Электроснабжение подстанция 110/10 кВ

, сопротивление обмотки реле при токе уставки ;

, сопротивление токового электромагнита отключения.

По кривой предельных кратностей К10=f(ZH) [8] для ТТ типа ТЛМ - 10 с пТ=100/5 по значению находится допустимая кратность тока К10=4. Тогда отношение , а погрешность ТТ определяемая по зависимости f%=ш(А) [8] ,будет равна f%=52%.

Коэффициент чувствительности защиты, показывающий во сколько раз ток к.з. с учетом погрешности ТТ после дешунтирования будет больше тока возврата реле:

,

где kB=0.2…0,3 - коэффициент возврата электромагнитного элемента реле РТ - 85;

Коэффициент чувствительности электромагнитов отключения будет:

.

Таким образом, расчеты показывают, что ТТ пригодны для применения в схеме защиты с дещунтированием ЭО.

в) проверка на 10% - ную погрешность:

- до дешунтирования: предельная кратность тока

;

по кривой К10=f(ZH) находим , расчетная нагрузка на ТТ составляет и поэтому требуемая точность работы трансформаторов обеспечивается ().

- после дешунтирования:

;

по кривой К10=f(ZH) находим ,что указывает на надежную работу электромагнитов отключения после дешунтирования ().

г) погрешность ТТ при максимальном токе к.з. (до дешунтирования): по значению находим по кривой К10=f(ZH), К10доп=20.

Тогда отношение , а следовательно f%=30%, что меньше fдоп%=50%.

д) напряжение на выводах вторичной обмотки ТТ после дешунтирования:

.

3.4.2 Защита шин 10 кВ

Защита одиночной секционированной системы шин 10 кВ подстанции 110 кВ должна осуществляться действием защиты трансформатора от внешних к.з. и защиты, установленной на секционном выключателе. При этом на двухтрансформаторных упрощенных подстанциях МТЗ трансформатора должны обеспечивать двухступенчатое действие: с меньшей выдержкой времени на отключение выключателя на стороне низшего напряжения, а с большей - на стороне высшего напряжения. Защита выполняется на переменном оперативном токе и имеет независимую выдержку времени. Для оперативных цепей управления используются предварительно заряженные конденсаторы.

При определении токов срабатывания МТЗ ввода и шинного секционного выключателя коэффициент самозапуска принимается равным kсзп=1,2 - 1,3.

1. Определяем ток срабатывания защиты:

а) из условия отстройки от максимального тока нагрузки:

б) из условия согласования по чувствительности с предыдущей защитой:

,

где - наибольший из токов срабатывания защит линий 10 кВ одной из секций;

- суммарный ток линий, отходящих от секции шин, без учета линии, имеющий наибольший ток срабатывания защиты.

2. Ток срабатывания реле РТ - 40:

.

3. Ток уставки реле РТ - 40/10 и ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки: . Принимаем ,

.

4. Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

.

5. Время срабатывания и уставка выдержки времени реле РВМ - 12:

Уставка выдержки времени защиты шин, действующей на секционный выключатель, находится при согласовании ее с защитой линии 10 кВ из построения карты селективности (рис. №13).Согласование проводится при токе , а так как при этом характеристики защит наиболее приближаются друг к другу. При токе согласования время срабатывания защиты линии равняется tс.з.(л)=1,0 с (определяется по характеристики реле РТ - 85 [12]). Тогда время срабатывания защиты шин и уставка времени РВМ - 12 будут:

.

6. Проверка ТТ и возможности применения дешунтирования:

а) из условия надежной работы дешунтирующих контактов реле РТ - 40:

,

.

б) проверка на 10% - ную погрешность: до дешунтирования: предельная кратность тока: ;

по кривой К10=f(ZH) находим , расчетная нагрузка на ТТ составляет ,

где , сопротивление обмотки реле РТ - 40 (Sp - потребляемая реле мощность при минимальной уставке);

; .

Требуемая точность работы трансформаторов тока обеспечивается ().

Остальные требования к ТТ, а так же возможность применения дешунтирования, выполняются, так как условия работы ТТ практически не отличаются от условий работы ТТ линии, а номинальный ток их выше.

Принципиальная схема первичных цепей ввода 10 кВ КРУ серии К - 49 и вторичных цепей защиты и измерений представлены на графическом листе №2

Как отмечалось выше, на подстанциях с двухобмоточными трансформаторами ликвидация к.з. на шинах 10 кВ, помимо рассмотренной защиты на секционном выключателе, должна осуществляться действием МТЗ трансформатора, установленной со стороны питания. В этом случае к трансформаторам тока ввода 10 кВ подключается только цепи дифференциальной защиты, измерений и регулирования АРНТ.

3.4.3 Защита трансформаторов

Защита силовых трансформаторов подстанции можно подразделить на две группы:

а) защита от сверхтоков, вызванных внешним к.з. (МТЗ);

б) защита от внутренних повреждений (дифференциальная, газовая).

Оперативный ток на сельских подстанциях, как правило, трансформаторы тока, трансформатор собственных нужд (ТСН), измерительный трансформатор напряжения (ТН) и предварительно заряженные конденсаторы, подключаемые к блокам питания и заряда.

Расчет МТЗ трансформатора.

На трансформаторах с высшим напряжением 110 кВ МТЗ выполняется на переменном оперативном токе и имеет независимую выдержку времени. Для реализации защиты используется реле тока РТ - 40, реле времени РВМ - 12 и промежуточное реле РП - 321. При срабатывании МТЗ с меньшей выдержкой времени действует на отключение выключатель ввода 10 кВ, а с большей - на отключение выключателей на стороне основного питания. Схема выполнения защиты: треугольник с двумя реле РТ - 40.

1. Определяем ток срабатывания защиты:

а) из условия отстройки от максимального тока нагрузки:

б) из условия отстройки от токов при включении дополнительной нагрузки после срабатывания АВР:

,

где .

в) из условия согласования по чувствительности с предыдущей защитой:

.

2. Ток срабатывания реле РТ - 40:

.

3. Ток уставки реле РТ - 40/10 и ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки: . Принимаем ,

, .

4. Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне (при двухфазном к.з. за трансформатором):

.

5. Время срабатывания и уставка выдержки времени реле РВМ - 12: уставка выдержки времени определяется из построения карты селективности (рис №13). Защиты предусматривается двухступенчатого действия:

- с меньшей выдержкой времени - на отключение выключателя ввода 10 кВ:

;

- с большей выдержкой времени - на отключение выключателей на стороне основного питания 110 кВ: .



6. Проверка трансформаторов тока:

а) проверка на 10% - ную погрешность:

Предельная кратность тока

;

по кривой К10=f(ZH) для встроенных трансформаторов тока ТВТ - 110 с пТ=50/5…300/5 определяется . При последовательном соединении двух ТТ, установленных на ввод каждой фазы, имеем .

Расчетная нагрузка на ТТ для принятой схемы защиты:

,

где - сопротивление алюминиевых соединительных проводов длиной 35 м и сечением 4 мм2;

;;

;

- сопротивление дифференциального реле типа РНТ - 565 (ДЗТ - 11).

Требуемая точность трансформатора тока обеспечивается, так как ().

б) погрешность ТТ при максимальном токе к.з. По значению , приходящемуся на один ТТ определяется по кривой К10=f(ZH) допустимая кратность К10 доп=10. Тогда отношение: , а следовательно, токовая погрешность трансформатора ТВТ - 110 будет не более f%<10%.

в) напряжение на выводах вторичной обмотки ТВТ - 110 будет:

.

Дифференциальная защита трансформатора.

Принимаем двухрелейную схему защиты. Тип реле уточним в процессе расчета. Трансформаторы тока со стороны 110 кВ ТВТ - 110 включаются в треугольник, а со стороны 10 кВ (типа ТЛМ - 10) в неполную звезду.

1. Определяем первичные и вторичные номинальные токи для сторон ВН и НН защищаемого трансформатора. Результаты расчетов сведены в таблицу №20.

Величины	Численное значение для сторон
	110 кВ	10 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора II, А
Коэффициент трансформации ТТ, пТ	200/5	600/5
Схема соединения ТТ	?	Х
Вторичные токи в плечах защиты I2, А

2. Определяем ток срабатывания защиты, приведенный к стороне высшего напряжения (основная сторона):

а) из условия отстройки от небалансов при внешних к.з.:

,

где Кн=1,3 - коэффициент надежности;

?U* - относительное значение половины суммарного диапазона регулирования напряжения обмоток, по которым протекает расчетный внешний ток к.з. например, для двухобмоточного трансформатора с диапазоном регулирования ±16% - ?U*=0,16;

б) из условия отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение:

;

где .

3. Предварительно принимаем . Проверяем возможность использования для защиты реле РНТ - 565, для чего оценим чувствительность защиты.

При двухфазном к.з. за трансформатором ток реле со стороны ВН будет:

.

Ток срабатывания реле:

.

Коэффициент чувствительности:

.

4. Так как , то для выполнения защиты применять реле РНТ нельзя. Поэтому защиту выполним с торможением, используя реле ДЗТ - 11.

5. Выбираем место включения тормозной обмотки плечо со стороны 10 кВ. Принципиальная схема приведена на графическом листе №2.

6. Определяем ток срабатывания защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания:

.

7. Определяем число витков обмотки реле ДЗТ для основной (110 кВ) и не основной (10 кВ) сторон трансформатора. Примем схему включения обмоток без использования рабочей (дифференциальной) обмотки. Результаты расчетов сведены в таблицу №21

Таблица №21.

№	Обозначение величины и расчетное выражение	Численное значение
1.
2.		витков
3.	(ближайшее целое число)	39
4.
5.
6.	(ближайшее целое число)	18

8. Определяем число витков тормозной обмотки:

.

Принимаем ближайшее число витков .

9. Определяем коэффициент чувствительности защиты при к.з. за трансформатором в зоне действия защиты:

.

10. Проверка ТТ на 10% - ную погрешность для ТТ обеих сторон трансформатора:

Предельная кратность К10 для сторон ВН:

.

По кривой предельной кратности для ТВТ - 110 с пТ=200/5 при К10=1,44 определяем допустимую вторичную нагрузку на ТТ . Расчетная нагрузка для ТТ соединенных в треугольник составляет (определена выше).

Так как , то работа ТТ с полной погрешностью не более 10% обеспечивается.

Предельная кратность К10 для сторон НН:

.

Допустимая нагрузка на трансформаторы тока ТЛМ - 10 с пТ=600/5 при К10=5,3 составляет . Расчетная нагрузка на ТТ составляет:

.

Таким образом, точность работы обеспечивается и для ТТ стороны 10 кВ.

Защита трансформатора от перегрузки.

В качестве защиты предусматривается МТЗ в однофазном исполнении, действующей с выдержкой времени на сигнал или автоматическую разгрузку.

Используется реле тока РТ - 40. Индивидуальное реле времени не предусматривается, а используется общее реле времени цепей предупреждающей сигнализации.

Защита устанавливается на стороне высшего напряжения трансформатора. Ток срабатывания защиты:

,

где

Ток срабатывания и уставки реле:

. Принимаем .

Газовая защита.

Согласно ПУЭ газовая защита должна обязательно применяться на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более.

Оперативные цепи газовой защиты на подстанциях 110/10 кВ подключаются к шинам трансформатора собственных нужд, а на двухтрансформаторных подстанциях - к шинам обеспечения питания (ШОП), которые питаются через АВР от обоих ТСН. Кроме того, широко применяются схемы газовой защиты с питанием оперативных цепей от предварительно заряженных конденсаторов.

Во всех указанных случаях газовая защита не может считаться полноценной защитой трансформатора, так как может отказать из-за низкого напряжения оперативного тока или из-за отсутствия заряда на конденсаторах. Например, при включении трансформатора после ремонта на к.з. Поэтому газовая защита обязательно дополняется другой быстродействующей защитой (дифференциальной или отсечной).

Защита трансформатора осуществляется с помощью газового реле ПГ 43 - 66 (или BF - 80/Q). Установка реле принимается равной 0,6 (0,65) м/с. Защита контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле осуществляется отдельным газовым реле RS - 1000. Для защиты избирателей РПН, размещенных в отдельном баке, так же предусматривается отдельное газовое реле.

Принципиальная типовая схема защиты и управления на переменном оперативном токе трансформатора 110/10 кВ приведена на графическом листе №2.

3.5 Защита подстанции от перенапряжений

Перенапряжения в электрических сетях могут быть грозовыми, возникающими при ударах молнии и внутренними, связанными с коммутациями, дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями в сети.

Проектирование защиты от грозовых перенапряжений сводим к выбору длины защищаемых подходов линий к подстанции и выбору разрядников на них, выбору типа, числа и мест установки разрядников на подстанции.

Специальных мер по ограничению внутренних перенапряжений в сетях 110 кВ, работающих с заземляющей нейтралью не требуется. В сетях 10 кВ с компенсацией емкостных токов замыкания на землю такие меры предусматриваются и сводятся к выравниванию емкости фаз сети относительно земли, выбору мощности, места установки и схемы присоединения дугогасящих заземляющих реакторов.

Защита от грозовых перенапряжений подходов, питающих ЛЭП к подстанциям, выполняется тросовыми молниеотводами. Длина защищаемого участка составляет 2,0 км.

Вентильные разрядники устанавливаются: на первой опоре подхода к подстанции ЛЭП 110 кВ, а так же на входных порталах подстанции или на первой от подстанции опоре.

Для защиты отходящих линий 10 кВ на деревянных опорах предусматриваются вентильные разрядники, один комплект которых устанавливается на первой опоре, а второй - через 200…300 м.

В ОРУ 110 кВ непосредственно у силового трансформатора со стороны всех обмоток устанавливаются вентильные разрядники типа РВМГ - 110. В КРУН - 10 устанавливаться вентильные разрядники на шинах 10 кВ типа РВМ - 10, для каждой секции.

3.6. Защита подстанции от прямых ударов молнии.

Для защиты подстанции от прямых ударов молнии (ПУМ) применяются стержневые молниеотводы. Молниеотводы состоят из следующих конструктивных элементов: молниеприемника, непосредственно воспринимающего прямой удар молнии; несущей конструкции, предназначенной для установки молниеприемника; токоотвода, обеспечивающего отвод тока молнии в землю; заземлителя, отводящий ток молнии в землю и обеспечивающего контакт с землей токоотвода.

Расчеты защиты от ПУМ состоят из: выбора высоты молниеотводов, их количества и мест установки при условии, что все объекты на территории подстанции (ОРУ - 110, силовые трансформаторы, КРУН - 10 ОПУ) попали в зоны защиты молниеотводов.

Подстанция 110/10 кВ (мощность трансформаторов 2х6300 кВА) ограниченна оградой 28м х 34 м. Принимаем вариант защиты подстанции одним стержневым молниеотводом рис. №14, установленном на концевой опоре типа У-110-3 высотой Н=20 м. Определим высоту молниеотвода из условия защиты угла КРУН на высоте hх=2,6м. Из схемы компоновки подстанции находим требуемый радиус защиты (для точки «А» на рис. №15):

.

Тогда полная высота молниеотвода может быть найдена из уравнения:

,

где при h?30 м - коэффициент для разных высот молниеотводов;

- высота молниеотвода, - высота точки на границе защищаемой зоны,

- активная высота молниеотвода.

Рис. №14. Зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода.

Рис. №15. Компоновка подстанции 110/10 кВ 2х6300 кВА с указанием расчетных размеров в метрах.

1 - линейный портал (h=10 м); 2 - блок разъединителя (h=3,5 м);

3 - шинный мост; 4 - блок выключателя (h=3 м);

5 - трансформаторный портал; 6 - силовой трансформатор (h=5 м);

7 - КРУН-10 серии К-49 (h=2,6 м); 8 - опора двухцепная (H=20 м);

,

Откуда имеем квадратное уравнение: 1,6h2-36,16h-83,2=0, решая его находим:

.

Следовательно, высота молниеотвода будет равна:

Радиус защиты этого молниеотвода на высоте hх=5 м (для силовых трансформаторов) будет равен:

.

Фактически требуемый радиус, найденный из рис. №15 (точки «Б»):

Меньше действительного и, следовательно, силовые трансформаторы подстанции попадают в зону защиты молниеотвода.

Радиус защиты этого молниеотвода на высоте hх=10 м (линейный портал) составляет:

,

а фактически требуемый (для точки «Б» на рис. №15):

.

Следовательно, линейный портал с электрооборудованием, находящийся на расстоянии 8,5 м от молниеотвода, так же попадает в зону его защиты.

Учитывая, что концевая опора, по существу, является несущей конструкцией молниеотвода, то для его выполнения следует только установить молниеотвод высотой: .

3.7 Расчет заземляющего устройства подстанции

Заземление на подстанции является защитной мерой от поражения электрическим током при повреждении изоляции. К заземлителю присоединяются корпуса силовых трансформаторов, электрических аппаратов и их приводов, вторичные обмотки трансформаторов тока, металлические конструкции распределительных устройств, броня силовых кабелей и т.п.

На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ заземляющее устройство должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

Заземлитель подстанции выполняется в виде заземленной сетки из соединенных между собой продольных и поперечных заземлителей. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 - 0,7 м и на расстоянии 0,8 - 1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием.

Определяем сопротивление заземлителя подстанции 110/10 кВ мощностью 2х3600 кВА с учетом двухслойности земли. Площадь подстанции, ограниченная оградой, составляет 28х34 м2. Сетчатый заземлитель с размерами 24х30 м2 помимо внешнего замкнутого горизонтального заземлителя имеет 6 выравнивающих полос, положенные вдоль большей стороны (lБ) и 8 - вдоль меньшей стороны (lМ). К сетке присоединены 9 вертикальных электродов длиной 3 м (4 у входа и въезда на подстанцию и 5 у мест присоединения молниеотводов к заземлителю).

Известно, что h1=2 м, t=0,5 м, (глина полутвердая), (суглинок пластичный). Ток однофазного к.з., стекающий с заземлителя равен 4 кА (примерно 0.5 на шинах 110 кВ подстанции).

1. Так как не менее двух, то учет двухслойности земли необходим.

2. . Так как , то

(при )

,

где lВ - длина вертикального стержня, м; t - глубина заложения горизонтального заземлителя, м; S - площадь охваченная сетчатым заземлителем, м2; L - суммарная длина всех элементов заземлителя, м.

3. Эквивалентное сопротивление земли:

4. Сопротивление сетчатого заземлителя в двухслойном грунте:

.

5. Чтобы не предусматривать мер по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы подстанции, напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на должно превышать 5 кВ.

В данном случае: .

3.8 Вопросы автоматизации

Использование автоматики повышает надежность электроснабжения, позволяет уменьшить эксплуатационные расходы, снизить себестоимость электроэнергии и дает возможность сократить эксплуатационный персонал. Для этого в сетях применяют следующие устройства:

- защита линии и трансформаторов от всех видов повреждений и ненормальных режимов (релейная защита);

- автоматическое повторное включение (АПВ);

- автоматическое включение резервного питания (АВР) и т.д.;

Автоматическое повторное включение.

Автоматическое повторное включение (АПВ) относят к устройствам автоматики аварийного режима, обеспечивающим ликвидацию аварий в схемах электроснабжения. АПВ -- одно из основных средств повышения надежности электроснабжения потребителей.

Установлено, что число успешных АПВ на воздушных линиях электропередач всех напряжений в среднем составляет 70...80 %. В соответствии с ПУЭ все воздушные и воздушно-кабельные линии напряжением выше 1 кВ оснащают АПВ.

В системах сельского электроснабжения применяются трехфазные электрические устройства АПВ однократного или двукратного действия.

Рис. №16. Схема АПВ однократного действия для выключателей напряжением 10 кВ с пружинным приводом [5].

К устройствам АПВ предъявляют следующие основные требования.

АПВ должно происходить при всех аварийных отключениях выключателя, за исключением случая, когда отключение произошло сразу же после его оперативного включения персоналом. АПВ не должно происходить также при оперативном отключении выключателя.

2. АПВ должно обеспечиваться с заранее установленной выдержкой времени (бестоковой паузой до АПВ), которую выбирают исходя из условий рассмотренных ниже.

3. АПВ должно происходить с заданной кратностью. Возможность многократных включений должна быть исключена.

4. Устройство АПВ должно иметь автоматический возврат в состояние готовности к новому действию после успешного цикла повторного включения.

Продолжительность бестоковой паузы до АПВ однократного действия определяется следующими условиями:

; ; ;

где tд - время деионизации среды в месте к.з. после его отключения, для сетей напряжением 6…35 кВ tд?0,2 с;

tзап=0,4-0,5 с - время запаса, учитывающее неточность исходных данных, погрешности;

tг.п. - время готовности привода; tг.п.=0,1…0,2 с;

tг.в. - время готовности выключателя; tг.в.=0,2…2 с;

tв.в. - время включения выключателя.

Время срабатывания принимают равным .

Время автоматического возврата устройства АПВ определяют из условия:

где tс.з. мах - наибольшее время срабатывания защиты, действующее на выключатель (в сетях 6…10 кВ tс.з. мах?2 с); ; tзап=2…3 с.

При использовании двукратного АПВ продолжительность бестоковой паузы перед вторым повторным включением принимают обычно равной 10…20 с.

Автоматическое включение резервного питания.

В сельских сетях напряжением 6...35кВ предусматривают, как правило, схемы одностороннего питания потребителей, в которых имеющиеся источники электроснабжения (питающие линии, силовые трансформаторы на подстанциях, подстанции) работают раздельно.

Для обеспечения нормативных показателей надежности электроснабжения при отключениях основного (рабочего) источника питания к независимому резервному источнику питания подключают потребители с помощью специальных устройств автоматического включения резерва (АВР).

По направлению действия различают устройства АВР одностороннего и двухстороннего действия. АВР одностороннего действия применяют в случаях, когда один из вводов питания служит постоянно рабочим, а второй -- только резервным. Если оба ввода являются одновременно и рабочими и резервными по отношению друг к другу, то используют АВР двухстороннего действия.

Устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. АВР должно обеспечиваться при исчезновении напряжения у потребителя из-за аварийного, самопроизвольного или ошибочного отключения выключателя рабочего ввода питания или при исчезновении напряжения со стороны рабочего (основного) источника питания.

2. Устройство АВР не должно приходить в действие до отключения выключателя рабочего ввода во избежание включения резервного источника на устойчивое к.з. в основном источнике питания.

3. В случае исчезновения напряжения со стороны основного источника выключатель рабочего ввода до АВР должен отключаться специальным пусковым органом минимального напряжения.

4. АВР должно происходить с возможно минимальной выдержкой времени.

5. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допустить многократных включений резервного источника на устойчивое к.з.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на устойчивое к.з. должно предусматриваться ускорение защиты после АВР.

7. В схеме АВР должен существовать контроль исправности цепи включения выключателя резервного ввода питания.

Рис. №17. Схема АВР двухстороннего действия для двухтрансформаторной подстанции [5]:



а - поясняющая схема; б - схема АВР и управления выключателем Q1 (аналогично и для Q2); в - схема АВР для выключателя Q3.

На рис. №17 приведена наиболее распространенная схема местного АВР двухстороннего действия на переменном оперативном токе, применяемая на сельских двухтрансформаторных подстанциях напряжением 110…35/10 кВ, где все выключатели оборудованы пружинными приводами.

При расчете и выборе уставок АВР трансформаторов определяют следующее:

Напряжение срабатывания пускового органа минимального напряжения:

Для реле, подключаемых к ТСН, Uс.р=55…88 В, к ТН -- Uс.р=25…40 В.

2. Время срабатывания пускового органа:

а) по условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых повреждения могут вызвать снижение напряжения ниже принятого Uс.р.

;

где tс.з.max - наибольшее время срабатывания указанных защит, установленных на подстанции;

?t - ступень селективности, принимаемая равной 0,6 с при использовании реле времени со шкалой до 9 с и равной 1,5…2 с со шкалой до 20 с;

б) по условию согласования с другими устройствами автоматики (например, АПВ линии, по которой осуществляется подача энергии от основного источника питания):

tср.АВР? tс.з.лэп+ tАПВ лэп+ tзап;

где tс.з.лэп - наибольшее время действия защиты линии, передающей энергию потребителям, для которых осуществляется АВР;

tАПВ лэп - время цикла неуспешного АПВ этой линии;

tзап - запас по времени, принимаемый равным 2…3,5 с.

в) уставки по времени устройства автоматического восстановления нормальной схемы подстанции принимают равными: 15с -- на включение рабочего ввода; 20 с -- на отключение секционного выключателя.

Раздел 4. Специальный вопрос. Обеспечение надежного электроснабжения

4.1 Последствия от нарушения электроснабжения птицефабрики

электрический нагрузка трансформатор мощность

Электроснабжение имеет важное значение в животноводстве. Рост его энерговооруженности связан с повышением производительности труда за счет повышения механизации процессов. Особое значение занимают крупные животноводческие и птицеводческие комплексы по производству яиц, мяса птицы на промышленной основе. По уровню электропотребления, сложности электрооборудования такие потребители соответствуют промышленным предприятиям.

Прекращение подачи электроэнергии приводит к срыву основных технологических процессов: кормления, поения, кормоприготовления, перерыву в работе вентиляции и отопления и, следовательно, к изменению микроклимата в животноводческих помещениях.

Ухудшение параметров микроклимата вызывает у птиц стрессовое состояние, последствиями которого могут быть снижение продуктивности, выбраковка (вынужденный убой), гибель птицы.

В терморегуляции птиц основную роль играет дыхательный центр с его большой испаряющей поверхностью воздухонасосных мешков. Поэтому при повышении внешней температуры потребление кислорода птицей уменьшается, а при ее понижении резко возрастает. По данным исследований, продуктивность кур - несушек при снижении температуры воздуха в птичниках с 12 до 5 оС уменьшается на 12 %, а при повышении до +30 оС падает на 28…30%.

При температуре 34…42 оС снижается яйценоскость, повышается смертность птицы. Через 20…24 ч 95 % кур погибает по причине температурного стресса. При понижении температуры воздуха с 12 до 0 оС каждый градус снижения температуры яйценоскость снижается на 1,5…2,5%. При дальнейшем понижении температуры до -2 оС, яйценоскость снижается на 30…55%, а у высокопродуктивных кур прекращается.

Параметром микроклимата так же является концентрация углекислого газа. Гибель птицы начинается при достижении концентрации в среднем 10%. При повышении температуры в помещении увеличивается выделение аммиака и сероводорода.

Поскольку углекислый газ постепенно заполняет помещение, то при начавшейся гибели птицы часть их (до 50% оставшейся в живых) выбраковывается из-за болезней, вызванными отравлением сильнодействующими газами, или линьки птицы, вызванной стрессовым воздействием микроклимата.

Перерыв в яйценоскости в случае преждевременной линьки составляет 50…60 дней, что соответствует снижению яйценоскости на срок использования яичных кур - несушек на 5,5%, мясных - на 6,7%. При перерывах электроснабжения небольшой длительности, когда параметры микроклимата не достигают опасных значений, у кур - несушек в результате стресса происходит срыв яйценоскости, на восстановление которого требуется 10…15 дней.

При отключении электроэнергии нарушается режим инкубации яиц. В первое время после отключения возникает перегрев яиц, так как вентиляция не работает, а инкубатор имеет значительную тепловую энергию, так же много тепла выделяют сами эмбрионы. По оценкам специалистов гибель эмбрионов начинается через 0,3…1 ч, а через 5…6 ч после отключения погибнут все эмбрионы.

По данным разделов 1 - 5 птицефабрика потребляет 2% от общего потребления электроэнергии (на 1990г). В настоящее время доля ПТФ увеличилась, так как она укрупнилась, расширилась, добавился цех по производству полуфабрикатов.

4. 2. Надежность элементов сельских электрических сетей.

Одним из базовых понятий в теории надежности является отказ -- событие, заключающееся в переходе объекта из состояния работоспособности в состояние неработоспособности, т. е. состояние, в котором исследуемый объект не способен выполнять свои функции [15].

Отказы могут быть устойчивыми и неустойчивыми. Устойчивым считается отказ, при котором объект может быть переведен в работоспособное состояние только путем направленного воздействия на него, например путем ремонта. При неустойчивом отказе объект сам может перейти в работоспособное состояние при прекращении внешнего воздействия. Устойчивые и неустойчивые отказы, рассматриваемые совместно, называются нарушениями.

Различают также внезапные отказы и преднамеренные (иногда их называют плановыми) отключения. Ни обслуживающий персонал, ни потребитель не знают заранее, когда наступит внезапный отказ; преднамеренные отключения планируются заблаговременно. Поэтому последствия от внезапных отказов и преднамеренных отключений существенно различаются: к последним потребитель имеет возможность заранее подготовиться и тем самым уменьшить ущерб от прекращения питания. Принято считать, что в сельских электрических сетях ущерб от преднамеренных отключений в три раза меньше, чем от внезапных отказов.

Надежность электроснабжения потребителей определяется надежностью элементов, входящих в систему электроснабжения, а также структурой этой системы.

В данной работе в качестве элементов систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения рассматриваются: воздушные линии электропередачи, ячейки распределительных устройств, трансформаторы, комплектные трансформаторные подстанции, коммутационная аппаратура, релейная защита, автоматика.

Надежность элемента ш - го вида характеризуется следующими показателями:

частотой отказов щш;

средним временем восстановления фш;

частотой преднамеренных отключений хш;

средним временем преднамеренного отключения мш.

Частота отказов и частота преднамеренных отключений элементов определяется по формулам:

(1),

где лшg и лплшg - число отказов и преднамеренных отключений рассматриваемого элемента, зафиксированных в g-м году наблюдения;

Nшg - общее число элементов данного типа, находящихся в эксплуатации в g-м году, в том числе и те элементы, которые ни разу не отказывали в g-м году;

G - число лет наблюдений.

Среднее время восстановления и среднее время преднамеренного отключения определяется по формулам:

(2),

где tшg и tплшg - время восстановления и время простоя при преднамеренном отключении, зафиксированное при q-м отказе (преднамеренном отключении);

Лш и Лплш - число зафиксированных отказов (преднамеренных отключений) элементов ш-го вида.

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) являются наименее надежными элементами сельских электросетей; около 85 - 90% всех нарушений в сетях приходится на их долю.

Основными причинами повреждений ВЛ являются: поверхностные и другие пробои изоляции; гололедно - изморозевые отложения на проводах; нагрузки от ветра; совместные нагрузки от ветра и гололеда, вибрация, «пляска» и схлестывание проводов; ослабление механической прочности деталей опор; повреждения, наносимые линии транспортом, механизмами и пр.

Считается, что повреждаемость ВЛ распределяется равномерно по длине линии, поэтому на основании статистических данных определяют удельную частоту отказов (преднамеренных отключений), отнесенному к одному километру линии по формулам (1), но в качестве Nшg принимается суммарная длина линии данного класса, эксплуатируемых в g-м году.

Для конкретной линии длиной L частота отказов и преднамеренных отключений определяется по формулам:

, ,

где щ0 и х0 - удельная частота отказов и преднамеренных отключений на одном километре линии.

В таблице №4.1 приведены показатели надежности воздушных линий 0,38; 10; 110 кВ в сельской местности (эти данные используются в расчетах). В таблице №4.2 приведены показатели надежности воздушных линий 10 кВ при повреждении опор, проводов, изоляторов, сложных видах повреждений (опор с проводами, проводами, проводов с изоляторами, всех вместе) и при других причинах, а так же показатели вероятности перехода однофазных замыканий в устойчивые отказы. Эти данные необходимы для оценки влияния различных средств повышения надежности на ВЛ подходящих к ПТФ. Таблицы №4.1 и №4.4 приведены на графическом листе №3.

Таблица №4.1

Наименование объекта	Удельная частота, (год•км)-1	Среднее время, ч
	устойчивых отказов щ0	преднамеренных отключений х0	ремонта фр	преднамеренного отключения м
Воздушная линия: 0,38 кВ 10 кВ	0,75 0,375	0,30 0,18	2,2 3,22	4,0 5,0
Цепь воздушной линии 110 кВ: одна	0,09	1,5	4,8	6,0

Примечание. Среднее время ремонта линии включает в себя время от момента обнаружения места повреждения до окончания ремонта.

Таблица №4.2

Наименование показателя	Условное обозначение	Численное значение
Удельная частота нарушения линии, (год•км)-1: после первого цикла АПВ	а01 АПВ	0,5
Удельная частота устойчивых отказов из-за повреждений, (год•км)-1: опор проводов изоляции сложных видов повреждений прочих причин	щ0оп щ0пр щ0из щ0сл щ0пч	0,060 0,053 0,150 0,038 0,075
Среднее время ремонта, ч, при повреждении: опор проводов изоляции сложных видов повреждений прочих причин	фр.оп фр.пр фр.из фр.сл фр.пч	2,8 2,2 1,0 4,9 3,1
Удельная частота однофазных замыканий на землю, (год•км)-1:	щ0оф.з	0,85
Вероятность перехода однофазных коротких замыканий на землю в устойчивые отказы при длительности режима однофазного замыкания tоф.з, ч: 0,5 1 2 3 4 и более	bоф.з>к.з.	0,07 0,15 0,25 0,32 0,35

Частота отказов ВЛ 10 кВ:

щ=щоп+щпр+щиз+щсл+щпч (3);

где составляющий правой части формулы - частоты отказов из-за повреждений опор, проводов, изоляции, сложных повреждений и прочих причин, определяемые по статистическим данным, либо расчетным путем при исследовании способов повышения надежности воздушных линий.

Среднее время ремонта линии с учетом того, что некоторые виды ремонтных работ выполняются силами оперативно - выездной бригады, а некоторые - ремонтной бригадой:

фр=bоп•фр.оп+ bпр•фр.пр+bиз•фр.из+ bсл•фр.сл+ bпч•фр.пч (4)

; ; ; ; ; (5)

(6)

Здесь bоп, bпр, bиз, bсл, bпч - вероятность того, что нарушение работы произошло из-за повреждения опор, проводов, изоляции, сложных повреждений, прочих причин;

tоп, tпр, tиз, tсл, tпч - затраты времени на собственно ремонт при соответствующем виде повреждения без учета времени прибытия ремонтной бригады к месту повреждения;

- время от момента поступления заявки на ремонт до момента выезда бригады к месту повреждения;

Ккр - коэффициент кривизны дорог;

- скорость переезда бригады;

Lр.б-м.п - расстояние по прямой от места дислокации ремонтной бригады до места повреждения;

- вероятность того, что ремонт данного вида повреждений осуществляется силами оперативно - выездной бригады.

Среднее время ремонта из-за различных видов повреждения линии состоит из двух составляющих: времени собственно ремонта и времени затрачиваемого ремонтной бригадой на прибытие к месту повреждения с учетом вероятности выполнения ремонта силами оперативно - выездной бригады. Ремонты при повреждениях опор, сложных повреждений выполняются ремонтной бригадой (), а изоляция ремонтируется, как правило, оперативно выездной бригадой при выполнении операции по восстановлению работоспособности линий, поэтому .

Величины, входящие в формулы 4 - 6, определяются на основании статистических данных эксплуатации. В таблице №4.3 приведены значения этих величин.

Таблица №4.3

Наименование величины	Обозначение	Численное значение
Время ожидания выезда ремонтной бригады, ч		1,0
Скорость переезда, км/ч		20
Коэффициент кривизны дорог	Ккр	1,4
Расстояние от места дислокации ремонтной бригады до место повреждения, км	Lр.б-м.п	15
Вероятность того, что оперативно - выездная бригада выполняет ремонт: провода прочих повреждений		0,25 0,5

Что касается показателей надежности по преднамеренным отключениям ВЛ 10 кВ, то обычно они принимаются на основании статистических данных эксплуатации для линии целиком без детализации по звеньям линии.

Силовые электроустановки. К ним относятся ячейки распределительных устройств, трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, силовые трансформаторы. Эти установки выходят из строя по следующим причинам:

- повреждение вводов от внешних и внутренних перенапряжений;

- поверхностный пробой изоляторов в результате воздействия пыли и влаги из-за дефектов уплотнений КРУН, КТП;

- поверхностный пробой шин и вводов при попадании птиц и животных;

- повреждение изоляции обмоток трансформаторов при перенапряжениях и перегрузках из-за дефектов конструкций и изготовления и пр.

Ремонт оборудования на подстанциях 110/10 кВ производится на месте; КТП, трансформаторы 10/0,4 кВ ремонтируются обычно централизованно, а отказавшее оборудование заменяются другим, работоспособным.

В таблице №4.4 приведены ориентировочные показатели надежности силовых электроустановок относящихся к ПТФ.

Таблица №4.4

Наименование объекта	Частота, год -1	Среднее время, ч
	отказов щ	преднамеренных отключений х	ремонта (замены) фр	преднамеренного отключения м
Комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ	0,07	0,25	2,7	4,0
Трансформаторы 110/10 кВ	0,03	0,3	20	10
Ячейки 10 кВ наружной установки (КРУН)	0,05	0,25	4,0	4,5

Коммутационная аппаратура, релейная защита и автоматика. Как и другие электроустановки, коммутационная аппаратура (КА) выходит из строя в период своего функционирования. Эти отказы называются отказами в стационарном состоянии. Особенностью этой аппаратуры и средств автоматизации является то, что они эксплуатируются в режиме ожидания «заявки» на их работу. Эти заявки могут быть не удовлетворены: например, выключатель не отключил короткое замыкание. Такие отказы называются отказами в срабатывании, их частота определяется по формуле:

щк.а.р.з=ак.а.р.з•h (7),

где ак.а.р.з - частота заявок на срабатывание устройства; h - вероятность отказа в срабатывании, определяемая по статистическим данным.

Эти устройства могут так же сработать при отсутствии заявок на их срабатывание: либо когда поступает заявка на работу другого устройства, вне зоны действия рассматриваемого, либо заявка на работу вообще отсутствует. Такие отказы называются неселективным срабатыванием и ложным срабатыванием.

Частота неселективных срабатываний щн.с. вычисляется по формуле (7); в этом случае частота заявок определяется заявками на срабатывание соседних устройств;

вероятность неселективных срабатываний hн.с так же определяется по статистическим данным.

Частота ложных срабатываний щл.с определяется путем обработки статистических данных о функционировании исследуемых устройств.

В таблице №4.5 приведены показатели надежности коммутационных аппаратов, а в таблице №4.6 - показатели надежности основных видов релейной защиты и автоматики в линиях питающих ПТФ.

Таблица №4.5

Наименование аппаратов	Частота отказов в стационарном состоянии щк.а.	Вероятность отказа в срабатывании h	Среднее время ремонта (замены) фр, ч
Выключатель мощности 10 кВ наружной установки	0,008	0,075	4,5
Линейный разъединитель 10 кВ наружной установки	0,002	0,01	3,0

Таблица №4.6

Наименование аппаратов	Вероятность отказа в срабатывании h	Вероятность неселективного срабатывания hн.с	Частота ложных срабатываний щл.с., год -1
Максимальная токовая защита 10 кВ	0,015	0,010	0,003
Дифференциальная защита10 кВ	0,025	0,015	0,006
Для отключения выключателя 10 кВ при отсутствии напряжения до него	0,05	0,02	0,005
АПВ 10 кВ однократное	0,015	-	-
Телесигнализация положения выключателя линии 10 кВ	0,020	-	0,0025
Указатель поврежденного участка линии 10 кВ	0,08	-	0,07

4.3 Методика расчета надежности

Под потребителем понимается один или группа приемников электрической энергии предприятия или организации. Уровень надежности электроснабжения потребителей принято оценивать ожидаемым недоотпуском электроэнергии за год либо годовой эквивалентной продолжительностью отключения:

(8);

(9),

где и - составляющие недоотпуска электроэнергии из-за внезапных отказов и преднамеренных отключений;

и - составляющие годовой продолжительности отключений;

и - частота внезапных отказов и преднамеренных отключений потребителя; и - среднее время восстановления электроснабжения при отказах и преднамеренных отключениях; и - средняя отключаемая нагрузка потребителя при отказах и преднамеренных отключениях.

Величина нагрузки зависит от графика нагрузки потребителя, времени суток и года; отказы и преднамеренные отключения так же располагаются неравномерно во времени. Для инженерных расчетов средняя отключаемая нагрузка как при внезапных отказах, так и при преднамеренных отключениях может быть принята равной половине расчетной нагрузки сельскохозяйственного потребителя [15]:

Недоотпуск электроэнергии потребителю и годовая продолжительность отключений в общем случае могут быть выражены как

?WптрУ=?Wптр(ВН)У+?Wптр(10)У+?Wптр(ТП)У+?Wптр(0,38)У (10);

ТптрУ=Тптр(ВН)У+Тптр(10)У+Тптр(ТП)У+Тптр(0,38)У (11);

где ?Wптр(ВН)У, ?Wптр(10)У, ?Wптр(ТП)У, ?Wптр(0,38)У - недоотпуски электроэнергии потребителю, обусловленные нарушением в сетях 110, 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ и 0,38 кВ;

Тптр(ВН)У, Тптр(10)У, Тптр(ТП)У, Тптр(0,38)У - годовая продолжительность отключений потребителя при повреждении в тех же элементах системы электроснабжения потребителя.

Для расчета показателей надежности отдельного потребителя составляется единая схема замещения, состоящая из элементов всех структурно - иерархических уровней. Для сельских систем электроснабжения «входами» в эту схему замещения служат узловые подстанции, надежность которых принимается абсолютной, т. е. ?Wптр(УПС) = 0. Это допущение, конечно условно, но логично, поскольку сельская система электроснабжения не располагает способами управлять надежностью систем высших иерархий, в лучшем случае она предъявляет требования к надежности таких систем. «Выходом» схемы замещения является потребитель, надежность электроснабжения которого определяется.

В данном случае птицефабрика «Суворовская» питается по двум линиям 10 кВ от двух разных источников - понизительных подстанций 110/10 кВ. В свою очередь, эти подстанции присоединены к различным цепям двух параллельных одноцепных воздушных линий 110 кВ. На рисунке №18 приведена схема электроснабжения птицефабрики и ее схемы замещения.

Рис. №18. Схема электроснабжения потребителя (а) и ее схемы замещения на уровне сети 110 кВ (б) и на уровне сети 10 кВ (в).

а)

Параметры надежности и обеспеченность средствами ее повышения основных сетей энергосистем и сельских распределительных сетей существенно различаются. Сети 35 - 110 кВ, питающие сельскохозяйственные потребителей,выполненные в соответствии с ПУЭ с высокой степенью резервирования и насыщенные устройствами автоматики, в отношении надежности могут быть отнесены к основным сетям энергосистемы.

Поэтому влияние верхних структурно - иерархических уровней надежности электроснабжения потребителей, присоединенных к сетям 10 кВ, а тем более 0,38 кВ, невелико и зависит от характера резервирования питания потребителей.

4.4 Учет надежности ТП и сети 0,38 кВ

Рассмотрим порядок расчета показателей надежности потребителей, присоединенных к сети 0,38 кВ. Такой расчет удобнее производить раздельно, сначала для ТП 10/0,4 кВ, а затем - для потребителя, учитывая параметры и схему сети 0,38 кВ.

Выражения для определения показателей надежности потребителей из-за отказов ТП 10/0,4 кВ получены для различных схем, нашедших применение в сельских электрических сетях. Такие схемы приведены на графическом листе №4 Показатели надежности определяются для расчетной точки А на секции шин 0,4 кВ ТП.

Двухтрансформаторная ТП 10/0,4 кВ питающая птицефабрику, присоединяется к линии 10 кВ по двулучевой схеме (графический лист №4.(б)); разъединитель в перемычке 10 кВ нормально разомкнут. Здесь рассматриваются два случая: секции шин 0,4 кВ взаимно резервируются вручную и автоматически.

При ручном взаимном резервировании секции шин 0,4 кВ расчетная точка А будет обесточена:

при обесточивании общих шин для основного и резервного питания секций шин 0,4 кВ участков сети верхних иерархических уровней;

при обесточивании участка линии 10 кВ и оборудования ТП, по которой осуществляется основное питание секции шин 0,4 кВ с расчетной точкой А, на время переключения секции шин 0,4 кВ на резервное питание;

при повреждении секции шин 0,4 кВ на время ремонта:

щА=щобщ+щ10+щ/ТП+щш 0,4 ; ТА=Тобщ+(щ10+щ/ТП)•фпер ТП+щш 0,4 ;

где щ/ТП - частота отказов оборудования ТП, входящего в цепочку основного питания расчетной точки А;

фпер ТП - время переключений в ТП на резервное питание.

При преднамеренных отключениях элементов основного питания расчетной точки А на эту секцию подается резервное питание, поэтому годовая продолжительность преднамеренных отключений точки А определяется преднамеренными отключениями общих участков высших уровней и секций шин 0,4 кВ: .

При автоматическом взаимном резервировании секций шин 0,4 кВ надежность питания точки А будет определяться числом отказов и преднамеренных отключений общих для основного и резервного питания участков верхних уровней сети и секции шин 0,4 кВ:

щА=щобщ+ щш 0,4 ; ТА=Тобщ +Тш 0,4 , .

В этом случае вероятность отказа резервного питания при ремонте основного питания можно пренебречь.

Показатели надежности электроснабжения потребителей определяется для различных способов питания потребителей по сети 0,38 кВ и приведены на графическом листе №5.

Раздел 5. Технико-экономические показатели

5.1 Определение капитальных вложений в электроснабжение

Для сооружения новых, расширения и реконструкции действующих сельских электрических сетей необходимо затратить значительные материально-денежные и трудовые ресурсы, именуемые капитальными вложениями. Последние формируется из затрат на изыскательские, проектные и подготовительные работы, из стоимости оборудования, строительных и монтажных работ, включая транспортные расходы и затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов, стоимость отчуждения земли и затраты на переустройство других объектов.

Размер капитальных вложений в электроснабжение сельскохозяйственных предприятий можно определить путем составления локальных смет, сметных и сводных сметных расчетов, а так же при помощи укрупненных показателей стоимости сооружения сельских линий электропередачи и подстанций.

Однако, составление локальных, объектных и сводных смет, сопряжено со значительными трудностями, так как обширный нормативно - справочный материал зачастую недоступен. Поэтому допускается определение капитальных вложений в проектируемую электрическую сеть по укрупненным показателям:

- стоимость 1 км линии электропередачи в зависимости от ее напряжения, конструкции, района (с учетом ветра, гололеда, сечения провода);

- стоимость сооружения подстанции в зависимости от конструкции, напряжения мощности;

- стоимости расширения и реконструкции линий электропередачи и подстанций.

В общем виде капитальные вложения на строительство электрической сети определяется:

,

где КРТП - капитальные вложения в районную подстанцию 110/10 кВ;

КТП - капитальные вложения в потребительские подстанции 10/0,4 кВ;

КПЛ - капитальные вложения в питающие линии электропередачи 110 кВ;

КРЛ - капитальные вложения в распределительные линии электропередачи 10 кВ;

КСП - капитальные вложения на строительство секционирующих пунктов и пунктов автоматического ввода резерва.

5.1.1 Определение капитальных вложений в РТП 110/10 кВ

Капиталовложения в подстанцию 110/10 кВ 2х6300 кВА (в ценах 1990 г) [6]: К/РТП=144,8 тыс.руб. С учетом коэффициента инфляции kинф=40, получаем:

КРТП= К/РТП • kинф =144,8•40=5792 тыс. руб.

5.1.2 Определение капитальных вложений в подстанции 10/0,4 кВ

Расчет капитальных вложений сведем в таблицу №22

Мощность ТП, кВА	Количество, шт.	Стоимость, тыс. руб.	Общая стоимость, тыс. руб.
40	1	1,28	1,28
63	9	1,46	13,14
100	17	1,58	26,86
160	35	2,19	76,65
2000	1	8,38	8,38
ИТОГО	63	-	126,33

С учетом коэффициента инфляции:

КТП=121,93 •40=4877,2 тыс. руб.

5.1.3 Определение капитальных вложений в питающие линии 110 кВ

КПЛ=LПЛ •Ук110•kинф=30•8,5•40=10200 тыс.руб.

Для ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду (АС 95) Ук110=8,5 тыс.руб./км, берется из приложения [7] - укрупненный удельный показатель стоимости строительства ВЛ 110 кВ; протяженность линии 110 кВ LПЛ=30 км.

5.1.4 Определение капитальных вложений в распределительные линии 10 кВ

КРЛ=LРЛ •Ук10

Расчеты капитальных вложений сведем в таблицу №23:

Марка провода	Длина линии, км	Ук10, тыс. руб./км	КРЛ, тыс. руб.
АС 95	54,6	3,3	180,18
АС 70	13,1	3,1	40,61
АС 35	76,5	2,8	214,2
ИТОГО	144,2	-	435

С учетом коэффициента инфляции:

КРЛ=435•40=17400 тыс. руб.

5.1.5 Определение капитальных вложений на строительство СВ и АВР

Капитальные вложения в один СВ пункт КСВ=2,4 тыс. руб., в один АВР пункт КАВР=2,5 тыс. руб., количество СВ пСВ=5 шт., АВР пАВР=6 шт.

С учетом коэффициента инфляции:

КСП=( КСВ•пСВ + КАВР•пАВР)•kинф =(2,4•5+2,5•6)•40=1080 тыс. руб.

5.1.6 Определение суммарных капитальных вложений

5.2 Определение годовых эксплуатационных затрат по проектируемой электрической сети

К годовым эксплуатационным издержкам относятся все расходы, предусмотренные на поддержание сетей в рабочем состоянии, а так же годовую стоимость потерять электрической энергии в элементах электросети. В общем виде расчетная формула эксплуатационных издержек имеет вид:

где ИА - амортизационные отчисления (на капитальный ремонт и полное восстановление);

ИОБ - издержки на обслуживание электрических сетей;

ИПЭ - издержки на потери электроэнергии.

5.2.1 Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления включают затраты на капитальный ремонт и средства полного восстановления (реновацию) электрической сети:

,

где Рaj - годовая норма отчислений на амортизацию по j - му элементу сети берется из таблицы 4.2. [14];

Кj - капитальные вложения в j - й элемент сети;

п - количество элементов сети.

5.2.2 Определение издержек на обслуживание сети

Издержки на обслуживание электрических сетей складываются из стоимости израсходованного сырья, топлива, энергии и других материальных средств, заработной платы персонала, расходов на техническое обслуживание, текущий ремонт, общестанционных и общесетевых расходов.

Для определения издержек необходимо рассчитать объем работ по эксплуатации электрических сетей по формуле:

,

где Nj - количество j - х элементов электрической сети;

Куj - количество у.е. для j - ого элемента электрической сети.

Суммарные издержки по обслуживанию электрической сети:

,

где г - среднестатистический расход средств на эксплуатацию 1 у.е. сетей, г=0,028•40=1,12 руб./у.е.

Результаты расчетов сведем в таблицу №24

Элемент сети	Количество	Ку	N, у.е.	Иобс, тыс.руб.
ВЛ 110 кВ	30	2,1	63	70,56
ВЛ 10 кВ	144,2	1,7	245,14	274,56
РТП 110/10 кВ	2	70,8	141,6	158,59
Присоединение110

Подобные документы

• Электроснабжение машиностроительного предприятия. Реконструкция распредустройства

  Характеристика потребителей. Расчет электрических нагрузок. Выбор питающих напряжений, мощности и числа цеховых трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Выбор токоведущих частей и расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет аппаратов.
  
  курсовая работа [498,7 K], добавлен 30.12.2005
  

• Электроснабжение населенного пункта

  Расчет электрических нагрузок потребителей населенного пункта. Определение сечений проводов и кабелей отходящих линий. Определение отклонений напряжения у потребителей. Выбор и проверка основного оборудования, заземление подстанции, защита сетей.
  
  курсовая работа [952,4 K], добавлен 10.03.2016
  

• Расчет электроснабжения строительного цеха

  Характеристика цеха и потребителей электроэнергии. Определение нагрузок и категории электроснабжения. Расчёт нагрузок, компенсации реактивной мощности. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Выбор распределительных сетей высокого напряжения.
  
  курсовая работа [308,4 K], добавлен 21.02.2014
  

• Электроснабжение автозавода

  Этапы проектирования системы электроснабжения автозавода, определение расчётных электрических нагрузок, выбор напряжения по заводу, числа и мощности трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанции.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 12.05.2019
  

• Электроснабжение и электрооборудование Армавирского завода резинотехнических изделий

  Описание потребителей электрической энергии и определение категории электроснабжения. Выбор рода тока и напряжения. Расчёт электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов на заводской подстанции. Расчёт заземляющего устройства.
  
  дипломная работа [393,5 K], добавлен 25.11.2010
  

• Электроснабжение цехов механического завода

  Характеристика потребителей электрической энергии. Расчет электрических нагрузок, мощности компенсирующего устройства, числа и мощности трансформаторов. Расчет электрических сетей, токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и его проверка.
  
  курсовая работа [429,5 K], добавлен 02.02.2010
  

• Электрическая часть станций и подстанций

  Выбор числа, типа и номинальной мощности силовых трансформаторов для электрической подстанции. Выбор сечения питающих распределительных кабельных линий. Ограничение токов короткого замыкания. Выбор электрических схем распределительных устройств.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.06.2015
  

• Электроснабжение сельского района

  Анализ схемы расположения потребителей на плане заданного электрифицируемого населённого пункта. Расчёт электрических нагрузок и обоснование схемы электроснабжения. Определение числа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ. Выбор трасс воздушных линий.
  
  курсовая работа [578,8 K], добавлен 31.05.2015
  

• Электроснабжение фермы по выращиванию и откорму крупного рогатого скота на 5000 голов

  Определение электрических нагрузок на вводах по объектам. Выбор количества и трасс высоковольтных линий 0.4 кВ, место установки трансформаторных подстанций. Электрический расчет линии 0.4 кВ. Выбор и проверка аппаратуры. Расчет заземляющих устройств.
  
  курсовая работа [1006,2 K], добавлен 05.01.2014
  

• Реконструкция электрической подстанции

  Анализ существующей системы электроснабжения и вариантов ее модернизации или реконструкции, разработка технического задания. Определение расчетных нагрузок потребителей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор элементов электроснабжения.
  
  дипломная работа [12,8 M], добавлен 02.05.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам