045
4079
3532
Ф.
№03
К13
6,3
6
2,155
1688
1462
К14
6,3
0,4
12,515
4578
3964
К15
6,3
6
2,656
1418
1228
К16
6,3
0,4
33,505
1710
1481
К17
6,3
6
3,735
974
843
К18
6,3
0,4
34,55
1658
1436
К19
6,3
6
3,875
939
813
К20
6,3
0,4
53,305
1075
931
К21
6,3
6
5,485
663
574
К22
6,3
0,4
54,775
1046
906
К23
6,3
6
5,485
663
574
К24
6,3
0,4
36,135
1585
1373
Ф.
№04
К25
6,3
6
7,165
508
440
К26
6,3
0,4
55,915
1025
887
К27
6,3
6
7,005
519
450
К28
6,3
0,4
37,145
1542
1336
К29
6,3
6
12,765
285
247
К30
6,3
0,4
42,195
1358
1176
К31
6,3
6
12,745
292
253
К32
6,3
0,4
42,195
1358
1176
Ф.
№21
К33
6,3
6
2,665
1365
1182
К34
6,3
0,4
52,095
1100
952
К35
6,3
6
3,885
936
811
К36
6,3
0,4
15,235
3760
3256
К37
6,3
6
4,505
807
699
К38
6,3
0,4
14,225
4027
3488
К39
6,3
6
4,505
807
699
К40
6,3
0,4
14,225
4027
3488
Ф.
№24
К41
6,3
6
2,795
1301
1127
К42
6,3
0,4
14,335
3991
3456
К43
6,3
6
3,055
1190
1031
К44
6,3
0,4
13,085
4387
3799
К45
6,3
6
2,925
1585
1373
К46
6,3
0,4
33,695
1700
1472
К47
6,3
6
3,495
1041
901
К48
6,3
0,4
34,165
1677
1452
К49
6,3
6
6,035
603
522
Ф.
№24
К50
6,3
0,4
3,305
1578
1367
К51
6,3
6
7,265
501
434
К52
6,3
0,4
87,335
656
568
К53
6,3
6
7,305
498
431
К54
6,3
0,4
37,405
1532
1326
К55
6,3
6
8,405
433
375
К56
6,3
0,4
38,355
1494
1294
К57
6,3
6
9,195
396
343
К58
6,3
0,4
39,045
1467
1241
Ф.
№14
К59
6,3
6
1,375
2645
2291
К60
6,3
0,4
13,245
4325
3746
Ф.
№06
К61
6,3
6
1,375
2645
2291
К62
6,3
0,4
20,855
2747
2379
Приложение
А.5 Расчёт ТО без выдержки времени
Место
установки защиты
Условия
выборы параметров срабатывания
Ток
мин.
3-х
фазного КЗ в начале линии,А
Ток
3-х фазного КЗ в конце линии,А
Чув-ть
защиты при расчетном значении уставки
Условия
согласования защит
Расчётные
формулы и условия выбора защит
Фидер
№1
отстройка
от броска тока намагничивания
=103,56 А
≥=
517,8 А
3360
1823
отстройка
от минимального тока КЗ
=
295,6
А
≥=325,2 А
Фидер
№2
отстройка
от броска тока намагничивания
=24,2 А
≥=
121
А
3360
849
отстройка
от минимального тока КЗ
= 258,9 А
≥=284,8 А
Фидер
№3
отстройка
от броска тока намагничивания
=47,65 А
≥=
237,8
А
3360
663
отстройка
от минимального тока КЗ
=
290,6
А
≥=319,7 А
Фидер
№4
отстройка
от броска тока намагничивания
=20,98 А
≥=
104,9
А
3360
285
отстройка
от минимального тока КЗ
=
86,22
А
≥= 94,8 А
Фидер
№21
отстройка
от броска тока намагничивания
=64,15 А
≥=
320,0
А
3360
807
отстройка
от минимального тока КЗ
=
255,68
А
≥= 281,2 А
Фидер
№24
отстройка
от броска тока намагничивания
=73,3 А
≥=
366,5
А
3360
396
отстройка
от минимального тока КЗ
=
93,1
А
≥= 102,4 А
Фидер
№6, №14
отстройка
от броска тока намагничивания
=25,6 А
≥=
128
А
3360
2645
отстройка
от минимального тока КЗ
=
274,6
А
≥=302 А
Приложение
А.6 Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ
Наименование
Обозначение
и расчётная формула
ЗРУ-
6кВ (I секция)
Ф.
№1
Ф.
№2
Ф.
№3
Ф.
№6
КУ
яч.
19
яч.
16
яч.13
яч.
12
яч.
15
Исходные
данные
Максимальный
рабочий ток, А
145
34
67
35
130
Трансформаторы
тока
-
150/5
50/5
100/5
50/5
150/5
Коэффициент
трансформации
трансформаторов
тока
30
10
20
10
30
Минимальное
значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты
Основной,
А
3360
3360
3360
3360
3360
В
конце линии, А
1823
849
663
2645
-
Максимальная
токовая защита
Расчетные
коэффициенты
Кратности
максимального тока
1
1
1
1
1
Схемы
включения реле
1
1
1
1
1
Отстройки
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Возврата
реле
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
Ток
срабатывания реле Iср и защиты Iсз
Расчетный,
А
6,1
4,3
4,2
4,4
5,5
Принятый,
А
6,5
4,5
4,5
4,5
6,0
Первичный,
А
195
45
90
45
180
Коэффициенты
Kсч для определения чувствит-ти
От
сборных шин до тр-ра
-
-
-
-
0,87
За
трансформатором, А
1
1
1
1
-
Чувствительность
защиты при 2-х фазном КЗ
В
зоне защиты от сборных шин до тр-ра
-
-
-
-
14,1
За
трансформатором в зоне защиты
8,1
16,3
6,1
50,9
-
Тип
микропроцессорного блока
-
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Принятая
уставка времени защиты, с
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Приложение
А.6 (продолжение) Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ
Наименование
Обозначение
и расчётная формула
ЗРУ-
6кВ (II секция)
Ф.
№4
Ф.
№14
Ф.
№21
Ф.
№24
КУ
яч.
7
яч.
9
яч.8
яч.
5
яч.
6
Исходные
данные
Максимальный
рабочий ток, А
30
35
90
102
130
Трансформаторы
тока
-
50/5
50/5
150/5
150/5
150/5
Коэффициент
трансформации
трансформаторов
тока
10
10
30
30
30
Минимальное
значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты
Основной,
А
3360
3360
3360
3360
3360
В
конце линии, А
285
2645
807
396
-
Максимальная
токовая защита
Расчетные
коэффициенты
Кратности
максимального тока
1
1
1
1
1
Схемы
включения реле
1
1
1
1
1
Отстройки
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Возврата
реле
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
Ток
срабатывания реле Iср и защиты Iсз
Расчетный,
А
3,8
4,4
3,8
4,3
5,5
Принятый,
А
4
4,5
4
4,5
6,0
Первичный,
А
40
45
120
130
180
Коэффициенты
Kсч для определения чувствит-ти
От
сборных шин до тр-ра
-
-
-
-
0,87
За
трансформатором, А
1
1
1
1
-
Чувствительность
защиты при 2-х фазном КЗ
В
зоне защиты от сборных шин до тр-ра
-
-
-
-
14,1
За
трансформатором в зоне защиты
6,2
50,9
5,8
2,5
-
Тип
микропроцессорного блока
-
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Принятая
уставка времени защиты, с
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Приложение
А.7 Расчёт защитного заземления
Приложение
А.8 АСУ ТП 110/6 кВ «Гежская»
Приложение
А.9 Расчёт балансовой стоимости
№
Тип
электрооборудования
Затраты
по оптовым ценам, руб
Транспортные
расходы, 10%
Складские
расходы,
2%
Затраты
на создание фунд., 3%
Монтаж,
8%
Всего
первоначальная балансовая стоимость
1
Трансформатор
ТМН 6300/110
1 090
000
109
000
21
800
32
700
87
200
1 340
700
2
Разъединитель
РНГП-110
840
000
84
000
16
800
25
200
67
200
1 033
200
3
Трансформатор
напряжения
НКФ-110
600
000
60
000
12
000
18
000
48
000
738
000
4
Трансформатор
тока ТФЗМ-110
340
000
34
000
6
800
10
200
27
200
418
200
5
Выключатель
элегазовый
ВГТ
440
000
44
000
8
800
13
200
35
200
541
200
6
Ограничитель
перенапряжения ОПН-110
260
000
26
000
5
200
7
800
20
800
319
800
7
Заземлитесь
однополюсный ЗОН-110
250
000
25
000
5
000
7
500
20
000
332
500
8
Ячейка
КРУ серии КУ-10ц
6 500
000
650
000
130
000
195
000
520
000
7 995
000
9
Конденсаторные
установки
500
000
50
000
10
000
15
000
40
000
615
000
10
Микропроцессорное
устойство
Micome
Р123
7 800
000
780
000
158
000
234
000
622
000
9 594
000
11
Микропроцессорное
устойство
Micome
Р623
1 720
000
172
000
34
400
51
600
137
600
2 115
600
12
ОПУ
6 300
000
630
000
126
000
189
000
504
00
7 749
000
13
Сети
связи и сигнализации
218
000
21
800
4
360
6
540
14
440
265
140
Всего:
26 856
000
2 685
800
539
160
832
740
2 143
640
33 057
340
Приложение
А.10 Расчёт дисконтированного дохода
Наименование
показателя
Годы
1
2
3
4
5
Результаты,
47 154
636
47 154
636
47 154
636
47 154
636
47 154 636
Инвестиции
проекта, К
33 057
340
Эксплуатационные
расходы,
2 612
809
2 612
809
2 612
809
2 612
809
2 612
809
Прибыль
налогооблагаемая
44 541
827
44 541
827
44 541
827
44 541
827
44 541
827
Налог
на прибыль, 24%
10 690
038
10 690
038
10 690
038
10 690
038
10 690
038
Чистая
прибыль
33 851
789
33 851
789
33 851
789
33 851
789
33 851
789
Амортизация
11 089
947
11 089
947
11 089
947
11 089
947
11 089
947
Денежный
поток-эффект проекта
22 761
842
22 761
842
22 761
842
22 761
842
22 761
842
Коэффициент
дисконтирования
0,91
0,83
0,76
0,69
0,63
Дисконтированный
эффект по годам
20 713
276
18 892
328
17 298
999
15 705
670
14 339
960
Чистый
дисконтированный доход за t лет
-
12 344 064
6 548
264
23 847
263
39 552
933
53 892
893
ИД
0,63
1,19
1,72
2,19
2,55
Страницы: 1 , 2 , 3 , 4 , 5 , 6 , 7 , 8 , 9 , 10 , 11
НОВОСТИ
ВХОД