4.3.2 Защита и автоматика отходящих ВЛ-35 кВ

4.3.2.1 Назначение защит

На ВЛ-35 «Липовка» и ВЛ-35 «Пайтово» установлено устройство микропроцессорной защиты типа «Сириус-Л».

Устройство подключается к встроенным трансформаторам тока.

Устройство обеспечивает:

трехступенчатую максимальную токовую ненаправленную защиту от междуфазных замыканий;

ускорение действия защиты при включении линии на КЗ;

АПВ

дистанционное управление выключателем ;

сигнализацию положения выключателя;

доступ к информации о срабатываниях и др.

Устройство не срабатывает ложно и не повреждается при снятии и подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности.

Любая аварийная ситуация, отключение или неисправность, сопровождается срабатыванием предупредительной сигнализации. В случае срабатывания МТЗ дополнительно загораются светодиоды «Срабатывание защиты» и «Аварийное отключение», срабатывает аварийная сигнализация и определяется вид повреждения и ориентировочное расстояние до места КЗ.

После включения МВ в течении 30 секунд горит светодиод «АПВ блокировано». Если в это время сработает защита, то АПВ не произойдет. О работе АПВ сигнализирует светодиод «АПВ сработало».

При отключении МВ вручную или срыве привода на индикаторе высветится «Несанкционированное отключение» и произойдет АПВ как при аварийном отключении.

При срабатывании защиты устройство запоминает параметры срабатывания для последующего анализа обслуживающим персоналом. Информация фиксируется в памяти устройства в порядке поступления и сохраняется о 9 последних отключениях. Информация о каждой последующей аварии фиксируется, стирая из памяти информацию о самом "старом" КЗ. Командное отключение (от кнопки) также фиксируется как отдельная авария. Ход часов и зафиксированные данные в памяти сохраняются в течение времени не менее 48 часов при пропадании оперативного питания.

Для получения информации об отключениях под индикатором установлены четыре кнопки: «выход», «», «», «ввод».

Алгоритм работы с индикатором

Предусмотрен дистанционный ввод уставок и снятие информации о срабатываниях защиты, измерение текущих токов фаз, а также управление выключателем по линии связи от персонального компьютера. Изменение уставок заблокировано паролем.

4.3.3 Защита и автоматика отходящих ВЛ-10кВ

4.3.3.1 Назначение защит

МТЗ линии 10кВ отключает линию при недопустимых нагрузках и междуфазных КЗ. Защита действует на отключение ВВ-10кВ при КЗ на протяжении всей линии, а так же резервирует защиты трансформаторов, подключенных к линии.

Токовая отсечка предназначена для защиты линии при близких между фазных КЗ и действует на отключение ВВ-10кВ без выдержки времени.

4.3.3.2 Принцип действия защит ВЛ-10кВ

Максимальная токовая защита (МТЗ) и токовая отсечка (ТО) выполнены с помощью индукционного реле типа РТ-85 по схеме с дешунтированием токовых электромагнитов отключения(РТМ). В нормальном режиме электромагниты зашунтированы контактами реле.

Ток от трансформаторов тока, установленных в фазах "А" и "С". протекает через токовые реле, катушки РТМ зашунтированы контактами реле РТ-85,ток по ним не протекает. При срабатывании реле РТ-85 его контакты размыкаются, ток протекает через РТМ, ВВ отключается.

4.3.4 Принцип действия защит от замыкания на землю

Измерительный трансформатор напряжения (ТН) применяется для питания измерительных приборов, счетчиков и контроля изоляции в сети 35кВ,10кВ. ТН имеет две вторичные обмотки: основную и дополнительную. Основная обмотка соединена по схеме "звезда", а дополнительная по схеме "разомкнутый треугольник". Защита от замыканий на землю служит для предупреждения о наличии однофазного замыкания на землю в сети 35кВ,10кВ. При нарушении изоляции одной из фаз, на этой фазе происходит снижение напряжения, а на неповрежденных фазах напряжение увеличивается. Во вторичной обмотке ТН, соединенной в разомкнутый треугольник, появляется напряжение, работает предупредительная сигнализация, работает указательное реле "Земля в сети 35кВ и 10кВ". Для определения характера повреждения и поврежденной фазы необходимо при помощи переключателя определить по киловольтметру величины фазных напряжений, при этом:

На поврежденной фазе прибор покажет напряжение близкое или равное нулю, а на других фазах - близкое к линейному (положения переключателя АО,ВО,СО).

5. Техника безопасности и охрана труда при эксплуатации подстанции и линии электропередачи

5.1 Организация эксплуатации подстанции и линии электропередачи

Оперативное обслуживание ПС Долматово 110/35/10 кВ осуществляется постоянным дежурным персоналом.

Ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС и ВЛ 35...110 кВ обеспечивается выездными оперативными и ремонтными бригадами.

Для передачи телесигналов о повреждении оборудования ПС на диспетчерский пункт организуется канал диспетчерской связи.

5.2 Требования предъявляемые к обслуживающему персоналу и

мероприятия направленные на соблюдение техники безопасности

Все лица занятые на обслуживании действующих электроустановок высокого напряжения, обследуются на предмет психических заболеваний, увечий и болезней, препятствующих работе и повышающих вероятность несчастного случая в электроустановках . Электрики проходят медицинский осмотр при поступлении на работу и затем один раз в год, а если они связаны с работой на высоте -два раза в год. Электрики, обслуживающие данную электроустановку имеют квалификационную группу допуска не ниже третьей.

Лица, имеющие группу допуска ниже третьей, (практиканты Вузов и техникумов), допускаются к обслуживанию данной электроустановки только в присутствии наблюдающего лица с группой допуска не ниже третьей .

Подготовка персонала проводится в соответствии с правилами организации работы с персоналом (ПОРП): проведение инструктажа по ТБ и ПБ; проработка выявленных несоответствий правил; проверка знаний ОТ и ПТЭ; общественный контроль за охраной труда и т. п. При этом необходимо пользоваться нормативными документами: ПУЭ; ОТ; ПТЭ; СНиП.

Ответственность за соблюдение вышеперечисленных требований правил техники безопасности, несет инженер по промышленной безопасности и охране труда. Проверку, за соблюдением требований техники безопасности на рабочих местах , осуществляют инспектора по промышленной безопасности и охране труда.

При производстве работ оперативно - выездной бригадой (ОВБ), составляется наряд - допуск, в котором указывается где и что должно быть отключено и заземлено для безопасного выполнения необходимых работ. Непосредственно перед началом работ проводится инструктаж на рабочем месте. Так же дежурный по подстанции на настенной карте районных электрических сетей, на макетах отключаемого оборудования, вывешивает предупреждающие таблички : “Не включать!”; “Не включать, работают люди!”; “Не включать, работа на линии!” и т. п. Так же имеется связь с ОВБ, по которой докладывается о ходе выполнения работ дежурному, который записывает проведённые мероприятия в дежурный журнал.

На подстанции, в целях безопасности устанавливаются предупреждающие таблички: “Не влезай - убьет!”; “Внимание, опасное напряжение!”; “Опасно для жизни!”.

5.3 Характеристика источников опасных факторов

Основной причиной почти всех несчастных случаев является грубое нарушение правил ораны труда при эксплуатации электроустановок

Поражение электрическим током чаще всего происходит, когда при работе на отключенной линии или на оборудовании подстанции (трансформаторе, выключателе и т. п.) персонал ошибочно попадает на другую линию или оборудование, находящееся под напряжением. При этом, нарушая правила, монтёры приступают к работе не производя проверки отсутствия напряжения и наложения заземления, касаясь проводов или других деталей, находящихся под напряжением, и оказываются поражёнными электрическим током. Поражение электрическим током происходит также при производстве работ на линиях, находящихся под напряжением, когда монтёр приближается на недопустимо близкое расстояние к проводам или пользуется при работах неисправными и непроверенными изолирующими средствами.

Падение с высоты происходит при нарушении требований правил о необходимости закрепления цепью или канатом монтёрского пояса при подъеме и производстве работ на высоте.

Значительное количество несчастных случаев при работах на линиях с деревянными опорами происходит из-за падения одностоечных опор в следствии загнивания или недостаточного их заглубления. Особенно опасны при этом работы по демонтажу проводов. Поэтому необходимо обратить внимание на тщательную проверку состояния опоры до подъёма на неё монтёров.

Несоблюдение работающими требований правил охраны труда приводит к тяжёлым травмам, связанным с падением тяжести или обрывом тяговых канатов. Так, категорически запрещается находится под опорой или оборудованием при подъёме на них деталей, приспособлений и инструмента, а также во время производства работ. Нарушение этого требования неоднократно влекли за собой серьёзные травмы монтёров.

Отравление или ожоги монтёров антисептиками, ядохимикатами, красками или растворителями происходят из-за несоблюдения работающими требований специальных правил безопасности или отсутствия специальной защитной одежды и обуви.

Таким образом, все несчастные случаи с людьми всегда связаны с нарушениями правил техники безопасности. Выполнение же всех требований техники безопасности гарантирует полную безопасность работ на воздушных линиях и подстанциях.

5.4 Пожарная безопасность

Требования пожарной безопасности устанавливаются на основании утверждённых типовых правил пожарной безопасности на основании этих правил на подстанциях должна быть разработана местная инструкция о мерах пожарной безопасности.

Приказом по предприятию, назначается ответственный за противопожарное состояние на территории подстанции или участка.

Все работники должны проходить специальную противопожарную подготовку путём противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму.

Стационарные установки пожаротушения должны находится в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утверждённому графику. Пожарный щит должен быть укомплектован всем необходимым оборудованием: лопатами; багром; ломом; ведром; углекислотными огнетушителями (ОУ-5).

Гравийная засыпка маслоприёмников трансформаторов должна соблюдаться в чистоте. При значительном загрязнении она должна быть заменена или промыта.

Установленное на подстанциях маслоприёмное электрооборудование (трансформаторы, реакторы, выключатели) в необходимых случаях должно быть защищено соответствующими сигнальными противопожарными устройствами и стационарными или передвижными установками пожаротушения.

Пожарную опасность представляют действующие линии электропередачи. В частности, не допускается прохождение проводов ВЛ над сгораемыми кровлями, навесами, штабелями леса, складами торфа, сена, дров и других горючих материалов.

Трассу ВЛ необходимо периодически расчищать от кустарников и деревьев и содержать в безопасном в пожарном отношении состоянии; следует поддерживать установленную проектом ширину просек и проводить обрезку деревьев.

5.5 Организационно-правовые мероприятия и экологичность работ

При разработке проекта необходимо учитывать требования законодательства по охране природы и основ земельного законодательства Российской Федерации.

Площадь земель, отводимых в постоянное пользование для строительства ПС и ВЛ определяется в соответствии с нормами отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ. Трассы ВЛ следует по возможности прокладывать по землям непригодным для сельского хозяйства либо по сельскохозяйственным угодьям худшего качества приближать к дорогам и существующим ВЛ На землях государственного лесного фонда трассы ВЛ должны прокладываться преимущественно по участкам не покрытым лесом или занятым кустарником и малоценными насаждениями с использованием существующих просек вдоль лесных полос

Для предотвращения поражения животных и людей, которые могут приблизиться к опорам линий электропередачи, емкостным током замыкания на землю при повреждении изоляции, каждая опора заземляется. Состояние заземлений проверяется не реже одного раза в шесть лет.

Площадка под строительство ПС размещена на малопродуктивных землях с учётом рационального использования земельных угодий.

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформаторов на ПС Долматово, выполняется сеть маслоотвода со сбросом масла в закрытый маслосборник, рассчитанный на содержание полного обьёма масла одного трансформатора. Для исключения загрязнения почвы под многообьёмными выключателями делается гравийная подсыпка.

Специальные мероприятия по шумозащите не предусматриваются, так как для ПС с трансформаторами мощностью менее 40 МВА санитарный разрыв зоны вредного шумового воздействия не нормируется СНиП П-12-77.

Таким образом, при реконструкции системы электроснабжения, проводятся все необходимые мероприятия связанные с охраной окружающей среды.

5.6 Расчет защитного заземления и молниезащиты

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.

Заземление, предназначенное для создания нормальной работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки.

Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, искровых промежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.

Обычно для выполнения всех трех типов заземления используют одно заземляющее устройство.

Заземление состоит в том, что заземляемые металлические части металически соединяют с заземлителем, то есть с металлическим предметом, находящимся в непосредственном соприкосновении с землей или с группой таких предметов. Чаще всего это стальные стержни, забитые в землю вертикально и соединенные между собой под землей приваренной к ним стальной полосой. Благодаря защитному заземлению, напряжение прикосновения значительно снижается .

В данном случае заземление подстанции выполнено в виде замкнутого контура, состоящего из стальной проволоки диаметром 12 мм , приваренной сваркой к вертикальным металлическим заземлителям, вбитых в землю ,а также из горизонтальных полос выравнивающих потенциал.

Для расчета заземления необходимо знать ток I_з, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном коротком замыкании.

Если однофазное короткое замыкание произошло в пределах электроустановки

,

где I_кз⁽¹⁾ - ток однофазного короткого замыкания в месте повреждения, кА;

х₀ - результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места короткого замыкания;

х_т1 - сопротивление нулевой последовательности трансформатора рассматриваемой электроустановки.

Если однофазное короткое замыкание произошло за пределами электроустановки

.

Ток однофазного короткого замыкания рассчитывается по формуле

гдех_1рез, х_2рез, х_0рез - соответственно результирующее индуктивные сопротивления прямой обратной и нулевой последовательностей, при однофазном коротком замыкании на шинах 110 кВ подстанции;

I_б110 - базовый ток для стороны высокого напряжения, кА.

линия 110 кВ одноцепная без тросов

Определяем ток стекающий с заземлителя на землю,

при коротком замыкании в пределах электроустановки

кА

при коротком замыкании за пределами электроустановки

кА

Из расчета видно, что ток, стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании произошедшем в пределах электроустановки, больше чет ток, стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании произошедшем за пределами электроустановки. При расчетах заземления принимаем больший ток, стекающий с заземлителя.

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняются с учетом сопротивления R_з0.5 Ом или допустимого напряжения прикосновения.

расчет по допустимому сопротивлению R_з0.5 Ом приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины R_з [20]. Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение U_пр до нормированного значения в пределах всей территории подстанции, а напряжение на заземляющем устройстве U_з должно быть не выше 10 кВ.

Данные необходимые для расчета заземляющего устройства.

Площадь подстанции 29х56.8 м²; удельное сопротивление верхнего слоя грунта с учетом промерзания ₁=500 Ом*м; толщина верхнего слоя грунта h₁= 2 м; удельное сопротивление нижнего слоя грунта

₂= 60 Ом*м; глубина заложения горизонтальных выравнивающих полос t = 0.7 м; длина вертикального заземлителя l_в = 5 м; время действия релейной защиты t_р.з. = 0.12 с; полное время отключения выключателя t_отк.в = 0.08 с; ток, стекающий с заземлителей при однофазном коротком замыкании на рассматриваемой подстанции, I_з = 1.33 кА. Естественных заземлителей нет.

расчетная длительность воздействия напряжения прикосновения

с

Для _в= 0.2 с находим [20] допустимое напряжение прикосновения U_пр.доп = 400 В.

Определяем коэффициент напряжения прикосновения

,

где М - параметр, зависящий от _1/2 [3];

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч и сопротивлению растекания тока от ступней R_ст;

L_г - длина горизонтальных заземлителей , м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, м;

S - площадь заземляющего устройства, м².

.

Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяем напряжение на заземлителе

В,

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Определяем сопротивление заземляющего устройства

Ом

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной

Определяем число ячеек по стороне квадрата

шт.;

принимаем m = 3 шт.

Определяем длину полос в расчетной модели

м.

Определяем длину стороны ячейки

м.

Определяем число вертикальных заземлителей по периметру контура

шт.

принимаем n_в = 32 шт.,

гдеn_в¹ - число вертикальных заземлителей по стороне квадрата при а/l_в = 1 [20].

Определяем общую длину вертикальных заземлителей

м.

Определяем общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель

Где



_з - эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом*м [20];

Тогда

Относительная толщина слоя

По таблице 7.6 [20] для _1/2 = 8.3; а/l_в = 1, определяем

_з/2= 1.4,

Тогда

.

Определяем общее сопротивление сложного заземлителя

Ом

что меньше допустимого R_з.доп =1.904 Ом.

Определяем напряжение прикосновения

В

что меньше допустимого значения 400 В.

Определяем наибольший допустимый ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном коротком замыкании:

А

При больших токах необходимо снижение R_з за счет учащения сетки полос или дополнительных вертикальных заземлителей.

Чертеж заземления приведен в графической части проекта.

5.6.1 Защита от прямых ударов молнии

Наиболее опасный вид поражения от атмосферных перенапряжений - это прямой удар молнии в объект.

В связи с этим защита от прямых ударов молнии основана на том, что направление лидера молнии наиболее вероятно к объекту, на котором имеется максимальное значение напряженности электрического поля. В качестве объектов сооружают возвышенные молниеотводы, которые принимают на себя лидер и главный разряд молнии.

Исходные данные .

Подстанция защищена двумя молниеотводами, установленными на вышках прожекторного освещения. Высота молниеотводов h, равна 30 м. Расстояние между молниеотводами 31 м. Высота защищаемого объекта 8.25 м, высота средней точки- 3.5 м.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 30 м показана на рисунке 7.1. Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода определяется по формуле [5]

;(5.1)

гдеh - полная высота молниеотвода, м;

h_х - высота защищаемого объекта.

Радиус зоны защиты определяется для двух точек - для самой высокой точки защищаемого оборудования, и для средней точки.

Определяем радиус зоны защиты одиночного молниеотвода для высокой точки по (5.1) :

Определяется расчетная ширина внутренней зоны защиты 2b_х на высоте h_х как для двойного) стержневого молниеотвода, для высокой точки:

Определяем радиус зоны защиты одиночного молниеотвода для средней точки по (5.1) :

Определяется расчетная ширина внутренней зоны защиты 2b_х на высоте h_х как для двойного (рис 5.2) стержневого молниеотвода, для средней точки:

Чертеж молниезащиты представлен в графической части проекта.

6. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПРИ

РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

61 Принимаемые допущения при расчёте

При выполнении технико-экономических расчётов по сопоставлению вариантных решений и выбору схем а также для предварительной оценки объёмов капитальных вложений в электросетевое строительство на начальных стадиях проектирования используют укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей Это обусловлено тем что на начальных стадиях отсутствует детальная техническая информация об объекте необходимая для составления сметной документации Для оценки капитальных вложений в строительство объекта по укрупнённым показателям достаточно знать его основные параметры определяемые на предпроектных стадиях При этом точность полученной оценки достаточна для упомянутых выше целей

62Исходные данные

В технико-экономическом расчёте проводим сравнение двух вариантов: существующего и проектируемого В связи с тем что существующая ПС «Долматово» 35/10 кВ имеет износ силового оборудования 89 и мощность трансформаторов не удовлетворяющую значению нагрузок в перспективе (на ближайшие 5 лет) то в существующем варианте необходима замена установленных трансформаторов на менее мощные.

Расчёт мощности устанавливаемых трансформаторов, в данном случае ведём по условию (3.1) пункта 3.1.3 Sмах_{ш 10} = 2700 кВА (на пятый год эксплуатации п.3.1.2.) (2500 кВА)

Sт 0,7 2700 = 1890 кВА

В соответствии с существующих ступеней номинальных мощностей трансформаторов приниаем к установке ТМН - 2500/35

ВЛ 35 кВ «Ровдино - Долматово» имеет износ около 100 что также говорит о неизбежности её замены Причём в соответствии с нормами 1 минимальное сечение провода данной линии должно составлять не менее 70 мм² (при расчёте сечения по (2.3) (п.2.3).линии методом экономической плотности Fрасч = 92 мм²) а деревянные опоры будут заменяться на железобетонные

Исходя из выше сказанного при расчётах в существующий вариант вносим изменения

Существующий (исходный) вариант (1):

КТПБ - 35/10; 2 трансформатора: ТМН - 2500/35 ;

Типовая схема главных цепей подстанции - мостик с выключателем в

перемычке и выключателями в цепях трансформаторов

ВЛ - 35 кВ - одноцепная на железобетонных опорах

марка провода АС - 95 длина линии 19,6 км

Проектный вариант (2):

КТПБ - 110/35/10; 2 трансформатора: ТМТН - 6300 /110 ;

Типовая схема главных цепей подстанции - мостик с выключателем

в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

ВЛ - 110 кВ - двухцепная на железобетонных опорах

марка провода АС - 120 длина линии 2 км

63 Расчёт капитальных вложений отчислений на амортизацию и

затрат на обслуживание

Капиталовложения на сооружение определяем по выражению:

Кэс = Кпс + Кл

где Кпс - капитальные вложения в подстанцию тысруб ;

Кл - капитальные вложения в линию электропередач тысруб

Таблица 61 Расчёт капитальных вложений на строительство КТПБ

Показатели	Вариант 1 КТПБ - 35/10	Вариант 2 КТПБ - 110/35/10
Цена приобретения тыс руб	39330	73439
Торгово-транспортные расходы (13 от цены приобретения) тыс руб	5113	9547
Стоимость монтажных работ (20 от цены приобретения) тыс руб	7866	14688
Накладные расходы (16 от цены приобретения) тыс руб	6293	11750
Плановые накопления ( 20 от цены приобретения) тыс руб	7866	14688
Итого капиталовложений	66468	124112

Определяем капитальные вложения на строительство ВЛ:

Кл = LлУп

где Lл - протяжённость линии км;

Уп - удельный показатель стоимости строительства ВЛ тыс руб

Укрупнённые удельные показатели стоимости строительства ВЛ составляют:

для ВЛ 35 кВ на железобетонных одноцепных опорах с маркой провода АС -70 во 2-м районе по гололёду - 189 тыс руб/км;

для ВЛ 110 кВ на железобетонных двухцепных опорах с маркой провода АС -120 во 2-м районе по гололёду - 400 тыс руб/км

В 1-м варианте часть трассы (59 км) проходит по болотистой местности поэтому учитываем коэффициент удорожания при данных условиях Куд = 1,46 [ 6 ]

Годовые отчисления на амортизацию составляют (А): для ВЛ - 24 ;

для ТП - 64 6

Затраты на обслуживание (Зоб): для ВЛ - 04 ; для ТП - 30 6

1-й вариант:

Кл1= (196 - 59)189 + 5918914623,53 = 99250 тыс руб

Кэс1 = 2915 + 4218 = 7133 тыс руб

А1 = 0,024 4218 + 0,064 2915 = 288 тыс руб

Зоб1 = 0,004 4218 + 0,03 2915 = 104,3 тыс руб

2-й вариант:

Кл2= 2 400 23,53 = 18824 тыс руб

Кэс2 = 5442 + 800 = 6242 тыс руб

А2 = 0,024 800 + 0,064 5442 = 367,5 тысруб

Зоб2 = 0,004 800 + 0,03 5442 = 166,4 тыс руб

64 Определение затрат на возмещение мощности и потерь электроэнергии

641 Расчёт потерь электроэнергии в линиях

1 Определяем приведенные затраты на компенсацию потерь мощности и электроэнергии в линии 35 кВ по выражению:

Зпот = зЭл (61)

где з - удельные затраты на потери электроэнергии в электрической сети руб/кВтч

(В Европейской части для линий 35 кВ з = 0,305 руб/кВт [12 ];

Эл - годовые потери электроэнергии кВт

Эл = Рмах (62)

где Рмах - потери активной мощности в режиме наибольщей нагрузки кВт;

- число часов максимальных потерь мощности на нагрев проводов линии ;

Рмах = [Рмах / (Uномcos)]²Rл [ct] (43)

где Рмах - максимальная активная мощность на линии МВт;

Rл - активное сопротивление линии Ом

По данным п 3.1.2. на 5-й год эксплуатации при cos = 0,85: Рмах составляет 5228 кВт или 5228 МВА

Rл = RoL

где Ro = 0330 Ом / км - удельное активное сопротивление провода

Rл = 0330 196 = 6,5 Ом

Рмах = [5228 / (35 085)]² 6,5 = 020073 МВт = 200,73 кВт

= (0124 + Тнб10^-4)² 8760 [ 13 ]

где Тнб = 3200 ч / год - время использования максимальной нагрузки (определяется по годовому графику нагрузки).

= (0124 + 3200 10^-4)² 8760 = 1727 ч / год

Тогда годовые потери электроэнергии в линии по (42 ) составляют:

Эл = 200,73 1727 = 346661 кВтч / год

Итого затраты на потери по (61):

Зпотл = 0305 346661 = 105732 руб

Определяем долю потерь электроэнергии от передаваемой по линии за год (в ):

Эл () = (Эл / Эл) 100

где Эл - передаваемая по линии электроэнергия кВтч / год

Эл = Рмах Тнб

Эл = 5228 3200 = 16729600 кВтч / год

Относительное значение годовых потерь электроэнергии составит:

Эл () = (346661 / 16729600) 100 = 2,1

Расчёт для линии 110 кВ не проводим ввиду неопределённости о перетоках мощности и незначительной её длины (2 км) т о в данном случае потерями пренебрегаем

642 Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах

Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в обмотках (в меди) зависящих от нагрузки и потерь в магнитопроводе (в стали) принимаемых условно - постоянными

Эт = Эм + Эст

где Эм - потери в меди кВтч;

Эст - потери в стали кВтч;

для варианта 2: КТПБ - 110 / 35 / 10

ТМТН - 6300 /110 Ркз = 52 кВт Рхх = 125 кВт

При расчёте принимаем что оба трансформатора в течении всего года находятся в работе Для трёхобмоточного трансформатора потери в меди определяем по выражению [14]:

[14]

где Ркзвн; Ркзвн; Ркзвн - потери мощности КЗ соответственно для обмоток высокого среднего и низкого напряжений;

n=2 - число параллельно работающих трансформаторов

В случае когда мощность каждой обмотки равна 100 от Sном и в справочнике дана одна величина Ркзвн-нн то потери короткого замыкания каждой обмотки одинаковы и равны 05 Ркзвн-нн [ 14 ]

Ркзвн = Ркзвн = Ркзвн = 05 Ркзвн-нн

Ркзвн = Ркзвн = Ркзвн = 05 52 = 26 кВт

Эм = 1/ 2(26 6150² / 6300² 3200 + 26 3450² / 6300² 3200 +

+ 26 2700² / 6300² 3200) = 59758 кВтч / год

Годовые потери электроэнергии в стали определяем по выражению:

Эст = n Рхх t (64)

где Рхх - потери холостого хода (в стали) кВтч;

t = 8760 ч - число часов в году

Эст = 2 125 8760 = 219000 кВтч / год

Определяем затраты на потери электроэнергии:

Зпотт₁₁₀ = з_УМ Эм + з_УСТ Эст

где з_УМ = 021 руб / кВтч - удельные затраты на потери в меди для

трансформоторов 110 кВ [12 ];

з_УСТ = 014 руб / кВтч - удельные затраты на потери в стали для

трансформоторов 110 кВ [ 12 ]

Зпотт₁₁₀ = 021 597587 + 0,14 219000 = 43209 руб

для варианта 1: КТПБ - 35 / 10

ТМН - 2500 / 35 Ркз = 26 кВт Рхх = 4,6 кВт

Для двухобмоточного трансформатора потери в меди определяем по выражению:

Эм = 0,5 26 2700²/2500² 3200 = 48523 кВтч / год

Потери в стали определяем по (64 ):

Эст = 2 46 8760 = 80592 кВтч / год

Для ТП 35 кВ и Тнб = 3200 ч : з_УМ = 019 руб / кВтч ; з_УМ = 017 руб / кВтч

Зпотт₃₅ = 019 48523 + 0,17 80592 = 23000 руб

65 Определение суммарных приведенных затрат

Годовые суммарные приведенные затраты обоих вариантов определяем по формуле:

З = ЕнКэс + Иэ + Зпотл + Зпотт + Уа

где Иэ = ЗП + А + Зоб - годовые издержки, связанные с амортизационными отчислениями и обслуживанием тыс руб;

Ен = 012 - нормативный коэффициент экономической эффективности

капиталовложений

Таблица 63 Суммарные капиталовложения (тысруб) и составляющие приведенных затрат (тысруб)

Вариант	Кктп	Кл	Кэс	ЕнКэс	Иэ	Зпотл	Зпотт	Уа	З
1	2915	4218	7133	856	559,6	105,7	23,0	158	1846
2	5442	800	6242	749	851	-----	43,2	7	1650

Годовой экономический эффект:

Гэф= З₁ - З₂

Гэф = 1846 - 1650 = 196 тыс руб

Таблица 64 Экономическая эффективность реконструкции системы электроснабжения района (тыс руб )

Показатели	Варианты
	1	2
Капитальные вложения всего: в том числе: на КТП на ВЛ	7133,0 2915,0 4218,0	6242,0 5442,0 800,0
Эксплуатационные издержки	559,6	851
Затраты на возмещение потерь: в линии электропередачи в трансформаторах	105,7 23,0	0 43,2
Ущерб от аварийных перерывов электроснабжения	158,0	7,0
Приведенные затраты	1846,0	1650,0
Годовой экономический эффект	0	196,0

66 Выводы по результатам расчёта

Анализируя данные табл 63 и табл 64 видим что суммарные приведенные затраты обоих вариантов отличаются на 10,6 % (без учёта ущерба от возможных аварийных отключений (Уа) - на 2,7 %).

Сопоставление одинаковых составляющих затрат показывает что первый вариант уступает по капиталовложениям затратам на возмещение потерь величине возможного ущерба от аварийного отключения потребителей и выигрывает лишь в меньших эксплуатационных издержках Кроме того во втором варианте можно снизить ущерб от возможных аварийных перерывов в электроснабжении обеспечив возможность проведения некоторых видов ремонта ВЛ 110 кВ без снятия напряжения

Исходя из всего этого отдаём предпочтение варианту с более высоким номинальным напряжением (вариант 2) как более надёжному и перспективному для развития сети электроснабжения района в будущем

Заключение

В дипломном проекте решался вопрос о пути повышения качества и надёжности схемы электроснабжения ПС Долматово.

Проведён расчёт кольцевого участка с целью анализа отклонения напряжения на шинах подстанции Долматово, при резервном питании с подстанции Вельск. Рассчитаны сечения проводов, с учётом требований Норм технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения (1996г.) к линиям 35 кВ.

По известному графику нагрузки режимного дня и ожидаемому росту нагрузки, выбраны трансформаторы реконструируемой подстанции. Проведен расчёт токов короткого замыкания. Проведена проверка основного электрооборудования устанавливаемого на комплектной трансформаторной подстанции из блоков заводского изготовления.

Рассчитаны параметры для установки дифференциальной защиты трансформатора на базе реле ДЗТ -11. Рассмотрены вопросы подключения дифференциальной защиты.

В технико-экономическом расчёте получен годовой экономический эффект в размере 196 тыс.руб. Главным образом, это связано с сокращением линий электропередачи 35 кВ.

При анализе, проведенных в проекте расчетов и рассмотренных вопросов при проектировании, делаем заключение, что расширение сети 110 кВ является более перспективным направлением при развитии сетей электроснабжения сельскохозяйственного назначения, чем развитие сетей 35 кВ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения. № 07.04.97. от 26.12.96. - М.: АО РОСЭП.

2. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.

3. Справочник по электроустановкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова и др. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.

4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

5. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3 Кн 1. Производство и распределение электрической энергии / Под ред. И. Н. Орлова и др. - М.: Энергоатомиздат, 1988, - 880 с.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. С.С.Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.- 352 с.

7. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях./ Под ред. В.А. Строева. - М.: Высшая школа, 1999. - 352 с.

8. Шабад М. А. Защита трансформаторов распределительных сетей. - Л.: Энергоатомиздат, 1981. - 136 с.

9. Чернобровов Н. В. Релейная защита, энергетических систем.- М.: Энергоатомиздат, 1998.- 800 с.

10. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 540с.

11.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под ред. А.А.Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986, - 568с.

12. Водянников В.Т. Экономическая оценка средств электрификации и автоматизации сельскохозяйственного производства и систем сельской энергетики. -М.: МГАУ, 1997. -180 с.

Правила эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: ЗАО Энергосервис,

2000. - 287с.

Электрическая часть станций и подстанций. / Пол ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Энер-

гия, 1972. - 336с.

15. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576с.

16. Будзко И.А. Зуль Н.М., Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Агропромиздат, 1990. - 496 с.