Расчетные	Допустимые
Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iном = 49 А	Iном = 1000 А
у = 3,1 кА	уд = 80 кА
I2tпр. = 1,212 3 = 4,4 кА2 С	Iт2 t3 = 222 3 = 1452 кА2 с

Таблица 1.19 Данные отделителя ОДЗ - 1 - 110/1000 УХЛ1

Расчетные	Допустимые
Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
Iном =49 А	Iном =1000 А
у =3,1 кА	уд =80 кА
I2tпр. = 1,212 3 = 4,4 кА2 С	Iт2 t3 = 222 3 = 1452 кА2 с

Таблица 1.20 Данные короткозамыкателя КЗ 110 УХЛ 1

Расчетные	Допустимые
Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
у =3,1 кА	уд =34 кА
I2tпр. = 1,212 3 = 4,4 кА2 С	Iт2 t3 = 222 3 = 1452 кА2 с

Таблица 1.21 Данные выключателя ВК - 10, 630

Расчетные	Допустимые
Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
Iмах = 137 А	Iмах = 630 А
у =30 кА	уд = 52 кА
I''(3) = 1.2 кА	Iоткл = 20 кА
I2tпр. = 1,22 4 = 5,76 кА2 с	Iт2 t4 = 202 4 = 1600 кА2 с
Sк = 241 мВА	Sоткл = 350 мВА

Таблица 1.22 Данные разъединителя РВЗ - 10/400 У2

Расчетные	Допустимые
Uном =10 кВ	Uдом =10 кВ
Iном = 137 А	Iдоп = 630 А
у =30 кА	уд = 50 кА
I2tпр. = 1,22 2,2 = 3,16 кА2 с	Iт2 t = 102 10 = 1000 кА2 с

Результаты приведённые в таблицах позволяют сделать вывод о правильности выбора электрических аппаратов.

1.8 Оборудование и конструкция распределительных устройств подстанции напряжением 110/10 кВ

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 110 кВ выполняются без включателей на стороне 110 кВ, но с установкой трехполюсных автоматических отделителей ОД - 110 и однополюсных короткозамыкателей КЗ - 110. Отказ от установки выключателей на стороне высшего напряжения КТП - 110 обеспечивает значительное упрощение схем и конструкций КТП и удешевление их стоимости. КТП - 110 рассчитаны на работу в условиях от -40 до +40⁰С. Комплектные трансформаторные подстанции выполняются с одним или двумя трансформаторами. Комплектные трансформаторные подстанции блочного типа (КТПБ) изготавливаются на напряжения 110/10, 110/35/10 кВ. Типы блоков, применяемых на КТПБ 110/10 и КТП 110/35/10, одинаковы. Для КТПБ применяются трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой типов ТМН, ТДН, ТМТН и ТДТН. Комплектуются КТПБ шкафами КРУН.

Комплектные РУ наружной установки (КРУН) 10 кВ имеют два основных исполнения: стационарное и выкатное.

Шкафы КРУН имеют уплотнения обеспечивающие защиту от попадания внутрь шкафа атмосферных осадков и пыли.

Комплектные распределительные устройства наружной установки рассчитаны для работы при температуре окружающей среды от -40 до +35 С.

1.9 Релейная защита

1.9.1 Выбор вида защит силовых трансформаторов

На выбор вида защит силового трансформатора влияет несколько факторов: высшее напряжение трансформатора, его мощность, а также требования предъявляемые ПУЭ к данному силовому трансформатору. Для защиты трансформаторов используется несколько видов защит: плавкие предохранители, токовая отсечка, дифференциальная защита, максимальная токовая и газовая защиты.

Силовые трансформаторы потребительских подстанций напряжением 10/0,4 кВ и трансформаторы с высшим напряжением 35 кВ мощностью до 1 мВА защищают плавкими вставками. Ток плавкой вставки от бросков тока намагничивания трансформатора должен быть в 2-2,5 раза больше его номинального тока. Значения токов плавких вставок для трансформаторов разного класса, напряжения и мощности можно найти по справочным данным. Из условия выбора видно что предохранитель защищает трансформатор только от коротких замыканий. Время срабатывания плавких вставок должно обеспечивать термическую стойкость трансформатора. Согласно ГОСТ 11677-75 продолжительность короткого замыкания на зажимах трансформатора не должна превышать следующего значения [8]

t _к = 1500/Кр² , (1.56)

где Кр - кратность максимального расчетного тока короткого замыкания по отношению к номинальному.

В соответствии с требованиями ПУЭ [2] трансформатор должен иметь защиту от междуфазных коротких замыканий внутри обмоток и на вводах, от перегрузок, от внешних межвитковых замыканий и от аварийного снижения уровня масла в баке.

Токовая отсечка. Для трансформаторов напряжением 100…35/10 кВ мощностью до 4 мВА в качестве защиты от междуфазных коротких замыканий применяют токовою отсечку. Ток срабатывания отсечки

I_с.о. k_н I_кмах⁽³⁾ , (1.57)

где k_н - коэффициент надежности, зависящий от типа реле;

I_кмах⁽³⁾ - максимальное значение тока на шинах низшего напряжения трансформатора, приведенное к стороне не высшего напряжения, определяется с учетом РПН.

Ток срабатывания реле:

I_с.р. = К_сх , (1.58)

По найденному току выбирают установку реле I_у I_ср. Коэффициент чувствительности определяют по формуле:

К_ч = , (1.59)

где I_pmin - минимальное значение тока в реле при двух фазном коротком замыкании на выводах высшего напряжения трансформатора.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть равен примерно 2 [8].

Дифференциальные защиты. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, то необходимо применить более сложную дифференциальную защиту. Возможны два основных способа выполнения продольных защит: применение самостоятельных защит для каждой обмотки или общей для всех обмоток. Недостатками первого варианта являются следующие: зашита не реагирует (во многих исполнениях) на относительно частый вид повреждения - витковые короткие замыкания;

Необходимо устанавливать дополнительные трансформаторы тока у выводов фаз к нейтралям и в обмотках соединенных в треугольник, и большее число комплектов реле. Поэтому на практике как правило применяется второй вариант, общая защита для всех обмоток [13]. В соответствии с ПУЭ [2] продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 мВА и выше, а также на трансформаторах 4 мВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 мВА, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с. Кроме того дифференциальная защита предусматривается на трансформаторах, установленных в районах подверженных землетрясениям, поскольку газовая защита трансформатора здесь может действовать только на сигнал. В России выпускается специальные реле для дифференциальных защит трансформаторов распределительных сетей серии РНТ - 560 и ДЗТ - 10. На двух и трехобмоточных силовых трансформаторах, автотрансформаторах, без регулирования напряжения под нагрузкой обычно применяются реле серий РНТ с насыщающимися трансформаторами тока НТТ и короткозамкнутой обмоткой. Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, как правило применяют реле серий ДЗТ - 10 с НТТ и магнитным торможением сквозным, циркулирующим током дифференциальной защиты. Исключения могут составлять трансформаторы с малыми значениями токов короткого замыкания при повреждениях на стороне низшего напряжения, для которых более высокую чувствительность обеспечивают реле РНТ благодаря лучшей отстройке от бросков тока намагничивания. Для трансформаторов большой мощности выпускаются полупроводниковые сложные реле серии ДЗТ - 20, позволяющие выполнить дифференциальную защиту с током срабатывания, значительно меньшим номинального тока трансформатора. В сравнительно редких случаях дифференциальной защиты, используются обычные токовые реле серии РТ - 40 [11].

Существует несколько вариантов выполнения дифференциальных токовых защит. Дифференциальная токовая отсечка, это защита с обычными реле без выдержки времени, с отстройкой от всех видов токов небаланса I_н.б., возникающих при выборе трансформаторов тока со стандартными значениями коэффициентов трансформации отличающихся от требуемой величины коэффициентов трансформации, соответствующим выбором тока срабатывания защиты приведена на рис.1.22. На основании экспериментальных данных при близких значениях токов плеч в рабочих режимах можно иметь:

I_с.з. (3,54,5) I_ном.т.,

Рассмотренный вид дифференциальных защит применяют на трансформаторах небольшой мощности, если обеспечивает приемлемую чувствительность и не требует выравнивания токов плеч, а также в качестве резервной к более чувствительным, но и значительно более сложным дифференциальными защитами [6].

Рис.1.22 Однолинейная принципиальная схема дифференциальной токовой отсечки

Защита с промежуточными насыщающимися трансформаторами. Однолинейная схема защиты с реле типа РНТ приведена на рис.1.23. Промежуточный насыщающийся трансформатор тока имеет одну дифференциально включенную первичную рабочую обмотку, две уравнительные обмотки и две части короткозамкнутой обмотки соответственно с числами витков W_раб.н., W_раб.в, W_урI, W_урII, W'_кз, W''_кз. Промежуточный НТТ имеет два назначения:

- отстраивать защиту от переходных токов небаланса I_нб обусловленных бросками тока намагничивания защищаемого элемента, когда Н_нб содержат апериодические слагающие;

- короткозамкнутые обмотки НТТ усиливают при этом эффективность отстройки;

- косвенно выравнивать токи I_Iв и I_Iiв плеч защиты путем выравнивания магнитодвижущих сил, определяемых этими токами.

Рис. 1.23 Однолинейная принципиальная схема дифференциальной токовой защиты с промежуточными насыщающимися трансформаторами тока

В случаях когда расчетным условием для выбора тока срабатывания защиты I_с.з является отстройка от токов небаланса I_н.б, определяемых не бросками тока намагничивания I_нам.бр., а токами максимальными внешними I_вн.мах. на практике часто используются схемы, имеющие дополнительно магнитное торможение. Однолинейная схема защиты с реле типа ДЗТ - 1 приведена на рис.1.24. Для нее используется НТТ примерно того же исполнения что и для схемы рис.1.23. Дополнительно на нем располагается тормозная обмотка с W_торм. обычно обеими катушками включаемая на ток одного из плеч, и отсутствуют короткозамкнутые обмотки, что ухудшает отстройку от переходных токов небаланса I_нб.

Рис.1.24 Однолинейная принципиальная схема дифференциальной токовой защиты с магнитным торможением

Тормозная обмотка обеспечивает "магнитное" торможение - автоматическое увеличение тока срабатывания защиты I_с.з. при возрастании I_торм. посредством насыщения магнитной системы НТТ от тока I_вн. и ухудшение вследствие этого магнитной связи между W_раб.п. и W_раб.в. Тормозная обмотка не оказывает существенного влияния на отстройку от тока намагничивания, с учетом этого при одностороннем питании её целесообразно включать на ток питаемой стороны, что исключает торможение при внутренних коротких замыканиях [13]. Схемы соединения трансформаторов тока, при выборе дифференциальной защиты, со стороны высшего и низшего напряжения выбирают с учетом схемы соединения обмоток силового трансформатора. Коэффициенты трансформации трансформаторов тока определяют так, чтобы значения токов в плечах дифференциальной защиты I₂₁, I₂₂ рис.1.25. были по возможности одинаковые.



Рис. 1.25 Схема дифференциальной защиты (W_ур1, W_ур2 - уравнительные обмотки; W_р - рабочая обмотка; W_т - тормозная обмотка)

Для расчета защиты необходимо знать максимальные и минимальные значения тока короткого замыкания в точке К1 с учетом изменения сопротивления системы с силового трансформатора при работе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Расчет дифференциальной защиты начинают с определения токов в ее плечах, исходя из мощности силового трансформатора , за основную сторону принимают ту где протекает большой ток. Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум условиям:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора

I_с.з. = k_н I_ном.,

где k_н - коэффициент надежности зависит от типа реле для РТ - 40 k_н = 3…4; для РНТ k_н = 1,3, для ДЗТ k_н = 1,5; I_ном = номинальный ток силового трансформатора.

- отстройки от внешних коротких замыканий.

I_с.з. = k_н (k_одн k_a + ?U_*p + f_выр) I_кмах⁽³⁾ ,

где k_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, при защите силовых трансформаторов k_одн = 1;

k_a - коэффициент учитывающий влияние апериодической составляющей;

- относительная погрешность трансформаторов тока, = 0,1;

?U_*p - половина диапазона регулирования напряжения силового трансформатора , в относительных единицах;

f_выр - погрешность, обусловленная неточностью установки расчетного числа витков;

I_кмах⁽³⁾ - периодическая составляющая тока внешнего короткого замыкания с учетом РПН трансформатора.

Ток срабатывания реле:

I_ср = ,

где К_I - коэффициент трансформации трансформатора тока;

К_сх - коэффициент схемы, зависит от схемы соединения трансформаторов тока

Для дифференциальной отсечки реле РТ 40 ток срабатывания является током установки. Для защит с дифференциальными реле определяется число витков основной стороны дифференциальной защиты:

W_осн = ,

где F_ср - намагничивающая сила срабатывания реле, для реле РНТ 565 и ДЗТ - 11 F_ср = 100 Ампервитков.

Число витков не основной стороны определяется из соотношения:

I_200н W_осн = I_2носн W_носн ,

Для схемы изображенной на рис. 1.25. число витков основной и не основной сторон включают в себя сумму витков рабочей и соответствующей уравнительной обмотки. Для защит с реле ДЗТ по максимальному значению тока небаланса I_нб определяется число витков тормозной обмотки:

W_т = К_н ,

где tg - тангенс угла наклона тормозной характеристики (для реле ДЗТ tg = 0,75…0,8).

Защита от внешних коротких замыканий и перегрузок. Для защиты трансформатора от внешних коротких замыканий применяют максимальную токовую защиту. Однолинейная схема максимальной токовой защиты приведена на рис.1.26.

Ток срабатывания реле определяется по формуле:

I_с.з.вн. = К_н.с. I_сзнн. ,

где К_н.с. - коэффициент согласования зависит от типов реле защиты установленных на вводах низшего и высшего напряжений;

I_сзнн. - ток срабатывания защиты ввода низшего напряжения приведенный к высшему напряжению.

На выходное промежуточное реле



Рис.1.26 Однолинейная схема максимальной токовой защиты

I_с.р = ,

Установка реле по току должна быть не менее расчетного тока срабатывания. Установку по времени определяют по карте селективности. Защита действует на отключение.

Защиту от перегрузки выполняют токовым реле установленным в одной фазе. Это объясняется тем что перегрузки обычно бывают симметричными. Защиты работают с выдержкой времени большей, выдержки времени защит от короткого замыкания, обычно на сигнал. Схема токовой защиты от перегрузок приведена на рис.1.27.

Ток срабатывания реле:

I_с.р = ,

где К_в - коэффициент возврата, зависит от типа реле.



Рис.1.27 Принципиальная схема токовой защиты от перегрузок

Газовая защита реагирует на все виды внутренних повреждений в том числе и на витковые замыкания, при которых другие применяемые стандартные виды защит могут не срабатывать. Витковые замыкания как и другие виды коротких замыканий сопровождаются местным нагревом, а во многих случаях и горением электрической дуги. Это приводит к разложению трансформаторного масла и изоляционных материалов и образованию газов, в результате чего и действует газовая защита. Основным органом газовой защиты является газовое реле. Его устанавливают между баком трансформатора и расширителем. Раньше нашей промышленностью выпускались поплавковые реле ПГ - 22, а затем чашечковые типа РГ 43. Но с начала 70-х годов на отечественные силовые трансформаторы устанавливаются более надежные газовые реле Бухгольца типа BF - 80/Q производства Германии. Кроме того, что газовые реле защищает трансформатор при внутренних коротких замыканиях оно еще реагирует на аварийное снижение уровня масла в баке трансформатора. Газовое реле Бхгольца работает как на сигнал, так и на отключение. Установка газовой защиты обязательно на трансформаторы мощностью 6,3 мВА и более [10].

После анализа выше перечисленных типов защит для трансформатора мощностью 6,3 мВА с высшим напряжением 110 кВ выбираются: для защиты от внутренних коротких замыканий и аварийного снижения масла газовая защита;

Для защиты от внешних коротких замыканий дифференциальная продольная токовая защита.

1.9.2 Релейная защита ВЛ - 110 кВ районных электрических сетей

В сельской местности электроснабжение осуществляется, как правило, по воздушным ВЛ напряжением 10 кВ, которые подключаются к подстанциям 110 и 35 кВ. За последние годы благодаря увеличению числа питающих линий и подстанций снизилась средняя протяжённость линии 10 кВ. Появилось много сравнительно коротких линий (до 10 км).

Защита линии 10 кВ сельскохозяйственных районов выполняется в соответствии с ПУЭ от многофазных к. з. И от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных к. з. предусматривают в двухфазном исполнении на одних и тех же фазах линии №2 подстанции "Красный Октябрь" с исполнением реле РТВ - I, включённым на однофазные токи (рис 1.28).

Рис 1.28 Схема минимальной защиты линии

Согласуем защиту линии с работой кварцевого предохранителя типа ПКТ трансформатора 250 кВА, подключённого к линии. Определим ток срабатывания защиты по условию

I_c.з.,

где К_н - коэффициент надёжности, обеспечивающий надёжное срабатывание (отстройку) защиты путём учёта погрешности реле с необходимым запасом, К_н=1,4 для реле РТВ - I [11];

К_в - коэффициент возврата реле, К_в=0,6 [11];

К_сзп - коэффициент запуска, К_сзп=1,25;

I_{раб. max} - максимальный рабочий ток ногрузки.

Находим из табл.1 - 7 [11] номинальный ток плавкой вставки предохранителя, который равен 40 А. По типовым время токовым характеристикам предохранителя ПКТ - 10 [11] определим значение тока, для которого время плавления t_пл=5с: 150 А. Ток срабатывания максимальной защиты в этом случае должен быть не менее, чем I_с.з.1,4 I_n=1.4*150=210 А. С учётом имеющихся установок на реле РТВ - I и принимая n_тт=100/5, ток срабатывания округлим до 500 А.

Следовательно, для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности защиты линии К⁽²⁾_ч.осн.=1,5 [9,11,13] ток через защиту, выполненную по схеме неполной звезды (рис. 1.26) при двухфазном к. з. в конце защищаемой зоны должен быть не менее 300 А.

Выбранные токи срабатывания могут обеспечить и дальнейшее резервирование, т. е. при двухфазном к. з. за трансформатором 250 кВА. На рис 1.29 построены время токовые характеристики предохранителя ПКТ - 10 I_ном=40 А: типовые (кривые 1) и предельные, смещённые на 20 % вправо (кривые 1). Характеристика 2 времени срабатывания линейной защиты с реле типа РТВ - I с током срабатывания 200 А подобрано таким образом, чтобы обеспечить ступень селективности t между характеристиками 1 и 2 не менее 0,5 с во всём диапазоне ожидаемых токов к.з.



Рис.1.29 Схема сети (а) и карта селективности (б)

2. Разработка устройства для определения мест повреждения линии ЛЭП

2.1 Классификация и назначение устройств для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

Воздушные распределительные сети 6 - 35 кВ работают с изолированной или компенсированной нейтралью. Значение токов замыкания на землю в этих сетях относительно не велики и во многих случаях на один или даже два порядка меньше токов нагрузки.

Для воздушных сетей 6 -35 кВ с изолированной нейтралью значение тока замыкания на землю при замыкании без переходного сопротивления может быть ориентировочно определено по эмпирической формуле [19]

c=2.7lcU^*_л10^-3 (2.1)

где с - ток замыкания, А;

U_л^* - линейное напряжение, кВ;

lc - суммарная длина линии сети, км.

В компенсированных сетях ток замыкания на землю зависит , кроме того, от степени компенсации ёмкостного тока. Для этих сетей характерна так же сложная древовидная конфигурация линий.

Указанная особенность сетей 6 - 35 кВ практически исчезает возможность применения для них методов и средств определения мест однофазных замыканий на землю, используемых в сетях более высокого напряжения. В связи с этим в воздушных линиях 6 -35 кВ получили распространение переносные приборы, которые позволяют путём ряда последовательных измерений в разных точках определить место повреждения.

Известные методы и приборы для отыскания места однофазного замыкания на землю [1,2] в воздушных распределительных сетях основан на использовании процессов и явлений, происходящих в сетях при этом виде повреждений. При замыкании на землю как в повреждённой, так и в неповреждённых линиях определяется при прочих одинаковых условиях: ёмкостью проводов каждой линии по отношению к земле. В повреждённой линии от шин подстанции к месту замыкания протекает суммарный ток нулевой последовательности неповреждённых линий. Направление тока в повреждённой линии противоположно направлению токов в неповреждённой линии. Замыкание на землю вызывает искажение системы фазных напряжений. Токи нулевой последовательности, кроме основной составляющей 50 Гц, содержат составляющие высших гармоник. Основными источниками высших гармоник являются генераторы,э.д.с. которых не чисто синусоидальная, а так же силовые трансформаторы и токоприёмники, имеющие не линейную характеристику.

При замыкании на землю в сети гармонический состав тока нулевой последовательности непосредственной линии определяется гармоническим составом напряжения нулевой последовательности и параметрами данной линии. Гармонический состав тока повреждённой линии представляет собой сумму гармонических составляющих токов неповреждённой линии. В компенсированных сетях к высшим гармоникам тока нулевой последовательности повреждённого присоединения добавляются высшие гармонические составляющие тока дугогосящей катушки.

Контроль тока нулевой последовательности в линиях сети осуществляется переносными приборами путём измерения магнитного поля вблизи линии с помощью встроенных в прибор магнитных датчиков, представляющих собой индуктивную катушку с разомкнутым ферромагнитным сердечником. Контроль напряжения сети осуществляется путём измерения электрического поля с помощью штыревой антенны.

По измеряемым составляющим тока и напряжения переносные приборы делятся на две группы: приборы, работающие на частоте 50 Гц, и приборы, работающие на высших гармонических составляющих. Каждая группа в свою очередь включается как токовые, так и направленные приборы. Токовые приборы используются для сравнительной оценки токов нулевой последовательности в линиях и участках сети при замыкании на землю. Направленные приборы дают возможность определить направление протекания токов.

При применении токовых приборов в результате сравнительной оценки уровня соответствующих составляющих токов нулевой последовательности определяется повреждённая линия, показания прибора, для которой максимальны; затем по максимальным показаниям прибора на повреждённой линии определяется повреждённое ответвление и место повреждения, за которым показания прибора резко снижаются.

Направленные приборы позволяют по показаниям индикатора определить направление к месту повреждения в точке сети, если значение соответствующей составляющей тока нулевой последовательности в данной точке сети достаточно для работы прибора. Это условие выполняется обычно на сравнительно коротких ответвлениях и кольцевых участках сети.

Применение приборов, использующих составляющие основной частоты, встречают трудности из-за влияния магнитного поля токов нагрузки, напряжённость которого сравнима с напряжённостью магнитного поля тока замыкания на землю.

Наличие вблизи линии компенсационного магнитного поля токов нагрузки объясняется несимметричным расположением проводов линии по отношению к точке расположения переносного прибора. Влияние магнитного поля токов нагрузки резко ограничивает область применения наиболее простых приборов на основной частоте. При токах замыкания на землю, составляющих менее 20% тока нагрузки, применение таких приборов практически невозможно.

Использование высших гармонических составляющих имеет то преимущество, что их относительный уровень в токе замыкания на землю по сравнению с уровнем в токе нагрузки тем выше, чем выше номер гармоники. Это объясняется ёмкостным характером сопротивления в контуре протекания тока замыкания на землю и в значительной степени индуктивным характером сопротивления в контуре протекания тока нагрузки. Поэтому при использовании высших гармонических составляющих влияние магнитного поля токов нагрузки существенно меньше. Замыкание на землю в большинстве случаев происходит через переходное сопротивление. В процессе протекания тока замыкания на землю значение этого сопротивления, как правило, не остаётся неизменным. Измерение переходного сопротивления, часто значительные, вызывают изменения уровня гармонических составляющих тока. Так как ёмкостное сопротивление в контуре прохождения тока замыкания на землю тем меньше, чем выше номер гармоники, влияние измерений переходного сопротивления на изменение уровня высших гармоник тем больше, чем выше номер гармоники. Таким образом, хотя более высокие гармоники дают возможность лучшей отстройки от влияния токов нагрузки, нестабильность их уровня в следствии измерения переходного сопротивления затрудняет работу с прибором, использующим более высокие гармоники.

Наиболее распространённым в энергосистемах является серийно выпускаемые приборы "Поиск-1" и "Волна". Серийный выпуск прибора "Поиск-1" освоен Мытищенским электромеханическим заводом, он работает как универсальный прибор и имеет фиксированную настройку на 5,7,11 и 13-ю гармоники и возможность работы в полосе частот. Рекомендуется преимущественное использование 5-й гармоники. Основным недостатком является относительно большие размеры и масса.

Усовершенствованный прибор "Волна" имеет лучшую селективность, более высокую чувствительность, меньшие габариты и всё.

Общими ко всем переносным приборам для определения места замыкания в сети является следующие требования.

Прибор должен иметь достаточно высокую чувствительность, обеспечивать определения места замыкания на землю в сетях малой протяжённости (не более 20 км), позволять производить контроль наличия замыкания в сети в процессе поиска повреждения. Прибор должен обеспечивать надёжное определение повреждений линии на подстанции, повреждённого ответвления и места повреждения на линии при значительных токах нагрузки (до 80-100 А).

Прибор должен быть универсальным, применимым как в сетях с изолированной, так и скомпенсированной нейтралью при любой конструкции линии, в широком диапазоне температур, от -40 до +40 С. прибор должен быть лёгким и малогабаритным, надёжным в работе и простым в употреблении, чтобы прибором мог пользоваться без труда любой электромонтёр.

Наиболее перспективными переносными приборами, в большей степени удовлетворяющими перечисленным требованиям, являются приборы, основанные на использовании высших гармонических составляющих.

2.2 Принцип действия и характеристика прибора "Поиск-1"

Прибор "Поиск-1" основан на измерении составляющих высших гармоник при токе замыкания на землю [18]. Прибор выполнен универсальным, рассчитанным на эксплуатацию в сетях с различными характеристиками. Это определяется возможностью работы прибора на любой из четырёх фиксированных частот, хорошей отстройкой от токов нагрузки, возможность контроля наличия в сетях замыкания на землю. Основными узлами прибора (рис.1) являются: магнитный датчик М, представляющий собой индуктивную катушку с разомкнутым ферромагнитным сердечником; фильтр - пробка на конденсаторах С1 - С3 и резисторах, предназначенная для запирания сигнала основной частоты; узел конденсаторов С4 - С7 для настройки прибора на разные рабочие частоты; усилитель на транзисторах VT1 - VT4, выходной измерительный прибор РА и источник питания GB.

В качестве фильтра пробки в схеме используется двойной Т - образный RC - фильтр с нулевой настройкой на частоте 50 Гц. Это обеспечивает отсутствие влияния на показания прибора первой гармоники в токе нагрузки и в токе нулевой последовательности.

Возможность настройки датчика с помощью конденсаторов С4 - С7 в резонанс на частоте одной из высших гармоник обеспечивает дополнительное ослабление сигнала основной частоты при отклонении частоты сети от частоты настройки RC - фильтра и повышает избирательность прибора (рис.2.2,а).

Рис.2.1 Принципиальная схема прибора "Поиск-1"

Прибор "Поиск-1"снабжён штыревой ёмкостной антенной А (рис.2.1), позволяющей контролировать наличие напряжения на линии в процессе поиска повреждения, а так же определять наличие в сети замыкания на землю. Магнитный датчик прибора кроме рабочей обмотки 1 имеет вспомогательную обмотку 2, используемую при наладке прибора, а так же для проверки его исправности в условиях эксплуатации. С помощью переключателя 1SA последовательно с рабочей обмоткой включаются конденсаторы С4 - С7, которые обеспечивают резонансную настройку датчика на частоты, соответственно 5,7,11 и 13-й гармоник. Положение 5 переключателя используется для контроля суммы высших гармоник, а так же настройки Т - образного фильтра, а положение 6 позволяет контролировать составляющую промышленной частоты. Двойной Т - образный фильтр имеет подстроечные резисторы, позволяющие настраивать фильтр на промышленную частоту (50 Гц). Усилитель измерительной частоты собран на транзисторах. Стабилизация режима по постоянному току первых трёх каскадов осуществляется с помощью кольцевой глубокой обратной связи. Переключатель служит для изменения пределов измерения, контроля и отключения источника питания. Антенна прибора подключается непосредственно на вход усилителя. Для подключения антенны переключатель 1SA переключают в положение 7. если в сети нет замыкания на землю, на антенне прибора, помещённого вблизи линии, возникает небольшой потенциал, вызванный несимметричным расположением проводов. Однако этого потенциала достаточно, чтобы вызвать заметное отклонение стрелки прибора. При замыкании на землю одной фазы сети на антенне возникает потенциал определяемый напряжением нулевой последовательности. Этот потенциал в 20 - 30 раз превышает потенциал нормального режима и вызывает резкое увеличение показаний прибора.

Основные технические характеристики прибора "Поиск-1"

Контролируемые частоты, Гц	50,250,350,550 и 650
Минимальный ток потребления, А	1
Регулировка чувствительности	1:1; 1:5; 1:20; 1:100
Рабочий диапазон температур, С	от -40 до +40
Источник питания	два элемента 3336 Х
Габариты, мм	226х188х120
Масса, кг	3,7

2.3 Применение и техническое обслуживание прибора "Поиск-1"

Прибором рекомендуется пользоваться на частоте 250 Гц. Отыскание места повреждения (замыкания на землю) с помощью этого прибора производится в следующей последовательности. У выходов линии с территории подстанции прибор располагается под одной линией на расстоянии 6 - 8 м от её оси. Переключатель1SA (рис.2.1) ставится в положение 1, соответствующее контролю пятой гармоники. При этом фиксируется показание прибора.

Необходимая чувствительность прибора устанавливается переключателем 2SA. Аналогичные измерения проводятся под остальными отходящими линиями.

Повреждённая линия определяется по максимальным показаниям из результатов измерений под всеми линиями. Далее измерения производятся в местах разветвлений повреждённой линии; при этом переключатель 1SA остаётся в положении, соответствующем той гармонике, на которой получены максимальные показания прибора на повреждённой линии, а переключатель 2SA в положении, соответствующем выбранной чувствительности.

Неповреждённое ответвление даёт минимум показаний прибора. Для определения места повреждения на повреждённом ответвлении производятся последовательные измерения вдоль этого ответвления. Переход через место замыкания определяется по резкому снижению показаний прибора.

В отдельных случаях с помощью переносного прибора бывает трудно определить место повреждения. Так, если от подстанции отходят всего две линии примерно одинаковой длины, то при замыкании на землю на одной из них токи нулевой последовательности в начале обеих линий практически равны между собой, и токовым прибором определить повреждённую линию практически невозможно. Аналогичное явление будет и при большем числе отходящих линий; если две из них имеют протяжённость существенно превышающую суммарную протяжённость остальных линий.

Для отыскания места замыкания в этих случаях совместно с прибором может применяться электромагнитный генератор частоты типа ЭГЧ.

2.4 Принцип действия и характеристика прибора "Волна"

Действие прибора "Волна" основано на измерении составляющих высших гармоник в токе замыкания на землю. По сравнению с прибором "Поиск-1" он имеет более высокую чувствительность при существенно меньших габаритах и массе, и более простое управление. Благодаря специальным мерам прибор имеет повышенную селективность по сравнению с другими приборами. Повышение селективности обеспечено благодаря использованию в приборе корректора, снижающего зависимость показаний прибора от расстояния между устройством и проводами линии (рис. 2.2,б), а так же от значения переходного сопротивления в месте замыкания [20.21].

Рис. 2.2. Характеристики приборов "Поиск-1" и "Волна": а) - зависимость показаний N прибора "Поиск-1" от частоты при настройке на частоты 5,7,11 и 13-й гармоник (1 - 4 кривые соответственно); б) - зависимость показаний N прибора "Поиск-1" (1) и "Волна" (2) от расстояния l между оператором и проекции оси линии

Структурная схема прибора (рис. 2.3) содержит магнитный датчик М, представляющий собой индуктивную катушку с разомкнутым стержневым ферромагнитным сердечником, который совместно с параллельно подключёнными к нему конденсаторами 1 образует резонансный контур, настроенный на частоту 550 Гц или 250 Гц, и включённый на вход эмиттерного повторителя 2. В эмиттерной цепи повторителя включён делитель напряжения 3, обеспечивающий ступенчатую регулировку чувствительности устройства. Сигнал, снятый с делителя, падает через блок управления 8 на вход первого транзисторного усилителя 4, на выход которого через схему выпрямления включён микроамперметр магнитоэлектрической системы 5.

Электрическая антенна А, представляющая собой металлическую пластину, встроенную в корпус устройства, включена через эмиттерный повторитель 6 на вход второго усилителя переменного тока 7. Усилитель 7 имеет два выхода - переменного и постоянного тока. Выход постоянного тока воздействует на усилитель 4, обеспечивая автоматическую стабилизацию показаний выходного прибора при измерении расстояния от устройства до проводов линии путём увеличения (или уменьшения) коэффициента усиления первого усилителя при уменьшении (или увеличении) электрического поля в точке измерения и, следовательно на антенне. Это решение обеспечивает так же частичную компенсацию измерения показаний прибора при измерении переходного сопротивления в месте замыкания на землю в процессе поиска места повреждения.

Выход переменного тока второго усилителя через блок управления 8 подаётся на вход последних двух каскадов первого усилителя, что позволяет в режиме контроля наличия в сети замыкания на землю контролировать напряжённость электрического поля по показаниям выходного прибора.



Рис. 2.3. Структурная схема прибора "Волна"

Блок управления 8 состоит из переключателя режима работы и чувствительности устройства, а так же кнопки включения питания.

В устройстве обеспечена возможность контроля исправности встроенного источника питания при помощи выходного прибора.

На рис. 2.4 представлена принципиальная схема устройства. Магнитный датчик М имеет рабочую обмотку 1 и испытательную обмотку 2, которая используется для настройки устройства на заводе - изготовителе или для проверки его в процессе эксплуатации. Обмотка 1 совместно с параллельно подключёнными конденсаторами образует резонансный контур, настроенный на частоту 250 Гц или 550 Гц и включённый на вход составного эмиттерного повторителя на транзисторах VT1 и VT2, в эмиттерной цепи которого включён делитель напряжения. С делителя напряжения сигнал поступает через RC - фильтр верхних частот на вход первого транзисторного усилителя переменного тока (транзисторы VT3 - VT6)?на выход которого через схему выпрямителя включён микроамперметр магнитоэлектрической системы РА. Электрическая антенна А через эмиттерный повторитель на транзисторе VT7 включён на вход второго усилителя переменного тока на транзисторах VT8 - VT10.



Рис. 2.4. Принципиальная схема прибора "Волна"

Выходная мощность тока этого усилителя (с коллектора VT10) через переключатель SA подаётся на вход последних двух каскадов первого усилителя, что позволяет по показаниям прибора РА контролировать напряжённость электрического поля. Выход постоянного тока второго усилителя включён на базу транзистора VT4 первого усилителя, что обеспечивает изменение коэффициента усиления первого усилителя при изменении напряжения на антенне. Переключатель SA служит для ступенчатого регулирования чувствительности, для перевода устройства в режим контроля источника питания устройства. Питание устройства включается кнопкой SB на время измерения.

Основные технические характеристики прибора "Волна"

Контролируемые частоты, Гц	250 и 550
Чувствительность к магнитному полю, А/м (при отклонении стрелки прибора на 100%), на частоте
550 Гц	1,5*10-4
250 Гц	1,5*10-3
Чувствительность к электрическому полю, В/м на частоте 50 Гц	100
Диапазон рабочих температур, С	от -40 до +40
Источник питания	Элемент 3336Х
Потребление прибора от источника питания, Вт	50*10-3
Габариты, мм	230х85х95
Масса, кг	1,5

2.5 Применение и техническое обслуживание прибора "Волна"

Прибор выпускается заводом с настройкой на 550 Гц. Отыскание места замыкания на землю с помощью этого прибора производится таким же образом, как и с помощью прибора "Поиск-1". Благодаря корректному, снимающему зависимость прибора от расстояния между устройством и проводами линии, прибор "Волна" обеспечивает чёткое определение места повреждения линии с многократным запасом по селективности даже в сетях с малым током замыкания на землю (1 - 1,5 А) при значительных токах нагрузки до 800 - 100 А. Кроме отыскания места замыкания на землю прибор "Волна" позволяет производить отыскание железобетонных опор, находящихся под напряжением, места обрыва провода в сети и отыскание других видов повреждений.

Железобетонная опора в ряде случаев оказывается под напряжением при пробое изоляции и длительном протекании через опору тока замыкания на землю. При этом виде повреждений грунт под опорой высыхает, оплавляется и становится практически непроводящим. Опора же находится под высоким напряжением и может быть причиной электротравм. Большую опасность так же представляют опоры с линейными разъединителями при пробое опорных изоляторов.

Определение опор с повреждённой изоляцией при больших переходных сопротивлениях может производиться с помощью прибора "Волна", контролирующего значение напряжённости электрического поля в близи опоры.

Для определения находящейся под напряжением опоры с повреждённой изоляцией оператор должен подойти к опоре на расстояние 8 - 10 м, поставить переключатель SA (рис. 2.3) в положение U_лин и расположить прибор перпендикулярно оси линии. Если опора находится под напряжением, а заземление опоры нарушено или имеет большое переходное сопротивление, показания прибора превышают 30 - 40% шкалы. Если же опора не находится под напряжением, показания прибора близки к нулю.

Для определения места обрыва провода оператор устанавливает переключатель прибора "Волна" в положение U_лин и производит контроль электрического поля на расстоянии около 5 м от ствола линии в различных точках сети. Показания прибора за местом обрыва резко возрастают (в 15 - 20 раз) по сравнению с показаниями до места обрыва.

Прибор "Волна" позволяет так же определить, какой из проводов сети с симметричным расположением проводов на опоре имеет замыкание на землю. Для этого оператор устанавливает переключатель прибора в положение U_лин и производит контроль электрического поля в двух точках по обе стороны линии, расположенных симметрично относительно оси линии на расстоянии около 5 м от линии. Равенство показаний прибора свидетельствует о повреждении изоляции провода средней фазы, при неравенстве показаний провод с повреждённой изоляцией расположен ближе к точке измерений с меньшими показаниями прибора.

Перед началом поиска места повреждения необходимо проверить исправность прибора в части источника питания. Для этого переключатель ставится в положение U_пит и кнопкой включается питание прибора. При исправном источнике питания стрелка прибора должна находиться в пределах 70 - 95% шкалы. Если показания прибора ниже 70% шкалы, то источник питания должен быть заземлён.

Перед началом поиска места повреждения рекомендуется произвести упрощённую проверку работоспособности прибора. Для этого переключатель переводится в положение 1:3 и прибор подносят торцевой стороной к электрической лампе накаливания мощностью 40 - 60 Вт. При исправности прибора стрелка должна отклониться на 30 - 60% шкалы вблизи лампы мощностью 40 - 60 Вт напряжением 220 В. При переводе переключателя в положение U_лим стрелка прибора должна отклониться на 10 -20% шкалы.

Если при такой проверке отклонения стрелки отсутствуют или значительно отличаются от указанных выше, то прибор должен быть направлен в лабораторию для устранения неисправности. Лабораторная проверка и устранение неисправности производится в соответствии с рекомендациями заводской инструкции.

Данные энергосистем свидетельствуют о высокой эффективности [18,20,22] применения приборов "Поиск-1" и "Волна", которая определяется в первую очередь возможностью отыскания места повреждения без поочерёдного отключения линии и ответвлений и, следовательно, без недоотпуска электроэнергии потребителям. При этом значительно сокращаются трудозатраты на отыскания места повреждения за счёт сокращения времени поиска и сокращения количества участвующих в поиске людей.

3. Расчёт себестоимости передачи и полной себестоимости энергии

Затраты на передачу и распределение электрической энергии можно представить как сумму затрат на амортизацию, эксплуатационное обслуживание электрической сети.

Затраты на эксплуатационное обслуживание электрической сети складываются из затрат на оплату труда ремонтно-эксплуатационного персонала, начислений на оплату труда, на вспомогательные материалы, прочих расходов, цеховых и эксплуатационных расходов (Таблица 3.5)

Выполнение расчёта начинаем с определения годового объёма электропотребления:

полезного: W_{ПОЛЕЗН.}=Р_РАС*Т_МАХ

W_{ПОЛЕЗН.}=8765*3500=30677500 кВт*ч

Т_МАХ - время использования максимальной нагрузки, час;

полного: W_ПОЛН.=W_{ПОЛЕЗН.}+dW_ЛИН.+dW_ТР,

где dW_ЛИН.,dW_ТР - потери энергии в линиях и трансформаторе, кВт*ч

W_ПОЛН.1=31562619 кВт*ч

W_ПОЛН.2=31142685 кВт*ч

При определении годового объёма энергопотребления можно использовать результаты расчётов, приведённых в основных разделах дипломного проекта.

Исходные данные для расчёта оформляем в виде таблиц 3.1и 3.2.

Таблица 3.1 Норма трудоёмкости работ по ремонту и обслуживанию оборудования

Оборудование	Трудоёмкость, чел*час
1 Вариант	Кол-во	К	Т	О
1. ТМН - 2500/35	10	598	117	29,25
2. РВС - 35	10	6	1,2	0,3
3. ТВ - 35	60	30	9	2,25
4. НКФ	10	32	9	2,25
5. ТМН - 40/10	10	90	18	4,5
6. РНД3 - 35	30	12	3,6	0,9
7. У - 110/2000 - 35	5	65	19,5	0
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	20	6	1,5
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	20	6	1,5
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	30	9	2,25
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	40	12	3
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 35	97	26	7,8	1,95
13. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 120	33	65	19,5	4,875
2 Вариант
1. ТМН - 2500/110	10	777	152	38
2. РВС - 110	10	7,8	1,6	0,4
3. ТВ - 110	60	39	12	3
4. НКФ	10	32	9	2,25
5. ТМН - 40/10	10	90	18	4,5
6. РНД3 - 110	30	16	4,7	1,175
7. У - 110/2000 - 110	5	85	25	0
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	20	6	1,5
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	20	6	1,5
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	30	9	2,25
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	40	12	3
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 70	130	52	15,6	3,9

Таблица 3.2 Структура ремонтного цикла

Оборудование	Периодичность, лет
1 Вариант	Кол-во	К	Т	О
1. ТМН - 2500/35	10	12	3	0,17
2. РВС - 35	10	6	1	0,08
3. ТВ - 35	60	12	3	0,17
4. НКФ	10	12	3	0,17
5. ТМН - 40/10	10	12	3	0,17
6. РНД3 - 35	30	6	2	0,17
7. У - 110/2000 - 35	5	3	1
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	15	3	1
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	15	3	1
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	15	3	1
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	15	3	1
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 35	97	15	3	1
13. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 120	33	15	3	1
2 Вариант
1. ТМН - 2500/110	10	12	3	0,17
2. РВС - 110	10	6	1	0,08
3. ТВ - 110	60	12	3	0,17
4. НКФ	10	12	3	0,17
5. ТМН - 40/10	10	12	3	0,17
6. РНД3 - 110	30	6	2	0,17
7. У - 110/2000 - 110	5	3	1
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	15	3	1
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	15	3	1
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	15	3	1
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	15	3	1
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 70	130	15	3	1

Таблица 3.3 Трудоёмкость работ по ремонту и обслуживанию оборудования

Оборудование	Трудоёмкость, чел*час
1 Вариант	Кол-во	ТРЕМСР	ТОБСЛ.	ТСРГ.
1. ТМН - 2500/35	10	2608,92	117	2725,92
2. РВС - 35	10	59,50	1,2	60,7
3. ТВ - 35	60	1124,12	54	1178,12
4. НКФ	10	189,02	9	198,02
5. ТМН - 40/10	10	399,17	18	417,71
6. РНД3 - 35	30	272,82	10,8	283,62
7. У - 110/2000 - 35	5	205,83	9,75	215,58
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	88,45	10,98	99,43
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	61,38	7,62	69
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	568,40	70,56	638,96
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	349,93	43,44	393,37
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 35	97	609,48	75,66	685,14
13. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 120	33	518,38	64,35	582,73
Всего		7055,95	492,36	7548,31
2 Вариант
1. ТМН - 2500/110	10	3389,46	15,2	3404,66
2. РВС - 110	10	79	0,16	79,16
3. ТВ - 110	60	1493,82	1,2	1495,02
4. НКФ	10	189,02	0,9	189,92
5. ТМН - 40/10	10	399,71	1,8	401,51
6. РНД3 - 110	30	357,85	0,47	358,32
7. У - 110/2000 - 110	5	266,67	2,5	269,17
8. ВЛ 10 кВ А - 25	18,3	88,45	0,6	89,05
9. ВЛ 10 кВ А - 35	12,7	61,38	0,6	61,98
10. ВЛ 10 кВ А - 50	78,4	568,4	0,9	569,30
11. ВЛ 10 кВ А - 70	36,2	349,93	1,2	351,13
12. ВЛ 35 - 110 кВ АС - 70	130	1633,67	1,56	1635,23
Всего		8877,36	27,09	8904,45

Среднегодовая трудоёмкость работ по ремонту рассчитывается отдельно для каждого наименования оборудования и сетей по формуле:

Т_СР.РЕМ.=n*(Т_К/t_К+Т_Т/t_Т+Т₀/t₀),

где n - кол-во одноимённого оборудования;

Т_К, Т_Т, Т₀ - трудоёмкости капитального, текущего ремонтов и осмотра, чел*час;

t_К, t_Т, t₀ - периодичности ремонтов по видам, лет.

Трудоёмкость работ по техническому обслуживанию в соответствии с рекомендациями по схеме ПРОСПЭ может рассчитываться по формуле

Т_Т.О.=0,1*Т_Т.Р.,

где Т_Т.О. - трудоёмкость работ по техническому обслуживанию, чел*час;

Т_Т.Р. - Трудоёмкость текущего ремонта соответствующего вида оборудования, чел*час.

Результаты расчётов сводим в таблицу 3.3.

Общая трудоёмкость работ по ремонту и обслуживанию оборудования определяется по формуле:

Т=Т_РЕМ.СР.+Т_{ОБСЛ.ЧЕЛ.*ЧАС.}

Расчёт годовых расходов по оплате труда начинается с определения заработный рлаты ремонтно-эксплуатационного персонала.

Основная заработная плата рассчитывается по формуле:

З_ОСН1.=Т*В_СР.*(1+ )=282,31 т.руб

З_ОСН2.=Т*В_СР.*(1+ )=333,03 т.руб

где Т - суммарная трудоёмкость работ по ремонту и эксплуатации оборудования, чел.*час.;

В_СР - часовая тарифная ставка, соответствующая среднему разряду работ с учётом компенсации, руб., В_СР=22 руб/час;

- коэффициент, учитывающий размер текущих премий, =0,7;

Дополнительная заработная плата составляет 9,6% от основной.

З_ДОП1=0,096*282,31=27,1 т.руб

З_ДОП2=0,096*333,03=27,1 т.руб

Начисления на оплату труда 35,8% от основной и дополнительной заработной платы:

Н_ОТ1=0,358*(З_ОСН1+З_ДОП1)=110,77 т.руб

Н_ОТ2=0,358*(З_ОСН2+З_ДОП2)=130,67 т.руб

в том числе:

1. Фонды обязательного социального страхования 0,2%

0,002*( З_ОСН1+З_ДОП1)=0,62 т.руб

0,002*( З_ОСН2+З_ДОП2)=0,73 т.руб

2. Пенсионный фонд 28%

0,28*( З_ОСН1+З_ДОП1)=86,63 т.руб

0,28*( З_ОСН2+З_ДОП2)=102,2 т.руб

3. Федеральный социальный фонд РФ 4,0%

0,04*( З_ОСН1+З_ДОП1)=12,38 т.руб

0,04*( З_ОСН2+З_ДОП2)=14,6 т.руб

4. Фонд медицинского страхования

0,036*( З_ОСН1+З_ДОП1)=11,14 т.руб

0,036*( З_ОСН2+З_ДОП2)=13,14 т.руб

Амортизационные отчисления определяются на основании величины капитальных вложений в оборудование и сети, а также действующих норм амортизационных отчислений.

В соответствии с Постановлением о единых нормах на полное восстановление основных фондов от 22.10.1990 г. №1072, нормы амортизационных отчислений на силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства - 3,5%, на кабельные и воздушные линии - 2,0%.