Электроснабжение района городской сети

Критерии отнесения части электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера [Л-12].

Сумму технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к технологии контроля количества переданной электроэнергии.

Экономика определяет потери как часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях и закупленной у других ее производителей. При этом зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть, денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет энергоснабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, т.е. потребление энергии зафиксировано. В отличие от этого реальные показания счетчиков, фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют непосредственно по поступившей за месяц оплате, поэтому к потерям относят всю неоплаченную энергию.

С точки зрения экономики расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.

Недоучет объемов полезно отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с экономической точки зрения одинаковы.

Технические потери электроэнергии в свою очередь можно представить следующими структурными составляющими:

1) Нагрузочные потери в оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых трансформаторах, а также потери в измерительных трансформаторах тока, высокочастотных заградителях (ВЗ) ВЧ - связи и токоограничивающих реакторах. Все эти элементы включаются в «рассечку» линии, то есть, последовательно, поэтому потери в них зависят от протекающей через них мощности.

2) Потери холостого хода, включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих устройствах (КУ), трансформатора напряжения, счетчиках и устройствах присоединения ВЧ - связи, а также потери в изоляции кабельных линий.

3) климатические потери, включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба вида зависят от погодных условий.

Технические потери в электрических сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны рассчитываться по трем диапазонам напряжения [Л-11]:

* в питающих сетях высокого напряжения 35 кВ и выше;

* в распределительных сетях среднего напряжения 6-10 кВ;

* в распределительных сетях низкого напряжения 0,38 кВ.

Распределительные сети 0,38 - 6 - 10 кВ, эксплуатируемые РЭС и ПЭС характеризуются значительной долей потерь электроэнергии в суммарных потерях по всей цепи передачи электроэнергии от источников до электроприемников. Это обусловлено особенностями построения, функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью приборами учета, относительно малой загрузкой элементов и т.п. [Л-1]

В настоящее время по каждому РЭС и ПЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.

4.2 Определение годовых потерь электроэнергии в сети 10 кВ

Наиболее часто при определении годовых потерь электроэнергии в сетях 10 кВ используются два метода.

Если известен график нагрузки на головном участке сети 10 кВ, то расчет производят в следующей последовательности:

- по графикам нагрузки на головном участке ВЛ определяется годовое потребление электроэнергии :

(4.1)

где: - суточное потребление энергии на головном участке

ВЛ в зимний период;

- число зимних суток в году принимается равным 200;

- суточное потребление энергии на головном участке ВЛ

в летний период;

- число летних суток в году принимается равным 165;

- определяется число часов использования наибольшей нагрузки :

(4.2)

где: Р_тах -максимальное значение потребляемой мощности;

- определяется время потерь по формуле:

(4.3)

-определяются потери активной мощности на каждом участке ВЛ 10кВ:

 (4.4)

где: S_p - расчетные нагрузки участков электрической сети 10 кВ;

- удельные активные сопротивления участков электрической сети 10 кВ;

L - длина участков электрической сети 10 кВ ;

-определяются - потери энергии на каждом участке ВЛ 10 кВ;

(4.5)

-определяются потери энергии в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ по формуле:

(4.6)

где: - потери холостого хода i-гo трансформатора;

- потери КЗ i-гo трансформатора;

- расчетная мощность i-гo трансформатора;

, - номинальная мощность i-гo трансформатора;

п - число трансформаторов на ТП;

- определяются суммарные потери энергии за год в сети 10 кВ, как сумма потерь на участках В Л и потерь в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ.

Если график нагрузки на головном участке сети 10 кВ изменился или не известен, то расчет годовых потерь энергии производится по методу эквивалентных сопротивлений.

Определим годовые потери электроэнергии в распределительной сети 10 кВ (ВЛ 101) с использованием показаний счетчиков активной энергии параметров трансформаторов ТП 10/0,4 кВ и участков линий 10 кВ. Методика расчета изложена ранее в этом пункте.

Таблица 4.1

Показание счетчиков активной энергии на В Л 101 за 2007г.

Месяц	,кВт-ч	Месяц	,кВт-Ч	Месяц	,кВт-ч
янравь	994720	май	671840	сентябрь	546240
февраль	750080	июнь	504000	октябрь	767840
март	691040	июль	461760	ноябрь	821760
апрель	780800	август	412480	декабрь	912160

Суммированием показаний счетчиков активной энергии (таблица 4.1), определяется годовое потребление электроэнергии W_г=8314720 кВт-ч.

Определяется по формуле (4.2) число часов использования наибольшей нагрузки Т_м:

Определяется время потерь через по следующей формуле:

Определяются потери активной энергии на каждом участке В Л 10 кВ, до замены проводов (кабель) и после, по формулам (4.4) и (4.5). Результаты расчета представлены в таблицах 4.2 и 4.3.

Таблица 4.2

Потери электроэнергии в линии ВЛ 101 до ее реконструкции

№	Марка провода (каб.)	Lуч, км	Sуч, кВА	Iрасч, А	Rл уд, Ом/км	Rл, Ом	, кВт-ч
Магистраль
1	АСБ 3*50	0,340	2264,320	130,727	0,620	0,211	35445
2	ААШВ 3*70	0,100	2264,320	130,727	0,443	0,044	7449
3	А50	2,980	2264,320	130,727	0,590	1,758	295637
4	АС35	2,260	2264,320	130,727	0,790	1,785	300211
5	АС50	1,190	1441,610	83,229	0,600	0,714	48664
6	АС35	0,450	924,710	53,387	0,790	0,356	9969
7	АС35	1,640	924,710	53,387	0,790	1,296	36333
8	АС35	3,530	909,640	52,517	0,790	2,789	75676
9	АС35	2,820	872,620	50,379	0,790	2,228	55634
10	АС35	0,560	393,100	22,695	0,790	0,442	2242
11	АС35	0,100	306,400	17,690	0,790	0,079	243
12	АС35	0,710	272,150	15,712	0,790	0,561	1362
13	АС35	0,850	190,080	10,974	0,790	0,672	796
Ответвления
4,1	А35	0,710	991,900	57,266	0,850	0,6035	19473
4,2	А35	0,710	834,910	48,202	0,850	0,6035	13797
4,3	ААШу 3*50	0,060	826,950	47,743	0,620	0,0372	834
4,4	А-25	0,790	826,950	47,743	1,176	0,92904	20836
5,1	А35	1,340	658,290	38,005	0,850	1,139	16187
7,1	А35	0,390	22,957	1,325	0,850	0,3315	6
8,1	А35	1,340	50,504	2,916	0,850	1,139	95
9,1	АС35	0,060	55,100	3,181	0,790	0,0474	5
9,2	ААШв 3*50	0,030	563,220	32,517	0,620	0,0186	194
9,3	АС35	0,600	522,970	30,193	0,790	0,474	4252
10,1	АС35	0,310	115,260	6,654	0,790	0,2449	107
ПД	АС35	0,310	52,800	3,048	0,790	0,2449	22
12,1	АС25	0,940	115,260	6,654	1,176	1,10544	482
13,1	АС35	0,240	190,080	10,974	0,790	0,1896	225
Итого		946174

Таблица 4.3

Потери электроэнергии в линии ВЛ 101 после ее реконструкции

№	Марка провода (каб.)	Lуч, км	Sуч, кВА	Iрасч, А	Rл уд, Ом/км	Rл, Ом	, кВт-ч
Магистраль
1	2хААШВ 3*50	0,340	2264,320	130,727	0,310	0,105	17723
2	2хААШВ 3*70	0,100	2264,320	130,727	0,222	0,022	3733
3	АС 70	2,980	2264,320	130,727	0,429	1,278	214963
4	АС 70	2,260	2264,320	130,727	0,429	0,970	163026
5	АС 70	1,190	1441,610	83,229	0,429	0,511	34795
6	АС 70	0,450	924,710	53,387	0,429	0,193	5414
7	АС 70	1,640	924,710	53,387	0,429	0,704	19730
8	АС 70	3,530	909,640	52,517	0,429	1,514	41095
9	АС 70	2,820	872,620	50,379	0,429	1,210	30211
10	АС 70	0,560	393,100	22,695	0,429	0,240	1217
11	АС 70	0,100	306,400	17,690	0,429	0,043	132
12	АС 70	0,710	272,150	15,712	0,429	0,305	740
13	АС 70	0,850	190,080	10,974	0,429	0,365	432
Ответвления
4,1	АС35	0,710	991,900	57,266	0,790	0,5609	18098
4,2	АС35	0,710	834,910	48,202	0,790	0,5609	12823
4,3	ААШВЗ*50	0,060	826,950	47,743	0,258	0,01548	347
4,4	АС35	0,790	826,950	47,743	0,790	0,6241	13997
5,1	АС35	1,340	658,290	38,005	0,790	1,0586	15045
7,1	АС35	0,390	22,957	1,325	0,790	0,3081	5
8,1	АС35	1,340	50,504	2,916	0,790	1,0586	89
9,1	ААШв 3*50	0,060	55,100	3,181	0,620	0,0372	4
9,2	АС35	0,030	563,220	32,517	0,790	0,0237	247
9,3	АС35	0,600	522,970	30,193	0,790	0,474	4252
10,1	АС35	0,310	115,260	6,654	0,790	0,2449	107
11,1	АС35	0,310	52,800	3,048	0,790	0,2449	22
12,1	АС35	0,940	115,260	6,654	0,790	0,7426	324
13,1	АС35	0,240	190,080	10,974	0,790	0,1896	225
Итого		598793

Исходя из результатов таблиц 4.2 и 4.3 потери активной энергии на участках линии 10 кВ, после приведения сечении проводов к требуемым, уменьшатся на 37% или 347381 кВ-ч за год.

Потери активной энергии трансформаторов определяем по формуле (4.6). Результаты расчета до замены проводов в линии ВЛ 101 представлены в таблицах 4.4, а в таблице 4.5 - после замены.

Таблица 4.4

Потери электроэнергии в трансформаторах 10/0,4 кВ

№ Тр-тр	Тип тр-ра	Sтр, кВА	Spacч., кВА	, кВт	, кВт	, кВтч	, кВтч	, кВтч
1	ТМ-160	160	202,65	3,10	0,51	4467,6	16310,0	20777,6
2	ТМ-250	250	329,15	4,20	0,74	6482,4	23877,9	30360,3
3	ТМФ-630	630	826,95	8,50	1,31	11475,6	48032,6	59508,2
4	2*ТМ-250	500	658,29	8,40	1,48	12964,8	47754,4	60719,2
5	ТМ-25	25	22,96	0,69	0,13	1138,8	1908,8	3047,6
6	ТМ-63	63	50,50	1,47	0,24	2102,4	3097,8	5200,2
7	ТМ-63	63	55,10	1,47	0,24	2102,4	3687,9	5790,3
8	ТМ-100	100	115,26	2,27	0,33	2890,8	9890,6	12781,4
9	ТМ-63	63	52,80	1,47	0,24	2102,4	3386,4	5488,8
10	ТМФ-400	400	522,97	5,90	0,95	8322,0	33076,9	41398,9
11	ТМ-100	100	115,26	2,27	0,33	2890,8	9890,6	12781,4
12	ТМ-160	160	190,08	3,10	0,51	4467,6	14349,4	18817,0
Итого	61407,6	215263,3	276670,9

Таблица 4.5

Потери электроэнергии в трансформаторах 10/0,4 кВ

№ Тр-тр	Тип тр-ра	Sтр, кВА	Spacч., кВА	, кВт	, кВт	, кВтч	, кВтч	, кВтч
1	ТМ-160	160	202,65	3,10	0,51	4467,6	16310,0	20777,6
2	ТМ-250	250	329,15	4,20	0,74	6482,4	23877,9	30360,3
3	ТМФ-630	630	826,95	8,50	1,31	11475,6	48032,6	59508,2
4	2*ТМФ-400	800	658,29	11,80	1,9	16644,0	26204,5	42848,5
5	ТМ-25	25	22,96	0,69	0,13	1138,8	1908,8	3047,6
6	ТМ-63	63	50,50	1,47	0,24	2102,4	3097,8	5200,2
7	ТМ-63	63	55,10	1,47	0,24	2102,4	3687,9	5790,3
8	ТМ-100	100	115,26	2,27	0,33	2890,8	9890,6	12781,4
9	ТМ-63	63	52,80	1,47	0,24	2102,4	3386,4	5488,8
10	ТМФ-400	400	522,97	5,90	0,95	8322,0	33076,9	41398,9
11	ТМ-100	100	115,26	2,27	0,33	2890,8	9890,6	12781,4
12	ТМ-160	160	190,08	3,10	0,51	4467,6	14349,4	18817,0
Итого	65086,8	193713,5	258800,3

Исходя из результатов таблиц 4.2 и 4.3, потери активной мощности на ТП 10/0,4 кВ, после замены трансформаторов на 4-ом ТП, уменьшатся на 6,5 % или 17870,7 кВ-ч за год.

Определяются суммарные потери активной энергии за год в сети 10 кВ, как сумма потерь на участках ВЛ и потерь в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ:

кВт ч

Потери активной и реактивной энергии за год в процентах от переданной потребителям составляют:

Потери активной энергии достаточно велики и необходимо разрабатывать мероприятия по их снижению во всех элементах сети 10 кВ.

Потери электроэнергии в линии можно уменьшить так же с помощью установки батарей статической компенсации на стороне НН потребительских ТП 10/0,4 кВ. Рекомендуется выбирать мощность БСК из условия обеспечения коэффициента нагрузки на шинах 0,4 кВ 0,95-0,98 (таблица 4.6)

Таблица 4.6

Результаты выбора мощности БСК

№ Тр-тр	Тип тр-ра	Sтp, кВА	Spacч., кВА	Ррасч. ,кВт	Qpacч. ,квар	cos	ККУ	Qкомп,квар	cos, с КРМ	Spacч, с КРМ кВА
1	ТМ-160	160	202,65	141,86	144,72	0,70	УКБН-0,38-150-50УЗ	150	1,0	141,88
2	ТМ-250	250	329,15	230,40	235,06	0,70	УКБН-0,38-150-50УЗ + УКБН-0,38-100-50УЗ	50+100	1,0	230,40
3	ТМФ-630	630	826,95	578,86	590,56	0,70	УКЛ(П)Н-0,38-600-150УЗ	600	1,0	578,88
4	2*ТМФ-400	400	658,29	460,80	470,11	0,70	УКЛ(П)Н-0,38-450-150УЗ	450	1,0	460,80
5	ТМ-25	25	22,96	8,45	21,35	0,90	-	-	0,9	22,96
6	ТМ-63	63	50,50	18,59	46,96	0,90	-	-	0,9	50,50
7	ТМ-63	63	55,10	20,28	51,23	0,90	-	-	0,9	55,10
8	ТМ-100	100	115,26	92,21	69,16	0,80	УКБН-0,38-100-50УЗ	100	1,0	92,21
9	ТМ-63	63	52,80	19,43	49,09	0,90	-	-	0,9	52,80
10	ТМФ-400	400	522,97	366,08	373,47	0,70	УКБН-0,38-150-50УЗ + УКБН-0,38-200-50УЗ	50+200	1,0	366,08
11	ТМ-100	100	115,26	92,21	69,16	0,80	УКБН-0,38-100-50УЗ	100	1,0	92,21
12	ТМ-160	160	190,08	133,06	135,74	0,70	УКБН-0,38-150-50УЗ	150	1,0	133,06

В таблицах 4.7, 4.8 приведены результаты расчета потерь активной мощности при установки БСК на 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.

Таблица 4.7

Потери электроэнергии в трансформаторах 10/0,4 кВ

№ Тр-тр	Тип тр-ра	Sтр, кВА	Spacч., кВА	, кВт	, кВт	, кВтч	, кВтч	, кВтч
1	ТМ-160	160	141,88	3,10	0,51	4467,6	7994,7	12462,3
2	ТМ-250	250	230,40	4,20	0,74	6482,4	11699,7	18182,1
3	ТМФ-630	630	578,88	8,50	1,31	11475,6	23537,2	35012,8
4	2*ТМФ-400	800	460,80	11,80	1,9	16644,0	12840,0	29484,0
5	ТМ-25	25	22,96	0,69	0,13	1138,8	1908,8	3047,6
6	ТМ-63	63	50,50	1,47	0,24	2102,4	3097,8	5200,2
7	ТМ-63	63	55,10	1,47	0,24	2102,4	3687,9	5790,3
8	ТМ-100	100	92,21	2,27	0,33	2890,8	6330,3	9221,1
9	ТМ-63	63	52,80	1,47	0,24	2102,4	3386,4	5488,8
10	ТМФ-400	400	366,08	5,90	0,95	8322,0	16207,8	24529,8
11	ТМ-100	100	92,21	2,27	0,33	2890,8	6330,3	9221,1
12	ТМ-160	160	133,06	3,10	0,51	4467,6	7031,6	11499,2
Итого	65086,8	104052,5	169139,3

Исходя из результатов таблицы 4.7 потери активной энергии на ТП 10/0,4 кВ, после проведения реконструкции в целом, уменьшатся на 61 % или 107531,6 кВ-ч за год.

Таблица 4.8

Потери электроэнергии в линии 10 кВ

№	Марка провода (каб.)	Lуч, км	Syч, кВА	Iрасч, А	Rл уд, Ом/км	Rл, Ом	, кВт-ч
Магистраль
1	2хААШВ 3*50	0,340	1810,680	104,543	0,310	0,105	11334
2	2хААШВ 3*70	0,100	1810,680	104,543	0,222	0,022	2387
3	АС 70	2,980	1810,680	104,543	0,429	1,278	137474
4	АС 70	2,260	1810,680	104,543	0,429	0,970	104259
5	АС 70	1,190	1102,680	63,665	0,429	0,511	20360
6	АС 70	0,450	736,680	42,533	0,429	0,193	3436
7	АС 70	1,640	736,680	42,533	0,429	0,704	12523
8	АС 70	3,530	721,580	41,662	0,429	1,514	25862
9	АС 70	2,820	685,080	39,554	0,429	1,210	18623
10	АС 70	0,560	355,480	20,524	0,429	0,240	996
11	АС 70	0,100	263,270	15,200	0,429	0,043	98
12	АС 70	0,710	225,270	13,006	0,429	0,305	507
13	АС 70	0,850	133,060	7,682	0,429	0,365	212
Ответвления
4,1	АС35	0,710	863,880	49,878	0,790	0,5609	13730
4,2	АС35	0,710	756,880	43,700	0,790	0,5609	10539
4,3	ААШВ 3*50	0,060	578,880	33,423	0,620	0,0372	409
4,4	АС35	0,790	578,880	33,423	0,790	0,6241	6860
5,1	АС35	1,340	460,800	26,605	0,790	1,0586	7373
7,1	АС35	0,390	22,957	1,325	0,850	0,3315	6
8,1	АС35	1,340	50,504	2,916	0,850	1,139	95
9,1	ААШв 3*50	0,060	55,100	3,181	0,620	0,0372	4
9,2	АС35	0,030	406,080	23,446	0,790	0,0237	128
9,3	АС35	0,600	366,080	21,136	0,790	0,474	2084
10,1	АС35	0,310	92,210	5,324	0,790	0,2449	68
11,1	АС35	0,310	52,800	3,048	0,790	0,2449	22
12,1	АС35	0,940	92,210	5,324	0,790	0,7426	207
13,1	АС35	0,240	133,060	7,682	0,790	0,1896	ПО
Итого		379706

Исходя из результатов таблиц 4.2, 4.3 и 4.8, потери активной энергии на участках линии 10 кВ, после проведения реконструкции в целом, уменьшатся на 60% или 566468 кВч за год.

Суммарные потери на ВЛ 10кВ, при увеличение сечения проводов на магистрали ВЛ 101 и установки БСК на стороне НН ТП 10/0,4 кВ, составили =548845,3 кВтч или 6,6% от отпущенной электроэнергии и являются оптимальными.

4.3 Дополнительные потери электроэнергии в электрооборудовании распределительной сети 10 кВ

При расчете технических потерь электроэнергии в электрических сетях традиционно учитываются нагрузочные потери и потери холостого хода в линиях и трансформаторах.

В то же время в сетях эксплуатируется много другого оборудования, суммарные потери к котором составляют довольно существенную величину. Методы расчета многих из этих составляющих потерь в нормативно-методических документах отсутствуют, а по некоторым типам оборудования применены не совсем корректные данные.

К оборудованию линий 10 кВ, потери в котором специалисты по расчетам потерь электроэнергии в сетях АО-Энерго считают незначительными и не учитывают в расчетах, можно отнести:

* Изоляторы воздушных линий (потери от токов утечки);

* Вентильные разрядники (РВ) и ограничители перенапряжений (ОПН);

* Измерительные трансформаторы тока (ТТ);

* Кабельные линии (в части диэлектрических потерь в изоляции);

В данном разделе произведен расчет дополнительных потерь электрической энергии в линии 10 кВ (ВЛ - 101).

При проведении расчетов принимаются:

- норматив расчетных потерь электроэнергии в сетях 6-10 кВ составляют 7%

- отпуск электрической энергии в линию 10 кВ ВЛ-101 составляет 8314,7 тыс. кВтч год

Значения удельных годовых потерь электроэнергии приведены в таблице 4.9.

Таблица 4.9

Годовые потери электроэнергии по элементам PC 10 кВ

Класс напряжения, кВ	Потери электроэнергии, тыс. кВтЧ в год по видам оборудования
	ОПН	ТТ	ТН	ВЛ (на 1 км)	КЛ (на 1 км) при сечении
					50 мм.кв	70 мм.кв	120 мм.кв
10	0,001	0,06	1,54	0,51	0,75	0,86	1,08

Примечание:

1. Значения потери приведены для климатического региона 4-Центральной части России, в котором эксплуатируют данную линию 10 кВ.

2. Потери электроэнергии для оборудования приведены на три фазы.

Для ВЛ -101 10 кВ были проведены расчеты дополнительных видов потерь электроэнергии с использованием информации о ней, приведенной в таблице 4.10.

Таблица 4.10

Сечение и длинна проводов ВЛ 101

Вид линии	Сечение, мм.кв	Протяженнасть, км
ВЛ	-	24,8
КЛ	50	0,46
	70	0,1

К линии ВЛ 101 подключено 12 ТП, из них одна ТП двухтрансформаторная.

С использованием данных таблицы 4.10. рассчитаны объемы эксплуатируемого оборудования с учетом следующих условий их применения.

Вентильные разрядники или ОПН устанавливаются в каждой фазе на вводах 10 кВ потребительских ТП 10/0,4 кВ.

Точками учета электроэнергии являются сборные шины 10 кВ источника питания ПС; тогда число измерительных трансформаторов может быть принято равным сумме числа фидеров 10 кВ (ВЛ 10 кВ).

В точке учета электроэнергии устанавливаются один универсальный счетчик активной и реактивной энергии.

Количественные показатели установленного электрооборудования на ВЛ 101 и результаты расчета годовых потерь электроэнергии до и после ее реконструкции приведены в таблице 4.11.

Таблица 4.11.

Годовые потери электроэнергии в линии ВЛ 101

Вид электрического оборудования	Единицы измерения	Количество	Годовые потери электрической энергии, тыс. кВтч
			до рекон-ции	после рекон-ции
ВЛ-10кВ	км	24,8	14,178	14,178
КЛ-10кВ (изоляция)	50		0,46	0,345	-
	70		0,1	0,086	-
	120		0,56	-	0,605
ОПН-10	шт	39	0,013	0,013
ТТ и ТН 10кВ (ток учета)	шт	4	1,72	1,72
Итого	16,342	16,516

Таким образом (из таблицы 4.11) суммарные дополнительные потери электроэнергии в линии 10кВ составляют 16,516 тыс. кВч, в год, или (0,2)% от отпуска электроэнергии, и их позволит скорректировать нормативы потерь и тем самым улучшить экономические и технические показатели функционирования предприятия ПЭС.

5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА РЕКОНСТРРУКЦИИ ВЛ-101

Экономичность СЭС - это свойство системы выполнять заданные функции с минимальными затратами на ее проектирование, монтаж, функционирование и развитие. Экономичность СЭС определяется на основании технико-экономических расчетов при решении как частных, так и более общих технических задач при проектировании распредсети.

Сравнение различных вариантов проекта и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием различных показателей, к которым относятся:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД), или другое название -интегральный эффект, New Present Value (NPV);

- индекс доходности (ИД), или другое название - индекс прибыльности, Profitability Index (PI);

- внутренняя норма доходности (ВНД), или другое название - внутренняя норма прибыли, рентабельности, возврата инвестиций, Intern Rate of Return (IRR);

- срок окупаемости;

- другие показатели, отражающие интересы участников или специфику проекта.

Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех перечисленных критериев [Л-13].

Для начального анализа экономической эффективности мероприятий, выбираемых для снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях, достаточно производить с использованием всего двух показателей - ЧДД и сроком окупаемости.

ЧДД определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу. Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле

(5.1)

где - результаты, достигнутые на t-ом шаге расчета; - затраты, осуществляемые на том же шаге; Т - горизонт расчета, который может быть принятым равным сроку окупаемости или равным номеру шага расчета, на котором производится ликвидация объекта.

В формуле в конце Г-го (последнего) шага должна учитываться условная реализация активов. Если же предусматривается действительная ликвидация производства, она должна быть включена в проект. Чистая ликвидационная (остаточная) стоимость объекта получается в результате вычитания расходов по ликвидации из стоимости материальных ценностей, получаемых при ликвидации.

3_t = (R_t - 3,) -- эффект, достигаемый на t-ом шаге.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта), и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

Следующим показателем эффективности инвестиции является срок окупаемости, который определяется как минимальный временной интервал (от начала существования проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в месяцах, кварталах и годах), начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления. Срок окупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования.

При реконструкции линии предполагается:

1. Увеличение сечения магистральных проводов и проводов на двух ответвлениях (с самыми мощными потребителями) ВЛ-10 кВ ВЛ 101 до 70мм², на остальных ответвлениях, несоответствующих этому, установка проводов марки АС-35 (см. таблица 3.1)

2. Установка, компенсирующих реактивную мощность, устройств со стороны НН потребительских ТП 10/0,4 кВ.

Реконструкцию линии планируется произвести за два года. В первый год решено произвести замену провода, а во второй год -- установку БСК. При этом принимается норма дисконта равной 0,08 [Л-14], а срок окупаемости семь лет (Т=7). Стоимость потерь сетевой электроэнергии принимается равной средней по области стоимости электроэнергии в сеть 0,38 кВ на январь 2007года (С_пот=2,44 руб/кВтч). Все цены на оборудование приведены за 2007г (см. таблицу 5.1).

Таблица 5.1

Результат расчета ЧДД

Год	СБСК, тыс. руб/квар	QБСКуст., квар	СреконВЛ, тыс.руб/км (70мм /35мм)	СКЛ, тыс. руб/км	Lвл, км (70мм /35мм)	Lкл, км	3	, кВтч	R	чдд
1			290/174	750	17,1/6,22	0,44	6371,28		0	-509,70
2	1,25	1850					2312,5	396,34	967,07	-663,00
3								694,357	1694,23	-527,46
4								694,357	1694,23	-391,92
5								694,357	1694,23	-256,38
6								694,357	1694,23	-120,84
7								694,357	1694,23	14,70
							8683,78	3868,13	9438,23	14,70

По данным таблицы 5.1 можно сделать следующие выводы:

1. ЧДД положителен и равен 14,7

2. Срок окупаемости равен семи годам

Из выше приведенного следует, что проект является эффективным и может рассматриваться вопрос его принятии.

6. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ПС

6.1 Блокировка

Блокировка - это устройство, предотвращающее попадание работающих под напряжение в результате ошибочных действий. По принципу действия блокировка подразделяется на электрическую и механическую.

Электрической называется блокировка, которая коммутирует блокировочные контакты непосредственно в силовой цепи (прямого действия) или в цепи управления пускового аппарата (косвенного действия).

Схема блокировки прямого действия, блокировочные контакты включены непосредственно в блокировочную цепь повышающего трансформатора. В трехфазной системе блокировочные контакты предусматриваются в каждой фазе, а при однофазном питании - в каждом проводе.

Блокировка косвенного - блокировочные контакты Хк включены в цепь питания катушки магнитного пускателя К. При разрыве блокировочных контактов Хк разомкнётся цепь управления пускателя и исполнительные контакты К обесточат установку.

В установках, в которых имеются фильтры источников питания, искусственные формирующие линии, накопительные емкости, для снятия остаточных зарядов, предусматриваются также блокирующие контакты.

Механическая блокировка выполняется с помощью самозапирающихся замков, стопоров, защелок и других механических приспособлений, которые препятствуют к проникновению к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

6.2 Защитное заземление

Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением.

Защитное заземление предназначено для устранения опасности поражения электрическим током в случае прикосновения к корпусу и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания па корпус и по другим причинам.

Защитное заземление применяют в сетях до 1000 В с изолированной нейтралью и в сетях напряжением выше 1000 В как с изолированной, так и с заземленной нейтралью.

Устройство заземления - это соединение металлических нетоковедущих частей оборудования с землей осуществляется с помощью заземляющих проводников и заземлителя.

Заземлитель - это проводник или совокупность металлически соединенных проводников, находящихся в соприкосновении с землей или ее эквивалентом.

Различают заземлители искусственные, предназначенные исключительно для целей заземления, и естественные - находящиеся в земле металлические предметы иного назначения.

Заземляющие проводники - это проводники, соединяющие заземляемые части с заземлителем.

Совокупность конструктивно объединенных заземляющих проводников и заземлителя называется заземляющим устройством.

По расположению заземлителя относительно заземляемого оборудования заземляющие устройства (заземления) подразделяются на выносные и контурные.

При выносном заземлении заземлители располагаются на некотором удалении от заземленного оборудования. Заземленные корпуса оборудования могут находится вне поля растекания - на земле, а напряжение прикосновения при замыкании на корпус будет максимальным.

При контурном заземлении заземлители располагаются по контуру вокруг заземленного оборудования, поэтому корпуса оборудования, как правило, находятся в зоне растекания тока. В этом случае при замыкании на корпус напряжение прикосновения будет меньше, чем при выносном заземлении.

При больших размерах контура вследствие большой неравномерности распределения потенциала внутри него напряжения прикосновения и шага могут достигать максимальных значений.

В таком случае необходимо выравнивание потенциала - это метод снижения напряжений прикосновения и шага между точками электрической цепи, к которым возможно одновременное прикосновение или на которых может одновременно стоять человек.

Выравнивание потенциала осуществляют с помощью электродов, устанавливаемых внутри контура заземления, и соединительных полос. Изменение потенциала в пределах контура незначительно. За пределами контура по его краям наблюдается крутой спад потенциала.

Для снижения напряжения шага за пределами контура в местах проходов и проездов укладывают в землю дополнительные полосы, соединенные с заземлителем.

Контурное заземление представляет собой систему электродов (грубы, уголок) длиной 2,5 -5 м, погруженных в землю и соединенных между собой стальными полосами. Эта система сооружается в траншеях глубиной 0,6 -0,7 м и представляет собой металлическую решетку, расположенную в земле на территории размещения оборудования, подлежащего заземлению.

Для заземления оборудования в первую очередь следует использовать естественные заземлители: железобетонные фундаменты, а также расположенные в земле металлические конструкции промышленных зданий и сооружений.

Согласно ПУЭ в электроустановках напряжением до 1000В в сетях с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом. При мощности трансформаторов 100 кВА и менее заземляющие устройства могут иметь сопротивление не более 10 Ом. Если трансформаторы работают параллельно, то сопротивление 10 Ом допускается при суммарной их мощности не более 100 кВА.

В электроустановках напряжением выше 1000В в сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более:

(6.1)

А при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 100В:

(6.2)

Но в обоих случаях не должно превышать 10 Ом, где I - расчетный ток замыкания на землю.

При удельном сопротивлении земли более 500 Ом - м в электроустановках до и выше 100 В с изолированной нейтралью допустимо повышать сопротивление заземляющего устройства в 0,002 - раз, где - удельное сопротивление земли, Ом-м.

Расчет заземления может выполняться статистическим методом, учитывающим двухслойное строение грунта. При этом расчет ведется по основным конструктивным параметрам заземления - площади S, занимаемой заземлителем, общей длине L всех горизонтальных соединительных полос, длине l вертикальных стержней и среднему значению расстояния а между вертикальными стержнями.

Расчет искусственного заземления в однородном грунте производится в большинстве случаев упрощенным методом.

Контроль заземления производится при приеме в эксплуатацию, перестановке оборудования, ремонте заземлителей и периодически в сроки, указанные в правилах. Он сводится к внешнему осмотру и измерению сопротивления заземляющих устройств. При внешнем осмотре проверяется состояние контактов присоединения корпусов к заземляющим проводникам, целостность и непрерывность заземляющих проводов, надежность при соединении ответвлений к магистрали заземления.

Измерение сопротивлений заземления производится для того, чтобы установить соответствие этого сопротивления нормируемым значениям.

6.3 Защитное отключение

Защитное отключение - система защиты, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения электрическим током. Эта опасность возникает при следующих повреждениях электроустановки: замыкании на землю, снижении сопротивления изоляции, неисправностях заземления и устройства защитного отключения. Чтобы обеспечить безопасность, защитное отключение должно осуществлять некоторую совокупность из следующих защит: от глухих и не полных замыканий на землю (корпус), от утечек, автоматический контроль цепи заземления, самоконтроль, т.е. автоматический контроль исправности защитного отключения. Кроме того, некоторые устройства осуществляют защиту от перехода напряжения с высшей стороны на низшую, предварительный контроль изоляции перед каждым включением электроустановки и периодический - ручной контроль исправности защитного отключения.

Повреждения электроустановки приводит к изменениям некоторых величин, которые можно использовать как входные величины автоматического устройства, осуществляющего защитное отключение. Так, при замыкании на корпус он оказывается под напряжением относительно земли U_s. Если корпус заземлен или замыкание произошло непосредственно на землю, возникает ток замыкания на землю 1_К3. Вследствие нарушения симметрии сопротивлений фаз относительно земли при замыкании на землю изменяются фазные напряжения относительно земли и возникает напряжение между нейтралью источника и землей U₀ (напряжение нулевой последовательности).

Замыкание на землю (даже неполное) приводит к снижению общего сопротивления сети относительно земли. Это сопротивление уменьшается также при снижении сопротивления изоляции без замыкания на землю даже и в случае, если сопротивления фаз относительно земли остаются симметричными.

Напряжение корпуса относительно земли, ток замыкания на землю, напряжение нулевой последовательности, напряжения фаз относительно земли и другие могут быть восприняты чувствительным элементом (датчиком) автоматического устройства как входная величина. При определенном значении входной величины защитное отключение срабатывает и отключает электроустановку. Это значение входной величины называется уставкой. В зависимости от того что является входной величиной, на изменение которой реагирует защитное отключение, выделяют следующие схемы защитного отключения:

* на напряжении корпуса относительно земли, на токе замыкания на землю;

* на напряжении нулевой последовательности; на напряжении фазы относительно земли; на токе нулевой последовательности; вентильные;

* на постоянном и переменном оперативном токе; комбинированные.

Защитное отключение можно применять в качестве единственной меры защиты; в качестве основной меры защиты совместно с дополнительным заземлением, а также в дополнение к заземлению. Наиболее высокие требования должны предъявляться к тем устройствам защитного отключения, которые применяются как единственная мера защиты «в замен заземления».

В случае когда защитное отключение является единственной мерой защиты, неисправность его оставляет электроустановку без защиты. Поэтому оно должно осуществлять самоконтроль, что исключает возможность работы электроустановки при неисправном отключении. Самоконтроль не снижает требования к надежности защитного отключения, иначе возможны неоправданные перебои в электроснабжении.

Защитное отключение, применяемое как основная мера совместно с заземлением, обеспечивает достаточную степень безопасности, если оно удовлетворяет изложенным требованиям. Однако требования к величине уставки и быстродействию можно значительно снизить. Вполне достаточно, если обеспечивается безопасность при прикосновении к заземленным частям, оказавшимся под напряжением. Если же при повреждении заземления защитное отключение не обеспечивает безопасности при прикосновении к корпусу, оказавшемуся под напряжением, то оно должно осуществлять автоматический контроль цепей заземления. Так как совместно с защитным отключением применяется заземление, то в тех случаях, когда одно заземление не обеспечивает безопасности без защитного отключения, его неисправность делает электроустановку опасной. Поэтому защитное отключение должно осуществлять самоконтроль.

Если защитное отключение применено в дополнение к заземлению, оно должно обеспечивать безопасность при прикосновении к заземленным частям При этом основные защитные меры должны быть надежны и обеспечивать безопасность без защитного отключения.

6.4 Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую

Повреждение изоляции в трансформаторе может привести не только к замыканию на корпус, но и к замыканию между обмотками разных напряжений. В этом случае на сеть низшего напряжения накладывается более высокое напряжение, на которое эта сеть не рассчитана. Наиболее опасен переход напряжения со стороны 10 кВ на сторону до 1000 В.

В результате замыкания между обмотками сеть низшею напряжения оказывается под напряжением выше 1000 В, на которое изоляция сети и подключенною электрооборудования не рассчитана. Последствием этою случая может быть повреждение изоляции, замыкание на корпус и появление опасных напряжений прикосновения и шага.

Если нейтраль с высшей стороны заземлена, то при контакте между обмотками происходит замыкание на землю. Ток замыкания на землю определяется фазным напряжением и емкостной проводимостью фаз относительно земли. Согласно ПУЗ, сопротивление заземления должно быть К_зд = 125/1; это значит, что падение напряжения на заземлителе, а следовательно, и напряжение нейтрали относительно земли не превышает 125 В.

Если в сети низшего напряжения заземление нейтрали недопустимо, то нейтраль соединяют с землей через пробивной предохранитель. Он состоит из двух электродов, разделенных слюдяной прокладкой с отверстиями. Один электрод соединяется с нейтралью, другой - с заземляющим устройством.

При переходе напряжения с высшей стороны на низшую пробивной предохранитель оказывается под высоким напряжением. Воздушные промежутки в отверстиях слюдяной прокладки пробиваются, электроды замыкаются, и нейтраль оказывается заземленной.

Кроме заземления вторичной обмотки применяется заземленный экран или экранная обмотка Экран располагается между обмотками трансформатора так, чтобы при повреждении изоляции обмотка высшего напряжения могла иметь контакт только с экраном Обмотка низшего напряжения остается изолированной. Переход напряжения с высшей стороны на низшую в трансформаторе с экраном невозможен, если обмотка низшею напряжения не имеет случайного контакта с экраном между каждой фазой и землей: компенсирующая катушка включается между нейтралью и землей.

К активной и емкостной составляющим тока замыкания на землю добавляются активной и емкостной токи компенсирующей катушки (наличие активной составляющей объясняется активными потерями в катушке) Емкостная и индуктивная составляющие находятся в противофазе и при настройке в резонанс взаимно полностью компенсируют друг друга, активные составляющие складываются.

В случае неполной компенсации емкости наблюдается некоторая емкостная при недокомпенсации или индуктивная при перекомпенсации составляющая тока замыкания на землю. Однако и в этих случаях полный ток замыкания на землю снижается, как видно из векторных диаграмм. Полная компенсация - явление сравнительно редкое, обычно бывают отклонения в ту или иную сторону, таким образом, при полной компенсации влияние емкости на ток замыкания на землю исключается.

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю применяется обычно в сетях напряжением выше 1000 В. В этих сетях компенсация служит для гашения перемежающейся дуги при замыкании на землю и снижения возникающих при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю, ПУЭ предписывают компенсацию, если ток замыкания на землю превышает следующие величины - в сетях напряжением 35 кВ - 10А, 10 кВ - 20А. При токе замыкания на землю 50А и более обычно устанавливают две компенсирующие катушки и более. Компенсирующие катушки иногда называют дугогасящими, так как, уменьшая величину тока замыкания на землю, они способствуют гашению дуги между токоведущими и заземленными частями, и таким образом, ликвидации повреждения - замыкания на землю.

6.5 Электрическое разделение сетей и их изоляция

Разветвленная сеть большой протяженности имеет значительную емкость и небольшое активное сопротивление изоляции относительно земли. Ток замыкания на землю такой сети может достигать значительной величины. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже с изолированной нейтралью является, безусловно, опасным.

Если единую, сильно разветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделить на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые будут обладать незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции, то опасность поражения резко снизится.

Обычно электрическое разделение сетей осуществляется путем подключения отдельных электроприемников через разделительный трансформатор, питающийся от основной разветвленной сети Для разделения сетей могут применяться не только трансформаторы, но и преобразователи частоты и выпрямительные установки, которые должны связываться с питающей их сетью только через трансформатор. В сетях напряжением выше 1000 В применяются другие защитные меры, приводящие к уменьшению тока замыкания на землю, например компенсация емкостной составляющей этого тока.

Поскольку основная цель этой защитной меры - уменьшить величину тока замыкания па землю за счет высоких сопротивлений фаз относительно земли, не допускается заземление нейтрали или одного из выводов вторичной обмотки разделительного трансформатора или преобразователя.

Чтобы избежать опасности возникновения замыкания на землю, необходимо постоянно следить за состоянием изоляции и своевременно устранят, ее повреждения.

Состояние изоляции в значительной мере определяет степень безопасности эксплуатации электроустановок, поскольку сопротивление изоляции в сетях с изолированной нейтралью определяет величину тока замыкания на землю, а значит, и тока, проходящего через человека. В сетях напряжением выше 1000 В снижение сопротивления изоляции почти всегда приводит к пробою изоляции и глухому замыканию на землю.

Чтобы предотвратить замыкания на землю и другие повреждения изоляции, при которых возникает опасность поражения электрическим током, а также выходит из строя оборудование, необходимо проводить испытания повышенным напряжением и контроль сопротивления изоляции.

Контроль изоляции - измерение се активного или омического сопротивления без обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю и коротких замыканий.

Приемно-сдаточные испытания проводятся при вводе в эксплуатацию вновь смонтированных и вышедших из ремонта электроустановок. Объемы и нормы приемно-сдаточных испытаний регламентируются Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ и ПТБ).

При испытаниях повышенным напряжением дефекты изоляции обнаруживаются в результате пробоя и последующего прожигания изоляции. Выявленные дефекты устраняются, а затем проводятся повторные испытания исправленного оборудования.

Эксплуатационный контроль изоляции - измерение се сопротивления при приемке электроустановки после монтажа периодически в сроки, установленные Правилами, или в случае обнаружения дефектов. Сопротивление изоляции измеряется на отключенной установке. При таком измерении можно определить сопротивление изоляции отдельных участков сети, электрических аппаратов, машин и т.п. В сети измеряется сопротивление изоляции каждой фазы относительно земли и между каждой парой фаз на каждом участке между двумя последовательно установленными аппаратами защиты, а также за последним аппаратом защиты до зажимов электроприемника.

Измерение производится мегомметром, который состоит из генератора постоянного тока с ручным приводом, логометра и добавочных сопротивлений. Промышленность выпускает мегомметры типа Ml 101 на напряжение 100 - 500 -1000 В и МС - 05, МС - 06 на напряжение 2500 В, ламповые мегомметры М - 503 на напряжение 500 В и Ф - 2 на напряжение 2500 В, катодные мегомметры MOM иМС-2.

Постоянный контроль изоляции - измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением в течении всего времени работы электроустановки с действием на сигнал. Величина сопротивления изоляции отсчитывается по шкале прибора. При снижении сопротивления изоляции до предельно допустимой величины или ниже прибор подает звуковой или световой сигнал или обо сигнала совместно.

Прибор постоянного контроля изоляции должен удовлетворять следующим основным требованиям:

* показывать только активное или омическое сопротивление изоляции фаз относительно земли независимо от величины емкости;

* на точность показаний прибора не должны влиять колебания напряжения сети;

* быть достаточно надежным;

* осуществлять самоконтроль, т.е. при неисправности прибора стрелка указателя должна устанавливаться на нуль, а не на бесконечность;

* сопротивление внутренних цепей прибора должно быть значительно выше полного сопротивления фаз относительно земли (не ниже 100 кОм). В противном случае подключение прибора к сети повышает опасность поражения электрическим током при эксплуатации оборудования.

На практике для измерения применяют приборы постоянного контроля изоляции двух типов: на постоянном оперативном токе и вентильные.

6.6 Блокировки от неверных действий с разъединителями

Наибольшее распространение получили механические и электромагнитные блокировки от неправильных действий с разъединителями, в частности механические и электромеханические замковые блокировки. Первые применяют при ручном, а вторые - при дистанционном (с щита управления) управлении выключателями.

Принцип работы механической замковой блокировки следующий: взаимно блокируемые приводы одного присоединения запираются замками с одинаковым секретом и имеющими один общий ключ, который можно вынуть из замка только тогда, когда он заперт. На приводе выключателя замок установлен так, что он запирается при отключенном выключателе. Для включения выключателя нужно отпереть замок, после чего ключ из замка вынуть нельзя. Па приводах разъединителей замки запираются, и ключ вынимается только в двух крайних положениях разъединителя: когда он включен или отключен. Так как при включенном выключателе ключ из его привода вынуть нельзя, становится невозможным ошибочное управление разъединителями под нагрузкой.

Электромеханический замок отличается от механического тем, что в нем со стороны, противоположной крышке, прикрывающей отверстие для ключа, установлен электромагнит.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте были рассмотрены основные вопросы электроснабжения потребителей на базе подстанции 110/10 кВ и получены следующие ниже результаты.

Определены расчётные нагрузки с учётом перспективного развития на ближайшие 7 лет. Расчёт был произведён методом коэффициента одновременности для дневного и вечернего максимума по данным замера максимальной мощности в период зимнего максимума нагрузки. В результате чего была получена расчетная нагрузка на головном участке линии ВЛ-101 она составила 2,264 МВА и на ПС в целом -- 11,287 MBA

Проведена проверка пропускной способности электрической сети, в результате чего были проверены трансформаторы ТП 10/0,4 кВ по нагрузочной способности в нормальном и послеаварийном режиме. По результатам расчета определили, что для двухтрансформаторных ТП, в результате увеличения нагрузки, необходима замена существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности (выбраны 2x400 кВА). Так же были проверены сечения проводов ВЛ 10 кВ по нагреву и определены потери напряжения на участках линий 10 кВ. Оказалось, что сечения большинства проводов не удовлетворяют существующим стандартам и было принято решение реконструировать линию, установив на магистральных участках провода АС-70/11, а на ответвлениях - АС 35/6,2. Выбранные провода целесообразно использовать и после достижения в них расчетной нагрузки, при этом в процессе эксплуатации должны нормироваться уровни напряжения потребителей. Для обеспечения допустимые отклонения напряжения у потребителей, были ограничены потери напряжения в ВЛ до нормируемых значений, путем выбора закона встречного регулирования.

По описанию ПС и необходимому уровню надежности электроснабжения потребителей района, была выбрана схема РУ "мостик с выключателями в линии и ремонтной перемычкой со стороны линии".

По расчётной нагрузке подстанции была определена мощность силовых трансформаторов, которая составила 10МВА.

Выбрано и проверено основное электрооборудование подстанции 110/10 кВ. Для комплектации подстанции были использованы электронные счетчики типа СЭТ, как наиболее нового поколения, элегазовые и вакуумные коммутационная аппаратура, как наиболее надёжная и имеющая высокий механический и коммутационный ресурс.

Реконструкцию ячеек КРУ рекомендовано произвести на базе вакуумных выключателей серии ВР с комплектами монтажных частей. Так как вакуумные выключатели новою поколения ВР1 легко встраиваются в различные типы ячеек КРУ, то при реконструкции подстанции в затраты на замену выключателей будет входить только стоимость вакуумных выключателей с КМЧ.

В главе 4 дипломного проекта были определены потери электроэнергии в сетях 10 кВ до реконструкции, после замены проводов линии ВЛ 101. Результаты расчета показали, что потери в линии ВЛ 101 до реконструкции составляли 94617 МВт-ч или 11,4 % от отпуска электроэнергии, а после увеличения сечения провода ВЛ-10 кВ и повышения номинальной мощности трансформаторов ТП 10/04 кВ (с 250 кВА до 400 кВА) - потери в линии составили 857,59 МВт-ч или 10,3 %, то есть потери уменьшились на 1,1 %. На основании большого процента потерь приняли решение об установке БСК. Батареи статической компенсации позволили уменьшить потери в линии ВЛ 101 до 548,85 МВт-ч или до 6,6 % от отпуска электроэнергии в год.

В главе 5 оценивалась экономическая эффективность проекта реконструкции ВЛ-101 с использованием таких экономических показателей как ЧДД (NPV) и срока окупаемости. В результате расчета получили Эинт=14,7 (=0,08) и срок окупаемости семь лет. На основании чего сделали вывод, что проект реконструкции является эффективным и может рассматривается вопрос о его принятии.

В главе 6 приведены методы повышения электробезопасности при обслуживании ПС.

электроснабжение подстанция трансформатор

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населённых пунктов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

2. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. ПУЭ. М.: Энергоатомиздат, 1986.

5. Нормы технического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения. М: НТПС-88, Минэнерго СССР, 1988.

6. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высшая школа, 1981.

7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

8. ПУЭ. Смоленск, 2004.

9. Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.

10. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006.

11. Железко Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов // Изв. Электрические станции, 2001,№ 9.

12. Железко Ю.С., Артемов А.В., Савченко О.В. Расчет, Анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002.

13. А.И. Сюсюкин. Основы электроснабжения предприятий. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.

14. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006.

15. Филатов А.А. Оперативное обслуживание электрических подстанций. М.: Энергия, 1980.

16. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004.

17. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Под ред. П.А. Каткова и В.И. Франгуляна. М.: Энергия, 1980.

Размещено на Аllbest.ru