Проект электроснабжения с применением биогазовой энергоустановки

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В условиях современной экономики развитие электроэнергетической отрасли Казахстана играет важную роль, так как она во многом определяет ее развитие. Растущее потребление электрической энергии многими отраслями промышленности ставит задачу улучшения качества работы электроэнергетической отрасли, которое в свою очередь зависит от рационально выполненной системы электроснабжения, которая должна удовлетворять ряду требований: экономичности и удобства эксплуатации, безопасности и надежности, обеспечения надлежащего уровня напряжения, стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы электроснабжения, обеспечивающая возможность развития, без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны по возможности применятся решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии. При построении рациональной системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категория надежности питания, графики нагрузок крупных потребителей, число и мощность понижающих подстанций и других пунктов потребления электроэнергии, напряжение потребителей, требования аварийного и послеаварийного режимов. Кроме того, при построении рациональной системы электроснабжения нужно учитывать требования по ограничению токов коротких замыканий, а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты, автоматики и телемеханики на основе современных научно-технических разработок, что в свою очередь позволит рационально использовать электроэнергию, повышать ее качество и повышать энергетическую вооруженность отраслей промышленности и народного хозяйства.

1. Краткая характеристика объекта

Поселок Кунай расположен в центральной части Костанайской области, в 12 км от областного центра г. Костанай. Поселок связан надежными транспортными коммуникациями с областным центром.

Климат континентальный с суровой зимой и относительно жарким летом: среднегодовая температура воздуха 0С. Среднемесячная температура самого холодного месяца-январь-15.7 градусов Цельсия, самого жаркого-июля +18.7 градусов. Продолжительность безморозного периода составляет 125 дней, среднегодовое количество осадков 355-406 мм, причем 266 мм осадков выпадает, когда температура воздуха +10 градусов. Средняя высота снежного покрова -32 см. Преобладающее направление ветра юго-западное. Почвенные условия земель хозяйства вполне благоприятны. По данным агрохимического исследования более 72 % пашни представлены мощными или среднемощными выщелоченными черноземами и лишь менее 11% представлены солонцами и солончаками. Землепользование поселка расположено в лесостепной зоне. Большая часть территории распахана. Почва представляет собой выщелоченные черноземы, среднесуглинистые маломощные.

Поселок характеризуется следующими климатическими условиями:

1. Район по гололеду III (толщина стенки гололеда 15 мм)

2. Скорость ветра 32 м/с (3 ветровая зона)

3. Температура при гололеде - минус 5С.

4. Среднегодовая температура воздуха 0С.

5. Максимальная температура воздуха +40С.

6. Минимальная температура воздуха - минус 40С.

Источником питания потребителей п. Кунай является трансформаторная подстанция 110/35/10 кВ «Красный Партизан» расположенная на территории п. Дружба.

Распределительные линии 10 кВ для питания поселка были построены в 1973-1978 гг. и к настоящему времени имеют физический износ около 100 % и представляют опасность для дальнейшей эксплуатации из-за большого количества сколов железобетонных опор и коррозии стальной арматуры, ослабления механической прочности проводов и ослабления линейной изоляции. Техническое состояние ВЛ 0,38 кВ на сегодняшний день не удовлетворительно из-за низкой механической прочности проводов и опор, а так же низкого уровня линейной изоляции. Состояние силовых трансформаторов 10/0,4 кВ и оборудования комплектных трансформаторных подстанций не позволяет их дальнейшую эксплуатацию из-за низкого уровня изоляции и разрушения металлоконструкций.

Учитывая вышеизложенное, можно сделать вывод, что существующая система электроснабжения п. Кунай морально и физически устарела, не отвечает требованиям надежного и качественного электроснабжения, сдерживает рост электровооруженности предприятия и требует полной замены.

Расчетные нагрузки потребителей п. Кунай приведены в таблице 1.

Таблица 1. Расчётные нагрузки потребителей п. Кунай

Наименование	Количество	Расчетная активная нагрузка на вводе, кВт	Расчетная реактивная нагрузка на вводе, кВАр	Суммарная активная расчетная нагрузка, кВт	Суммарная реактивная расчетная нагрузка, кВАр
Одноквартирн. жилой дом	82	4,0	3,5	328,0	287,0
Школа	1	95,0	90,0	95,0	95,0
Магазин	1	30,0	28,0	30,0	30,0
Клуб	1	70,0	60,0	70,0	70,0
Баня	1	45,0	30,0	45,0	45,0
Гараж	1	70,0	75,0	70,0	70,0
Мастерская	1	170,0	175,0	170,0	170,0
Овощехранилище	1	65,0	50,0	65,0	65,0
Столярный цех	1	90,0	80,0	90,0	80,0
Зерносклад	1	55,0	60,0	55,0	55,0
ЗАВ-40	3	75,0	70,0	225,0	210,0
Автовесы	1	10,0	8,0	10,0	8,0

2. Электроснабжение

2.1 Определение количества ТП

Исходя из, особенностей генерального плана и расчетных нагрузок потребителей делим территорию поселка на 4 зоны, в каждой из которой предусматриваем установку потребительской ТП. ТП для каждой зоны максимально приближаем к потребителю с наибольшей нагрузкой. Таким образом, для электроснабжения поселка предусматриваем установку 4-х двух трансформаторных ТП. Два ТП предназначены для питания коммунально-бытовых потребителей поселка и по одной ТП - для питания потребителей зернотока и потребителей ремонтно-строительного участка.

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Потребители поселка по степени надежности электроснабжения относятся к III и II категориям. Для подключения потребителей применяем 2 вида схем: радиальные, магистральные. Потребители III категории запитываем по одной радиальной линии, потребители II категории запитываем по двум линиям, каждая из которых в нормальном режиме рассчитана на половину нагрузки потребителя, а в аварийном режиме каждая линия должна пропускать всю расчетную нагрузку потребителя с учетом аварийной допустимой перегрузки. Так как в составе потребителей ТП-2 - ТП-4 имеются потребители II категории, то предусматриваем указанные ТП двухтрансформаторные с питанием каждого трансформатора от отдельной ВЛ-10 кВ. ТП-1, питающую только потребителей III категории (зерноток) предусматриваем однотрансформаторную.

За последние 20 лет в мировой практике и в странах СНГ, прежде всего в РФ, накоплен опыт производства и применения новых видов электрооборудования и материалов для построения систем электроснабжения потребителей. К такому оборудованию прежде всего следует отнести новые серии малогабаритных вакуумных выключателей на напряжение до 10 кв, микропроцессорные системы релейной защиты и автоматики, защищенные провода ВЛ напряжением до 35 кв, самонесущие изолированные провода напряжением до 1000 В, новые конструкции аппаратов защиты электрических сетей от перенапряжений.

Использование выше перечисленного оборудования позволяет изменить традиционные схем электроснабжения потребителей. Новыми основными направлениями здесь можно назвать рассредоточенное расположение электрических аппаратов напряжением до и выше 1000 В в системе электроснабжения и широкое применение воздушных линий электропередачи (ВЛ) с изолированными проводниками, которые обозначаются при напряжении до 1000 В - ВЛИ, при напряжении выше 1000 В - ВЛЗ.

Применение нового оборудования позволяет строить системы электроснабжения потребителей по наиболее экономичным схемам.

Построение схем электроснабжения потребителей на среднем уровне напряжения.

К среднему уровню в системах электроснабжения современных потребителей РК относятся напряжения 6; 10; 20; 35 кв. Из этого ряда наиболее распространены напряжения 6 и 10 кв, причем напряжение 10 кв имеет лучшие технико-экономические параметры и для современных потребителей используется в первую очередь. Для предприятий малой и средней мощности система электроснабжения чаще всего включает несколько потребительских трансформаторных подстанций (ТП) получающих питание от главного распределительного пункта (ГРП) или главной питательной подстанции (ГПП) предприятия. В таких схемах расположение коммутационных аппаратов, а также аппаратуры защиты и автоматики сосредотачивается в распределительном устройстве 10 кВ ГРП или ГПП. Это обусловлено значительными габаритами выключателей, сложностью их обслуживания и низкой защитой от влияния окружающей среды. Применение нового коммутационного оборудования, в частности, вакуумных реклоузеров РВА/ТЕL -10 компании «Таврида Электрик» позволяет принципиально изменить систему электроснабжения вышеперечисленных потребителей. Реклоузер вакуумный (РВА) имеет высокие коммутационные показатели (номинальный ток отключения 12,5 кА), малые габариты и массу (62,5 кг) и предназначен для скрытой установки на ВЛ (климатическое исполнение У1). С использованием РВА систему электроснабжения предприятия можно построить по магистральной схеме с расположением коммутационных аппаратов на опорах ВЛ. В этом случаи питание предприятия можно выполнить по двум линиям 10 кВ от двух независимых источников питания. В этой схеме все реклоузеры устанавливаются на опорах ВЛ расположенных на территории предприятия. Схема позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей 1 и 2 категорий на напряжении 10 кВ., а так же снизить затраты на систему электроснабжения за счет исключения здания ГРП или ЗРУ ГПП и уменьшения расхода проводниковой продукции. Особенно эффективно применение РВА при их использовании на ВЛ - 10 кВ с защищенными проводами (ВЛЗ). Защищенные провода позволяют уменьшить габариты между поводами и повысить надежность электроснабжения. Применение РВА на ответвлениях целесообразно при большой мощности трансформаторов 630 кВА и более, при меньших мощностях трансформаторов на ответвлениях экономичней устанавливать линейные разъединители, защиту трансформаторов выполнять предохранителями. Использование предлагаемых схем электроснабжения предполагает использование защищенных проводов на ВЛ- 10 кВ (линия типа ВЛЗ - 10). При этом на стандартных стойках опор одноцепных ВЛ появляется возможность прокладывать две цепи, т. к. требуемый габарит между проводами разных фаз составляет 400 мм. И только в отдельных случаях, когда требуется повышенная надежность электроснабжения (для потребителей 1 категории) следует прокладывать две отдельных линии. Защищенные провода ВЛ - 10 кВ значительно повышает надежность электроснабжения за счет исключения отключений при схлестывании проводов, исключения образования гололеда на проводах и случаев хищения проводов, т.к. провод может очищаться от изоляции только в заводских условиях.

За последнее время улучшено качество пропитки деревянных опор. Зарубежный опыт показывает, что качественно пропитанные деревянные опоры из цельных стоек имеют срок службы около 40 лет, т. е. больше чем у железобетонных опор (30 лет). Учитывая многие положительные качества деревянных опор, прежде всего гибкость, малую массу и высокие электроизоляционные свойства рекомендуется в качестве материала опор в первую очередь использовать цельные деревянные стойки заводской пропитки.

Схема внешнего электроснабжения потребителей п. Кунай на напряжении 10 кВ приведена на листе № 2 графической части проекта.

2.3 Выбор напряжения внутреннего электроснабжения

Электроприемниками потребителей поселка являются электродвигатели на напряжение 380 В, электронагреватели и электроосвещение. В связи с тем, что в составе электроприемников отсутствуют электродвигатели напряжением свыше 1000В, принимаем для внутреннего электроснабжения напряжение 0,38 кВ.

2.4 Определение расчетных нагрузок ТП - 10/0,4 кВ

Расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ потребительских трансформаторных подстанций определяем, суммируя нагрузки потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициентов одновременности максимумов нагрузок. Определение нагрузок производится для каждой ТП. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности,

(1)

(2)

гдеРрi;Qрi - расчетные нагрузки на вводе потребителей, кВт, кВАр; ко - коэффициент одновременности.

В противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам:

(3)

(4)

где Рmах;Qmax - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; ДPi, ДQi - надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Выполним расчет электрических нагрузок для ТП-1.

РрТП1 = ко (Рр10 + Рр12 + Рр11.1 + Рр11.2 + Рр11.3)

QрТП1 = ко (Qр10 + Qр12 + Qр11.1 + Qр11.2 + Qр11.3)

SрТП1 =

РрТП1 =0,75(55+10+75+75+75) = 217,5 кВт

QрТП1 =0,75(60+8+70+70+70) = 208,5 кВт

SрТП1 = =301,3 кВА

Расчетные нагрузки ТП-2

РрТП2 = ко (Рр ж.д 2 + Рр2 )

QрТП2 = ко (Qр ж.д.2 + Qр2 )

где Рр ж.д 2, Qр ж.д 2 - расчетная нагрузка жилых домов подключенных к ТП-2.

Рр ж.д 2 = ко ? Рр1 ? n

Qр ж.д 2 = ко ? Qр1 ? n

Где n - количество одноквартирных жилых домов подключенных к ТП-2

Рр ж.д 2 = 0,27 ? 4,0 ? 53 = 57,24 кВт

Qр ж.д 2 = 0,27 ? 3,5 ? 53 = 50,1 кВАр

РрТП2 = 0,85 (57,24 + 90,0 ) = 125,2 кВт

QрТП2 = 0,85 (50,1. + 95,0 ) = 123,4 кВА

SрТП2 = =175,7 кВА

Расчетные нагрузки ТП-3

РрТП3 = ко (Рр ж.д 3 + Рр3 + Рр4 + Рр5)

QрТП3= ко (Qр ж.д.3 + Qр3 + Qр4 + Qр5 )

где Рр ж.д 3, Qр ж.д 3 - расчетная нагрузка жилых домов подключенных к ТП-3.

Рр ж.д 3 = 0,31 ? 4,0 ? 30 = 37,2 кВт

Qр ж.д 3 = 0,31 ? 3,5 ? 30 = 32,55 кВАр

РрТП3 = 0,77 (37,2 + 30,0 + 70,0 + 45,0) = 140,3 кВт

QрТП3= 0,77 (32,55 + 28,0 + 60,0 + 30,0 ) = 115,9 кВАр

SрТП3 = =182,0 кВА

Расчетные нагрузки ТП-4

РрТП1 = ко (Рр6 + Рр7 + Рр8 + Рр9 )

QрТП1 = ко (Qр6 + Qр7 + Qр8 + Qр9 )

РрТП3 = 0,77 (70,0 + 170,0 + 65,0 + 90,0) = 304,2 кВт

QрТП3= 0,77 (75,0 + 175,0 + 50,0 + 80,0 ) = 292,6 кВАр

SрТП4 = =422,1 кВА

Результаты расчетов нагрузок ТП сведены в таблицу 2.

Таблица 2. Определение расчетных нагрузок ТП - 10/0,4кВ

ТП	Рр,кВт	Qр,кВАр	Ко.	Pр.тп,кВт	Qр.тп,кВАр	Sр.тп,кВА
ТП1	290	278	0,75	217,5	208,5	301,3
ТП2	147,24	145,1	0,85	125,2	123,4	175,7
ТП3	182,2	150,55	0,77	140,3	115,9	182,0
ТП4	395	380	0,77	304,2	292,6	422,1

2.5 Компенсация реактивной мощности

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматриваем на шинах 0,4 кВ потребительских ТП, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности.

Необходимую мощность конденсаторных установок определяем по следующему выражению:

(5)

ТП-1

QБК= 208,5 - 0,33·217,5 = 136,7 кВАр

Принимаем комплектную конденсаторную установку УКБ-0,38-150 мощностью 150 кВАр.

Расчетная нагрузка ТП-1 с учетом компенсации:

Sр-ТП1К= кВА

Для остальных ТП расчеты выполняются аналогично, результаты сведены в таблицу 3.

Таблица 3. Компенсация реактивной мощности

ТП	Pр.тп,кВт	Qр.тп,кВАр	Sр.тп,кВА	cos ц	Qбк,кВАр	Тип БК	Qбк.ст.,кВАр	Sр.тп1,кВА	cos ц к
ТП1	217,5	208,5	301,29	0,72	136,73	УКБ-0,38-150	150	225,23	0,97
ТП2	125,2	123,4	175,79	0,71	82,084	2xУКБ-0,38-36	72	135,34	0,93
ТП3	140,3	116	182,04	0,77	69,701	2хУКБ-0,38-36	72	147,04	0,95
ТП4	304,2	292,6	422,08	0,72	192,21	2хУКБ-0,38-100	200	317,98	0,96

2.6 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП-10/0,4 кВ

Выбор мощности силовых трансформаторов выполняем по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к данной подстанции ТП с учетом компенсации реактивной мощности. При выборе номинальной мощности трансформаторов руководствуемся следующими соображениями:

- загрузка трансформатора одно трансформаторной ТП в нормальном режиме составляет 90-120 %;

- загрузка каждого трансформатора двух трансформаторной ТП в нормальном режиме составляет 60-80 %;

- перегрузка трансформатора в аварийном режиме (для обеспечения всех потребителей II категории) составляет до 140 % номинальной мощности;

- окончательный выбор мощности трансформатора выполняется по приведенным расчетным затратам:

(6)

ТП-1.

Sp= 225,3 кВА, по надежности электроснабжения потребители относятся к III категории.

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 250 и 400 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

ТП-2

Sр= 135,34 кВА, все потребители II и III категории по надежности электроснабжения:

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 100 и 160 кВА.

Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

ТП-3

Sp= 147.04 кВА, все потребители II и III категории по надежности электроснабжения:

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 100 и 160 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

ТП-4

Sp= 318,0 кВА, все потребители II и Ш категории по надежности электроснабжения:

По приведенным затратам сравним стандартные мощности трансформаторов 250 и 400 кВА.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь 2000 ч/год, стоимость потерь электрической энергии Цэ= 12 тнг/(кВт.час), норму амортизационных отчислений, Ра=6,4 %.

Выполним сравнение вариантов для ТП-2.

1 вариант - трансформатор ТМ 100/10

К1= 125.103 тнг; ?Рк= 1.97 кВт; ?Рх= 0.34 кВт.

Приведенные затраты:

(7)

Кз - коэффициент загрузки

 (ТП - двух трансформаторная) (8)

Ен= 0,12

Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов:

2 вариант- трансформатор ТМ 160/10

К2 = 200.103 тнг; ?Рк= 2.7 кВт; ?Рх= 0.57 кВт.

К установке принимаем трансформаторы ТМ-100/10 как имеющие меньшие приведенные затраты.

2.7 Выбор сечений линий 0,38 кВ

Линии 0,38 кВ предусматриваем выполнить воздушными с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ). Провода для ВЛИ предусматриваем марки СИП-4 .Выбор сечений проводов ВЛИ напряжение 0,38 кВ выполняем по приведенным расчетным затратам на линию, издержки на обслуживание для линий с разными сечениями не учитываем, т.к. они практически не зависят от сечения линии.

 (9)

где Кз - коэффициент загрузки линии по току

(10)

где Ip - расчетный ток линии, А; Iд.доп - длительно-допустимая токовая нагрузка провода, А; ?Рн - потери мощности в проводе при токе равном длительно-допустимому, кВт/км; Цэ =12 тнг/(кВт.ч); ф - время максимальных потерь при Тм=3000 ч/год, ф=2000 ч/год.

При выборе сечений проводов для потребителей II категории по надежности электроснабжения, учитываем, что эти провода в аварийном режиме должны выдерживать всю нагрузку резервируемых потребителей, с учетом допустимой кратковременной нагрузки в 30 % ПУЭ.

2.8 Выбор сечений проводов линий 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения

Линии 10 кВ предусматриваем выполнить воздушными с изолированными защищенными проводами (ВЛЗ-10), марку провода принимаем типа СИП-3 . Выбор сечения проводов ВЛЗ-10 кВ в системе внутреннего электроснабжения предприятия выполняем по тем же условиям, что и для ВЛИ-0,38 кВ. Минимальное сечение провода принимаем 50 мм2 , исходя из требований допустимой механической прочности.

2.9 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Определение расчетной нагрузки поселка.

Расчетную нагрузку поселка определяем, суммируя расчетную нагрузку потребительских ТП с учетом потерь активной и реактивной мощностей в силовых трансформаторах.

Определим потери мощности в трансформаторах ТП-2, 2 трансформатора ТМ-100/10:

а) Потери активной мощности:

?Рх=0,37 кВт; ?Ркн= 1,97 кВт;

?Рк=Кз2. ?Ркн (11)

?Рк=0,458 . 1,97=0,90 (кВт)

Суммарные потери активной мощности

?Р=2(?Рх+?Рк) (12)

?Р=2(0,37+0,9)=2,54 (кВт)

б) Потери реактивной мощности:

потери холостого хода:

(13)

где Ix - ток холостого хода, %; для ТМ-100/10 Ix=2,1 %

Потери короткого замыкания:

 (14)

где kз - коэффициент загрузки трансформатора; Iн - номинальный ток трансформатора, А; х - реактивное сопротивление трансформатора.

(15)

где Uk - напряжение к.з. трансформатора, %; UH - номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Полные потери реактивной мощности ТП-1:

Суммарная расчетная нагрузка поселка:

(16)

где ко - коэффициент одновременности;

?Рр.ТП - суммарная активная нагрузка всех ТП, кВт;

??РТП - суммарные потери активной мощности в трансформаторах, кВт;

?Qр.ТП - суммарная реактивная нагрузка ТП, с учетом компенсации реактивной мощности, кВАр;

??QТП - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах, кВАр

Sр= 083?

= 0,83?=709,0 кВА

2.10 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Источником электроснабжения поселка Кунай является существующая ПС 110/35/10 кВ «Красный Партизан», расположенная на расстоянии 12 км от поселка.

Возможны два варианта внешнего электроснабжения:

1) Питание поселка от ПС 110/35/10 кВ по двум ВЛЗ-10 кВ с установкой на территории поселка вакуумных реклоузеров 10 кВ (РВА-10 кВ).

2) Питание поселка от ПС 110/35/10 кВ по двум ВЛ-35 кВ, с сооружением на территории поселка главной понизительной ПС 35/10 кВ (ГПП).

Выбор варианта внешнего электроснабжения выполним путем сравнения приведенных затрат по разным вариантам.

Приведенные затраты по варианту:

Зi = Ен.кi.Иi (17)

где кi - капиталовложение на строительство по варианту i, тнг;

Иi - соответствующие годовые издержки на эксплуатацию, тнг/год;

Ен - нормативный коэффициент нормативности капиталовложений, установленный равным 0,12.

Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются:

Иi = Иа+Иоб+ИПЭ (18)

где Иа - издержки на амортизацию, тнг/год;

Иоб - издержки на обслуживание, тнг/год;

ИПЭ - издержки на потери электроэнергии, тнг/год.

Определим приведенные затраты по вариантам:

I вариант

1.1 Капитальные затраты включают в себя стоимость ВЛЗ-10 кВ и РВА-10 кВ.

Сечение линий определим по экономической плотности тока в соответствии с ПУЭ. Принимаем значение jэк= 1,0 А/мм2 для провода СИП-3.

По условиям механической прочности принимаем минимальное стандартное сечение 50 мм2.

Длина ВЛЗ-10 кВ равна 2 . 12=24 км.

Стоимость ВЛЗ-10 кВ

kВЛЗ-10=24 . 4,61 . 105 = 27,63 . 105 (тнг).

В соответствии с [1] стоимость РВА-10 кВ составляет 350000 тенге.

KРВА = 3х3,5х105 = 10,5 . 105 (тнг)

1.2 Издержки на амортизацию по I варианту.

(19)

где Ра1, Ра2т - нормы амортизационных отчислений на ВЛЗ-10 кВ и РВА-10 кВ соответственно, %.

1.3 Издержки на обслуживание по I варианту.

(20)

где Роб1, Роб2 - нормы затрат на эксплуатацию ВЛЗ-10 кВ и РВА-10 кВ соответственно, %.

1.4 Издержки на потери электроэнергии.

ИПЭ = 2.?Р .L .kз2 . ф. ЦЭ (21)

Для провода СИП-3 сечением 50 мм2.

?Р = 44 кВт/км; Iдл.доп = 140 А; L=12 км; ф = 2000 ч/год; ЦЭ = 12 тнг/(кВт.ч).

К2з = (Iр/Iдл.доп)2 = (20,5/140)2 = 0,19

ИПЭ = 2 . 44 . 12 . 0,19 . 2000 . 12 = 10,91 . 105 (тнг/год)

1.5 Приведенные затраты по I варианту.

З1 = 0,12 .(27,63 .105+37,29 .105)+3,18 .105+1,67 . 105 +10,91 . 105 = 23,55 .105 (тнг/год)

II вариант.

2.1 Капитальные затраты включают в себя стоимость ВЛ-35 кВ (2-х цепной) и ГПП -35/10 кВ.

Расчетный ток в линии 35 кВ (в одной цепи).

при jЭК = 1,1 А/мм2

По механической прочности принимаем провод марки АС-70 с сечением 70 мм2.

Ориентировочная мощность трансформаторов ГПП-35/10 кВ, с учетом загрузки 70 % составит:

Принимаем стандартную мощность трансформатора 1000 кВА.

Коэффициент загрузки составит:

Для трансформатора ТМН-1000/35:

?Рх = 3,65 кВт; ?Рк = 16,5 кВт.

Стоимость ВЛ-35 кВ составит:

КВЛ-35 = 12 . 9,15 . 105 = 27,45 . 105

Стоимость ГПП-35/10 кВ с трансформаторами ТМН-1000/35

КГПП = 77,43 . 105 (тнг)

2.2 Издержки на амортизацию по II варианту.

2.3 Издержки на обслуживание по II варианту.

2.4 Издержки на потери электроэнергии.

а) ВЛ-35 кВ

ИПЭ.ВЛ = 2 . 0,004 . 116 . 12 . 2000 . 12= 4,26 . 104 (тнг/год)

б) трансформаторы ТМН-1000/35 кВ

ИП.ПС = 2. (?Рх. 8760+kз2 . ?Рк . ф ) . ЦЭ (22)

ИП.ПС = 2. (3,65. 8760+0,18 .16,5 . 3000 ) . 5,6 = 41,70 . 104 (тнг/год)

ИПЭ2 = 4,26 . 104 +41,70 .104 = 4,596 . 105 (тнг/год)

2.5 Приведенные затраты по II варианту.

З2 = 0,12 .(27,45 .105+77,43 .105)+5,65 .105+2,43 . 105 +4,596. 105 = 27,26 .105 (тнг/год)

По минимуму приведенных затрат принимаем I вариант внешнего электроснабжения.

3. Автоматизация электрических сетей с помощью реклоузеров

В связи с созданием распределительных компаний и организацией договорных взаимоотношений между участниками оптового и розничного рынков электроэнергии проблема обеспечения надежности и качества электроснабжения становится чрезвычайно актуальной. Особое значение в решении этой проблемы играют распределительные электрические сети среднего напряжения 10 кВ.

Недостаток инвестиций в последнее десятилетие в развитие и реконструкцию сетей среднего напряжения привел к росту радиуса электроснабжения потребителей от опорных подстанций (центров питания) энергосистем. Эти радиусы (расстояния от центра питания до наиболее удаленного потребителя) для некоторых распределительных линий 6-10 кВ (фидеров) достигают 50-60 км и более. В результате увеличились выше допустимых пределов отклонения напряжения в узлах сети, возросло число аварийных отключений потребителей.

По данным ОАО «РОСЭП», среднее число повреждений, вызывающих отключения в ВЛ напряжением до 35 кВ, составляет 170-350 на 100 км линии в год, причем устойчивых КЗ из них 8%, а переходящих в однофазные (неустойчивые) - 72%. Значительную часть длительных отключений можно предотвратить путем применения средств многократного автоматического повторного включения (АПВ). Однако существующие на сегодняшний день в распределительных сетях средства релейной защиты не позволяют выполнять подобные функции.

Традиционно проблема длинных фидеров решается в отечественных электрических сетях 6-10 кВ за счет строительства так называемых разукрупняющих подстанций. Очевидно, что этот путь требует значительных капитальных вложений, а в ряде случаев физически неосуществим из-за невозможности размещения подстанции в нужном месте. Как показывает зарубежный опыт, выходом из сложившейся ситуации (при этом, как правило, более дешевым) может быть реализация «принципа длинного фидера» - глубокого секционирования его магистрали на относительно небольшие участки. Одновременно организуется локализованная и селективная работа релейной защиты и автоматики фидера в целом.

За счет того, что из строя выводится только конкретный участок сети, уменьшается число потребителей, на которых одновременно может отразиться повреждение. Благодаря повышению быстродействия релейной защиты и автоматики сокращается длительность перерывов в электроснабжении и режимов с низким качеством электроэнергии. Реализация «принципа длинного фидера» стала возможной благодаря применению коммутационных аппаратов нового поколения - реклоузеров.

Реклоузер - это аппарат, объединяющий в себе практически все виды противоаварийной автоматики: АПВ, АВР (автоматический ввод резерва), МТЗ (максимальная токовая защита), ЗЗЗ (защиты от замыканий на землю), УПГ (устройство плавки гололеда) и др. Реклоузер допускает, но не требует наличия каналов связи с центром питания, тем самым обеспечивая полностью автономную работу и давая возможность проводить децентрализованное управление автоматикой распределительных сетей. Кроме того, реклоузер позволяет в режиме реального времени вести протоколы по параметрам качества передаваемой электрической энергии и при наличии телемеханики передавать эти протоколы в любое место, где есть приемник телеметрического сигнала. Это дает возможность легко интегрировать данное устройство в автоматизированную систему управления района электрических сетей.

Реклоузер - это надежное и довольно простое в эксплуатации устройство, позволяющее отключать токи КЗ за минимальное время и при этом за такое же время восстанавливать электроснабжение на неповрежденных участках. Значения протекающих в линии токов через трансформаторы тока поступают на цифровые реле, которые могут быть запрограммированы на довольно широкий спектр параметров, в зависимости от места и целей установки реклоузера.

Принцип действия реклоузера состоит в следующем. Пусть произошло повреждение линии на участке К1.

1. Реклоузер Р1 отключается при повреждении в точке К1. Очень важно при этом, что головной выключатель не отключается.

2. Реклоузер Р2 меняет последовательность своего действия. Его уставки выставляются в соответствии с режимом защиты от минимального напряжения.

3. Нормально отключенный реклоузер Р3 включается в соответствии с режимом защиты от минимального напряжения.

4. Реклоузер Р2 выключается только однажды и остается отключенным.

Поврежденный участок изолирован между реклоузерами Р1 и Р2 за гораздо меньшее время, чем при централизованной автоматике, когда для тех же целей применяются обычные выключатели. Причем при выполнении перечисленных операций каналы связи не требовались. Каналы связи могут быть использованы для восстановления системы, а также для измерений или диагностики системы во время планового восстановления нормального режима работы. Реклоузер - это аппарат, объединяющий в себе практически все виды противоаварийной автоматики: АПВ, АВР (автоматический ввод резерва), МТЗ (максимальная токовая защита), ЗЗЗ (защиты от замыканий на землю), УПГ (устройство плавки гололеда) и др. Реклоузер допускает, но не требует наличия каналов связи с центром питания, тем самым обеспечивая полностью автономную работу и давая возможность проводить децентрализованное управление автоматикой распределительных сетей. Кроме того, реклоузер позволяет в режиме реального времени вести протоколы по параметрам качества передаваемой электрической энергии и при наличии телемеханики передавать эти протоколы в любое место, где есть приемник телеметрического сигнала. Это дает возможность легко интегрировать данное устройство в автоматизированную систему управления района электрических сетей.

Реклоузер - это надежное и довольно простое в эксплуатации устройство, позволяющее отключать токи КЗ за минимальное время и при этом за такое же время восстанавливать электроснабжение на неповрежденных участках. Значения протекающих в линии токов через трансформаторы тока поступают на цифровые реле, которые могут быть запрограммированы на довольно широкий спектр параметров, в зависимости от места и целей установки реклоузера. Реклоузер включает в себя:

- вакуумный коммутационный аппарат;

- систему первичных преобразователей тока и напряжения;

- автономную систему оперативного питания;

- микропроцессорную систему релейной защиты и автоматики с возможностью подключения системы телемеханики;

- систему портов для подключения устройств телеметрии;

- комплекс программного обеспечения.

Опыт внедрения реклоузеров за рубежом имеет более чем полувековую историю. Одной из первых начала их производство компания Kyle (США) в 1941 году. Сейчас Kyle входит в группу компаний Cooper Power Systems - CPS (США), мирового лидера по производству вакуумных выключателей и реклоузеров. Кроме CPS, реклоузеры выпускают компании: Soule Materiel Electrique (Франция), Togami Electric (Япония), Whipp & Bourne (Англия), ABB (Швеция\Швейцария), NEI Reyroll Ltd. (Англия) и другие. В СНГ производством реклоузеров занимается промышленная группа «Таврида Электрик». Следует отметить, что при сохранении в реклоузере всех основных функций зарубежных аналогов и добавлении новых инженеры «Тавриды» добились гораздо меньшей стоимости и габаритных размеров, нежели зарубежные компании.

Энергокомпания Детройт-Эдиссон (США) отмечает, что внедрение в распределительные сети реклоузеров позволяет ей экономить около 1 миллиона долларов ежегодно лишь за счет снижения затрат на эксплуатационное обслуживание и регулярную замену существующего парка традиционных выключателей, поскольку реклоузеры на протяжении всего срока службы (25 лет) не требуют какого-либо обслуживания. Опыт компании ESKOM (Южная Африка) показал, что внедрение реклоузеров с микропроцессорным блоком релейной защиты и возможностью интеграции в систему SCADA значительно повышает надежность сети и практически полностью исключает возможность отключения потребителей из-за неустойчивых КЗ.

Что касается опыта внедрения и эксплуатации реклоузеров в России, то уже сегодня существует пилотный проект линии 10 кВ в Западных сетях ОАО «Смоленскэнерго». Этот проект был выполнен Институтом электроэнергетики (МЭИ) совместно с институтом РОСЭП, ОАО «Смоленскэнерго», фирмой «Cooper Power Systems» при активной поддержке и помощи Департамента Электрических сетей РАО «ЕЭС России».

Общая протяженность линии - около 100 км между двумя центрами питания. Она полностью отвечает требованиям по качеству и надежности электроснабжения, а также описанному выше «принципу длинного фидера». При создании пилотной линии использовалось следующее оборудование: батареи статических конденсаторов (для регулирования cos j), вольтодобавочные трансформаторы (регулирование напряжения), нелинейные ОПН (защита элементов сети от перенапряжений), а также реклоузеры. В процессе реализации проекта была использована система дистанционного контроля и автоматического управления SCADA.

Цель проекта - проведение научных исследований, накопление опыта применения и совершенствование принципов построения протяженных распределительных сетей и их эксп луатации в российских условиях, применение и апробация передового оборудования среднего класса напряжения, выявление резервов повышения надежности и качества электроснабжения потребителей*.

Применение реклоузеров в данном проекте продемонстрировало значительное повышение надежности электроснабжения потребителей, культуры эксплуатации сети, уменьшение времени поиска повреждения на линии. В частности, специалисты ОАО «Смоленскэнерго» отмечают, что число повреждений от однофазных замыканий на землю (одного из самых распространенных типов повреждения) снизилось практически до нуля. Устройства почти не требуют обслуживания. Достаточно иметь всего одну легковую машину и двух человек для проведения периодических осмотров внешнего состояния выключателей. Опыт эксплуатации реклоузеров в Западных сетях ОАО «Смоленскэнерго» продемонстрировал, что применение подобных технологий позволяет гораздо эффективнее использовать пропускную способность ВЛ и надежно обеспечивать потребителей в условиях значительной удаленности их друг от друга. Однако уже сегодня можно с полной уверенностью сказать, что проектирование и строительство электрических сетей с применением реклоузеров позволит в недалеком будущем вывести отечественные электрические сети среднего напряжения на новый уровень автоматизации и управления.Для повышения надежности воздушных линий 10 кВ в настоящее время промышленной группой «Таврида Электрик» выпускается новые устройства для их секционирования и защиты - реклоузеры типа РВА/ТЕL.

Реклоузер предназначен для коммутации радиальных и кольцевых воздушных линий электропередачи с номинальным напряжением 10кВ и выполнения следующих основных функций:

-защиты воздушных линий электропередачи в аварийных режимах;

- выполнения АПВ;

- секционирования воздушных линий электропередачи.

Реклоузер состоит из двух основных компонентов:

- модуля высоковольтного (МВ);

- шкафа контроля и управления (ШУ).

Корпус МВ выполнен из алюминиевого сплава. Комбинированный датчик тока и напряжения состоит из катушки Роговского и емкостного датчика напряжения. Для измерения тока нулевой последовательности используется сумма фазных токов полученных от датчиков Роговского.

Конструкция модуля обеспечивает крепление его на деревянных и бетонных опорах посредством монтажного комплекта. Корпус модуля обеспечивает степень защиты IP 65. В нижней части МВ имеет рычаг ручного отключения, приводимый в действие посредством изолирующей штанги-зацепа. В нижней части МВ имеет визуальный указатель положения. Указатель имеет два цвета: красный для индикации включенного положения выключателя и зеленый для - отключенного. МВ подключается к воздушной линии электропередачи при помощи изолированных проводов типа SAX фирмы NOKIA сечением 185 мм2 в зависимости от номинального тока линии. При необходимости МВ может комплектоваться ограничителями перенапряжения ОПН-КР/TEL-10(6)УХЛ1. Для этого предусмотрено специальное крепление в верхней части корпуса.

Конструкцией МВ предусмотрена возможность подключения двух контрольных кабелей: 24 жильного (12 витых пар) экранированного кабеля для подключения цепей измерения (ток и напряжение каждой фазы и ток нулевой последовательности) и 10 жильного экранированного кабеля для подключения цепей управления и питания, (цепи привода выключателя, цепи силового трансформатора напряжения). Кабель измерения соединен с модулем высоковольтным при помощи экранированного круглого соединителя (розетка) типа 484-262 производства TRIADTM . Кабель управления соединен с модулем высоковольтным при помощи соединителя WAGO. Оба кабеля прокладываются между МВ и ШУ в защитном металлорукаве.

Шкаф управления (ШУ).

ШУ предназначен для осуществления функций защиты и автоматики, а так же местного и дистанционного управления реклоузером.

В состав ШУ входят:

Микропроцессорное устройство (контроллер) для осуществления функций релейной защиты и автоматики,

блок управления выключателем - драйвер

источник бесперебойного питания (ИБП) в состав которого входит необслуживаемая аккумуляторная батарея с номинальным напряжением 12В, емкостью 25Ач и сроком службы 10 лет.

пульт контроля управления (ПКУ)

DIN- рельс с возможностью установки платы вводов/выводов, реле и оптронов для организации «сухих» контактов командо-проводов.

Питания ШУ осуществляется через вспомогательные трансформаторы 220(127)/12В. Управление реклоузером может осуществляться местно с помощью пульта контроля управления (ПКУ) расположенного на лицевой панели ШУ или дистанционно с помощью телемеханики. ПКУ содержит кнопки и светодиодные индикаторы, предназначенные для оперативного управления реклоузером. Имеется возможность подключения к ШУ персонального компьютера посредством интерфейса RS232. На DIN - рельсе расположены переходные контакты для подключения пользовательских средств телерадиокоммуникаций к интерфейсу RS485, а также контакты с предохранителем для подачи питания +12В для нужд пользователя.

Габариты ШУ не более: высота - 450мм, ширина - 400мм, глубина без крепления - 250 мм. Степень защиты корпуса ШУ IP65 в соответствии со стандартом IEC 529. ШУ закрывается навесной дверью с замком.

В корпусе ШУ имеются отверстия для ввода кабеля и присоединения дополнительных внешних устройств (внешние трансформаторы напряжения, радиостанция, аппаратура дистанционного управления, командо-провод и т.д.).

Вес ШУ (с учетом всех компонентов) не превышает 20 кг.

Монтаж ШУ производится на столбе при помощи специального монтажного комплекта усилиями одного человека.

Контроллер управления совместно с КДТН производит измерения тока в диапазоне 0-6000А с точностью 5% или 2А, измерение напряжения в диапазоне 0-12кВ с точностью 5%.

Функциональные возможности защиты и автоматики.

Основная направленная токовая защита содержит десять время- токовых кривых (ВТК) по пять для каждого направления мощности. Каждая ВТК состоит из 4 ступеней, одна из этих ступеней может быть с зависимой характеристикой выдержки времени.

Каждая ВТК соответствует своему режиму работы.ВТК1 вводится на время ускорения после первого оперативного включения.ВТК2 введена в нормальном режиме работыВТК3, ВТК4, ВТК5 вводятся соответственно на время 1,2,3 циклов АПВ. Имеется возможность ускорения IV ступень токовой защиты при любом включении. Осуществляется координация зон.

Пределы уставок:

Для I ступени Iуст.=1006000А, tуст=02 с.

Для остальных ступеней Iуст.=401280А, tуст=020 с.

Защита от замыканий на землю направленная (ЗЗЗ).

Предусматривается возможность действия на сигнал или отключение.

Пределы уставок по току 4-80А, по времени 0-60 с.

Защита минимального напряжения (ЗМН).

Алгоритм ЗМН предусматривает возможность АПВ после действия ЗМН. Измерительные органы ЗМН контролируют по выбору фазные действующие значения, трехфазные действующие значения, линейные значения, трехфазные линейные значения напряжений.

Диапазон уставок по напряжению срабатывания ЗМН: (0,5- 10) кВ., шаг 0,1 кВ.

Диапазон уставок по времени срабатывания ЗМН: (0,1-20) с., шаг 0,1 с.

Диапазон уставок по напряжению самовозврата ЗМН: (0,7-10) кВ., шаг 0,1 кВ.;

Диапазон уставок по времени самовозврата ЗМН: (0,1-20)с, шаг 0,1с.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР).

Алгоритм АЧР предусматривает возможность ЧАПВ.

Диапазон уставок по частоте АЧР: (45-50)Гц, шаг 0,1Гц;

Диапазон уставок по времени срабатывания АЧР: (0,3-100)с, шаг 0,1с;

Диапазон уставок по частоте АПВ АЧР: (45-50)Гц, шаг 0,1Гц;

Диапазон уставок по времени АПВ АЧР: (0,3-100)с, шаг 0,1с.

АВР воздушной линии с указанием стороны источника и нагрузки.

диапазон уставок по напряжению: (0,5-10)кВ, шаг 0,1 кВ;

диапазон уставок по времени включения: (0,3-100)с, шаг 0,1с;

обепечение блокировки, если последовательность фаз источника и нагрузки не совпадают.

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Трехкратное АПВ. Каждый цикл АПВ имеет свою ВТК, имеется возможность осуществлять выход из цикла АПВ по факту срабатывания I ступени токовой защиты.

Экономический эффект применения.

Основная составляющая экономического эффекта от внедрения реклоузеров - снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Иски, выставляемые энергокомпаниям в развитых странах, как правило, в несколько раз превосходят стоимость восстановительных работ. Вскоре те же проблемы возникнут и в России.

Расчеты, выполненные в ОАО «ВНИИЭ», показывают, что при применении реклоузеров ущерб от недоотпуска снижается в несколько раз. При этом срок окупаемости затрат (в зависимости от удельной стоимости ущерба от недоотпуска 1 кВт.ч) равен от 3 до 9 лет. Кроме того, снижаются затраты на профилактическое обслуживание реклоузеров, расследование аварий, связанных с неправильными действиями РЗА, ремонт поврежденного оборудования, сбор и обработку информации о режимах и событиях, поиск места повреждения на линиях электропередачи и установку дополнительных средств защиты. К тому же применение реклоузеров повышает безопасность обслуживающего персонала.

Подводя итог, можно сказать следующее: внедрение реклоузеров в распределительные сети 10 кВ является перспективным, технологически оправданным мероприятием и отвечает Концепции технического перевооружения электрических сетей. Их применение позволяет снизить ущерб от недоотпуска электроэнергии и повысить надежность электроснабжения.

4. Организация эксплуатации

Штат электромонтеров любого хозяйства определяется категорией электроустановок и числом условных единиц объёма работ на хозяйство. Под условной единицей (у.е.) определения объёма работ понимается трудоемкость годового технического обслуживания и текущего ремонта электропривода, снабженного приборами автоматического управления с электродвигателем мощностью от 10 кВт и выше. Число у.е. для определения объёма работ, выполняемых электромонтерами, определяют , учитывая всё электрооборудование хозяйства: линии электропередачи любого напряжения находящиеся на балансе хозяйства. В хозяйствах, имеющих объём электроустановок облее1500 у.е. и использующих в год свыше 1 млн. кВт·ч электроэнергии на производственные цели, вводится должность главного инженера -энергетика. Если в хозяйстве менее 1500 у.е., но более 1000, вводится старшего инженера-энергетика. При объёме электроустановок от 500 до 1000 у.е. устанавливается должность старшего инженера-электрика; при объёме электроустановок от 250до 500 у.е. должность инженера-электрика, от 100 до 250 у.е. техника-электрика. В хозяйствах с объёмом электроустановок менее100у.е. электротехническую службу возглавляет старший электромонтер.

Главный (старший) инженер-энергетик как лицо, ответственное за электрохозяйство, организует и обеспечивает эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт электросетей, электооборудования, внутренних электропроводок, организует и обеспечивает постоянный контроль за соблюдением правил охраны труда и техники безопасности, за сохранность материально-технических средств и рациональное использование топливно-энергетических ресурсов.

Инженер-электрик организует и обеспечивает эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт электросетей находящихся на балансе, электродвигателей, электрооборудования, внутренних электропроводок и соблюдение правил по охране труда и техники безопасности.

Условные единицы предусматривают работы по техническому обслуживанию и планово- предупредительному ремонту электроустановок с входящими в них электрооборудованием, аппаратурой управления, защиты и автоматики, а так же силовыми и осветительными электропроводками. В них учтены время и сезонность работы электроустановок (по условиям электрифицированных технологических процессов), а так же затраты труда на их текущее обслуживание и планово предупредительный ремонт.

Электротехническая служба включает в себя 3 группы: монтажную, эксплуатационную и ремонтную, а также испытательную лабораторию. Материально-технической базой являются посты технического обслуживания и передвижные транспортные средства, снабженные соответствующим оборудованием. Периодичность, объем и содержание работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования регламентированы “Системой планово-предупредительного ремонта и технического обслуживания электрооборудования, используемого в сельском хозяйстве” (ППРЭсх)

Количество персонала для обслуживания электрохозяйства определяется по выражению:

N = Q /а,

где Q - количество условных единиц (у. е.) обслуживания электрооборудования; а - норма обслуживания у.е. на одного электромонтера, а = 120 у. е.

N = 968,6/120 = 8,07 электромонтера

Для обслуживания электрохозяйства поселка необходима бригада электромонтеров в количестве 8 человек. Одного из электромонтеров с самым высоким разрядом необходимо назначить бригадиром, с доплатой ему за руководство бригадой 10 % тарифной ставки, при условии выполнения бригадой месячных заданий. Для выполнения монтажных работ и капительного ремонта электрооборудования должны привлекаться специализированные бригады из электротехнической службы.

Текущий ремонт электрооборудования выполняют в плановом порядке по графикам в электроремонтных цехах и в мастерских хозяйств.

Текущий ремонт ВЛ-0,38 кВ заключается в осмотре линий, проверке состояния опор, измерение глубины загнивания опор, подтяжке ослабевших бандажей, удаления с них ржавчины, выправке опор, перетяжке отдельных участков сети, проверки вентильных разрядников, вырубке разросшихся деревьев. Техническое обслуживание выполняют как правило , на месте установки электрооборудования. При подготовке электрооборудования к хранению, а также непосредственно после его окончания , техническое обслуживание проводят в случае, если период хранения продолжается более двух месяцев. Типовые объёмы работ включают в себя проверку наличия под проводами посторонних предметов и случайных строений, противопожарное состояние трассы, отключение опор, переносы элементов и др., также проверка наличия обрывов и оплавлений, стрелы провеса, наличия набросов, состояние и целостность заземляющих проводов. Осмотр изоляторов коммутационной аппаратуры, кабельных муфт на спусках, разрядники и т.д.

Капитальный ремонт электрооборудования и электропроводок, как правило, должен производиться централизованно на специализированных ремонтных предприятиях. В капитальный ремонт линий 0,38 кВ входит: плановая замена опор, перетяжка и выправка линий, замена неисправной арматуры. Кроме плановых осмотров ВЛ должны производиться внеплановые осмотры после стихийных явлений и для предотвращения аварий на линиях. Нормы расхода материалов и запасных частей на техническое обслуживание и ремонт электроустановок определяются в соответствии с ППРЭсх.

Заключение

электроснабжение трансформатор реклоузер

В дипломном проекте были решены задачи по проектированию системы электроснабжения поселка Кунай. При проектировании системы электроснабжения наиболее ответственным моментом является определение расчетных нагрузок потребителей, которое во многом определяет дальнейшие решения по проектированию системы электроснабжения. Эффективное использование капитальных затрат на электроснабжение и ежегодные издержки на эксплуатацию систем электроснабжения прежде всего зависят от правильности выбранного по технико-экономическим затратам варианта электроснабжения. Кроме того, при проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать все технические ограничения, налагаемые на применяемое электрооборудование, провода и кабели.

Правильное использование всех выше указанных требований позволяет создать экономически эффективную и надежную систему электроснабжения.

При проектировании автоматизации системы электроснабжения нужно тщательно разобраться в возможности ее применения. Предлагаемые в проекте секционирующие реклоузеры РВА-10 позволят значительно повысить надежность электроснабжения потребителей п. Кунай.

Дипломный проект выполнен со всеми вышеизложенными положениями.

Литература

1. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ), ноябрь 1986, М.: Сельэнергопроект.

2. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Агропромиздат, 1990.

3. Справочник по электроснабжению оборудованию: в 2т. Т1 Электроснабжение / Под. общ. редакцией Федорова А.А. М.: Энергопромиздат, 1987.

4. Справочник по электроснабжению оборудованию: в 2т. Т2 Электрооборудование / Под. общ. редакцией Федорова А.А. М.: Энергопромиздат, 1987.

5. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987.

6. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование . М.: Колос, 1990.

7. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высшая школа, 1990.

8. Правила устройства установок Республики Казахстан. Астана, 2003.

9. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1986.

10. Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности (РУМ), сентябрь 1986, М.: Сельэнергопроект.

Размещено на Allbest.ru

...