Реконструкция электрификации центральной усадьбы совхоза "им. Ленина" Пристенского района Курской области

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Реконструкция электрификации центральной усадьбы совхоза "им. Ленина" Пристенского района Курской области

Реконструкция электрификации центральной усадьбы совхоза "им. Ленина" Пристенского района Курской области

Введение

Сельские электрические сети всегда отличались существенно более низкой надежностью по сравнению с сетями других назначений (промышленными, городскими).

Низкий уровень надежности сельских сетей приводит к тому, что надежность электроснабжения присоединенных к ним потребителей часто не соответствует требуемой.

Проблема обеспечения необходимой надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей обострилась в связи с дальнейшим развитием сельскохозяйственного производства на промышленной основе. Это приводит к значительному увеличению числа ответственных сельскохозяйственных потребителей.

Надежное обеспечение электроэнергией сельскохозяйственных потребителей может быть достигнуто внедрением комплекса мероприятий, направленных на повышение надежности работы линий электропередачи и трансформаторных подстанций путем совершенствования схем электроснабжения, увеличение объемов капитального ремонта электрических сетей, обеспечение трансформаторных подстанций 35-110 кВ резервным питанием, сокращения протяженности линий 10 кВ, их секционирования и оснащения средствами автоматики (АПВ, АВР) подстанций.

Вместе с тем необходима разработка и осуществление технических мероприятий по повышению надежности непосредственно у потребителей: к числу таких мер относится строительство закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП- 6-20/0,4 кВ), а также линий 10- 0,4 кВ для резервного питания и др.

Целью данного дипломного проекта является реконструкция электрификации центральной усадьбы, т.к. с ростом производственных мощностей, естественно, существующие воздушные линии и трансформаторные подстанции не могут удовлетворять растущие потребности в электрической энергии. Поэтому электрификация центральной усадьбы подлежит реконструкции.

Технической основой решения задачи является автоматизация электрических сетей позволяющая достичь требуемого уровня надежности питания потребителей, качество электрической энергии с высокой степенью экономичности при сокращении затрат труда и повышения безопасности обслуживания.

Перевод сельскохозяйственного производства на промышленную основу и появления в связи с этим в сельском хозяйстве потребителей I категории надежности вызвали необходимость существенного повышения уровня надежности электроснабжения сельских потребителей.

Электрификация создает важнейшие условия для перевода сельского хозяйства на интенсивный путь развития.

Современные сельскохозяйственные предприятия стоятся с высокой степенью автоматизации, что требует обеспечения высокой надежности и качества электроснабжения с целью исключения возможности срыва технологического процесса. Темой данного проекта является автоматизация сельских электрических сетей. Опыт показывает, что за счет внедрения автоматизации можно получить значительный экономический эффект путем внедрения наиболее современных устройств автоматики (АПВ, АВР, более чувствительных защит). Применение комплекса защит повысит электробезопасность в электроустановках.

1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХОЗЯЙСТВА

1.1 Местоположение и специализация хозяйства

Совхоз «им. Ленина» Пристенского района Курской области организован в Центральная усадьба село Ярыгино располагается в северо-восточной части землепользования совхоза и находится на расстоянии 10 км. От районного центра п. Пристень. Сообщение с районным центром осуществляется автотранспортом по асфальтированной дороге. В районном центре находится железнодорожная станция и в 100 км от центральной усадьбы располагается областной центр г. Курск.

Пункты сдачи сельскохозяйственной продукции в п. Пристень.

Местоположение хозяйства дает возможность быстрого снабжения машинами, удобрениями. Близость к районному центру, хорошие дороги – это возможность сбыта продукции хорошего качества. Для определения специализации совхоза анализируем структуру товарной продукции (таблица 1).

Таблица 1 - Структура товарной продукции

Проведенный анализ производственной деятельности за последние 3 года показывает, что за период с 2002 года по 2004 годы совхоз специализировался на производстве молока, мяса, овощей, картофеля. Совхоз за последние 3 года реализовал продукции на сумму 3644 тыс. руб., в том числе выручка от реализации молока составила 750 тыс. руб. (19,8%), мяса 1317 тыс. руб. (34,8 %), продукции картофеля 951 тыс. руб. (25,1 %), овощей 42,9 тыс. руб. (11,3 %).

Таким образом, направление хозяйства молоко, мясо, картофель, овощи.

1.2 Оснащенность энергетическими средствами производства

Общие сведения о структуре энергетических средств совхоза «им. Ленина» сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Оснащенность энергетическими ресурсами

Основным потреблением электроэнергии является комплекс по производству молока и выращиванию нетелей. На комплексе элекрифицированы следующие процессы: раздача кормов, навозоудаление, дойка коров, кормоприготовление, вентиляция, подача горячей воды. За последние три года увеличились энергоресурсы в основном введением новых производственных мощностей. Заметно увеличились электропотребление в связи с электромеханизацией технологических процессов на комплексе.

Из таблицы 2 видно, что хозяйство имеет высокую электровооруженность труда по установленной мощности и достаточно высокий уровень элекрификации.

Достаточное представление об энергетики хозяйства дает таблица 3, где сведены результаты работы за год.

Таблица 3 - Общие сведения об энергетики хозяйства

График использования электроэнергии за 2004 год приведен на рис. 1 в 2001 году было использовано 1963 тыс. кВт.ч., в 2002 году – 2094 тыс. кВт.ч, в 2003 году – 2587 тыс. кВт.ч.

1.3 Обеспеченность трудовыми ресурсами

Совхоз «им. Ленина» Пристенского района Курской области практически обеспечен трудовыми ресурсами. Это связано с близким расположением к районному центру, обеспеченность четким графиком автобусного сообщения и решения социальных вопросов. В совхозе хорошо идет жилищное строительство, работает детский сад на 50 мест, имеется торговый центр, дом культуры. Достаточно высокий уровень электрификации труда сельскохозяйственного производства. В хозяйстве достаточно квалифицированная служба энергетиков, электромантерами совхоз укомплектован. Штат электромантеров не рассчитан исходя из объема работ по обслуживанию электрохозяйства в условных еденицах. В перспективе электрохозяйство почти в 1,5 раза увеличат энергетические мощности с вводом II очереди комплекса по производству молока, зерносклада и картофелехранилища. Естественно, штат электротехнической службы увеличится, правлением совхоза предусмотрено это.

1.4 Результаты хозяйственной деятельности

Приводим основные показатели, характеризующие эффективность производства в совхозе «им. Ленина» (Таблица 4)

Таблица 4 - Основные экономические показатели

Анализируя основные экономические показатели работы совхоза за последние три года приходим к выводу, что хозяйство значительно улучшило свои экономические показатели. Если в 2002 году животноводство не приносило прибыль, то в 2004 году прибыль составила 572 тыс. руб. Повысился уровень рентабельности сельскохозяйственного производства. В 2004 году значительно повысилась урожайность зерновых, картофеля, корнеплодов, многолетних трав на сено. В 2004 году снизился среднегодовой удой молока от 1 коровы.

1.5 Обоснование реконструкции центральной усадьбы совхоза «им. Ленина» Пристенского района Курской области

На территории комплекса по производству молока дополнительно к существующему зданию проектируется два коровника на 400 голов каждый, одно родильное отделение на 160 голов, сенохранилище, кормоцех. В непосредственной близости от комплекса запроектирован комбикормовый завод. На складском секторе дополнительно предусмотрено механизированное зернохранилище на 1000 т. и секционное картофелехранилище на 2000 т.

По проекту, к существующему клубу намечается пристроить здание спортзала. Тут же проектируется административное здание, торговый центр, котельная и группа 16-ти и 8-ми квартирных домов.

Всего установленная мощность вновь вводимых объектов составляет порядка 300 кВт.

Существующие линии 0,38 кВ не могут соответствовать будущим электрическим нагрузкам, сечение проводов не отвечают существующим требованиям ни по усвоению нагрева, ни по допустимому падению напряжения. Мощности существующей трансформаторной подстанции на 160кВт будет ясно недостаточно при введении новых энергоемких производственных процессов.

Следовательно, необходима реконструкция электрификации центральной усадьбы совхоза «им. Ленина». Необходимо произвести расчеты электрических нагрузок с учетом перспективного развития центральной усадьбы, выбрать трансформаторы новой мощности, рассчитать новые сечения сетей и сделать реконструкцию. Существующая трансформаторная подстанция на комплексе не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как не имеет резервного питания. Это еще раз доказывает необходимость реконструкции электрификации центральной усадьбы.

2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Определение электрических нагрузок и выбор мощности трансформаторных подстанций

Расчет электрических нагрузок в сельскохозяйственных районах производится в соответствии с методическими указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38- 110 кВ сельскохозяйственного назначения (21), разработанными Сельэнергопроектом и утвержденными в 1996 году.

За расчетную нагрузку принимается наибольшее значение полной мощности 0,5 ч., которое может иметь место на вводе к потребителю электроэнергии и в электрической сети в расчетном году с вероятностью ниже 0,95. При этом различают дневные и вечерние нагрузки.

Жилые дома. Сельским жилым домам при расчете считается (при расчете нагрузок) одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии.

Для наружных сетей 0,38 кВ расчетные нагрузки и потребление электроэнергии на один сельский дом находится по кривым (21), исходя из существующего электропотребления. Расчетная нагрузка на вводе в сельский дом при удельном потреблении 700 кВт. ч (по данным участка Пристенского энергонадзора) по номограммам (21) годовое потребление электроэнергии в конце расчетного периода составит 960 кВт. ч на дом и расчетная нагрузка 2,1 кВт/ дом.

Нагрузка группы домов, присоединенных к расчетному участку определяется как сумма мощностей на вводе умноженное на коэффициент одновременности для данного количества домов. Коэффициент участия нагрузки жилых домов в дневном максимуме составляет 0,3, а в вечернем максимуме бытовая нагрузка учитывается с коэффициентом равным 1 (21).

Расчетные нагрузки для вечернего максимуму на вводах в сельский дом определяем с учетом коэффициента одновременности по таблице 3,5 (3).

Sв = S расч. * n * K од (1),

Где S расч. – расчетная нагрузка на вводе в сельский дом, кВт/дом,

n - количество домов в группе,

K од - коэффициент одновременности.

S вд-6 = S расч. * n * K од. = 2,1*6*0,50=6,3 кВА

S вд-7 = 2,1*7*0,48 = 7,1 кВА

S вд-8 = 2,1*8 * 0,47 = 7,9 кВА

S вд-11 = 2,1*11 *0,43 = 9,9 кВА

S вд- 13 = 2,1*13 *0,41 = 11,2 кВА

S вд-12 = 2,1* 12 * 0,42 = 10,6 кВА

S вд-18 = 2,1* 18 * 0,39 = 14,7 кВА

S вд-20 = 2,1 * 20 * 0,38 = 16,28 кВА

S вд-27 = 2,1 * 27 * 0,35 = 19,9 кВА

S вд-35 = 2,1 * 35 * 0,31 = 23 кВА

Нагрузки для дневного максимума находим по формуле (2) с учетом коэффициента участия

S g = S расч. * n * K уч (2)

S gд –6 = 2,1*6* 0,3 = 3,78 кВА

S gд – 7 = 2,1*7* 0,3 = 4,41 кВА

S gд –8 = 2,1*8* 0,3 = 5, 04 кВА

S gд –11 = 2,1*11* 0,3 = 6,93 кВА

S gд – 12 = 2,1*12* 0,3 = 7,56 кВА

S gд – 13 = 2,1*13* 0,3 = 8,19 кВА

S gд – 18 = 2,1*18* 0,3 = 11,34 кВА

S gд – 20 = 2,1*20* 0,3 = 12,60 кВА

S gд – 27 = 2,1*27* 0,3 = 17,01 кВА

S gд – 35 = 2,1*35* 0,3 = 22,05 кВА

Данные сводим в таблицу 5.

Общественные и коммунальные предприятия.

Расчетные нагрузки на вводах в общественные и коммунальные предприятия приведены в (21). Сводим расчетные нагрузки дневного и вечернего максимума 5.

Таблица 5 - Расчетные нагрузки на вводах в жилые дома, общественные и коммунальные предприятия

Составляем расчетную схему рис.2.

Расчетные нагрузки определяем на отходящих линиях для дневного и вечернего максимума с использование добавок, таблица 27 (5).

Линия 1

SgI = 20+4,2+0,3+1,2+3+2,7+2,7+2,7+2,7+6,2+7+4,5+27 = 59,3 кВА

S вI = 14,7+4,2+6,5+4,8+4,2+4,2+2,4+1,8+3,0+6+6+4,2+4,2 = 66,2 кВА

Аналогично считается для линий 2,3,4, получаем

SgII = 51,1 кВА S вII = 44,5 кВА

SgIII = 47.9 кВА S вIII = 81,1 кВА

SgI V = 94,1 кВА S вIV = 126,5 кВА

Расчетную нагрузку на вводе ТП 10/ 0,4 кВ определяем суммированием нагрузок отходящих линий с учетом добавок таблица 27 (5)

S тпg = 94,1+32,5+34,7+41 = 202,3 кВА

S тпв = 126,5+55+ 29,5+ 45 = 256,0 кВА

Нагрузку уличного освещения рассчитываем в соответствии с приложением 3 (4)

S = Sо* L (3),

Где Sо – расчетная нагрузка на 1 м длины улицы, ВА

L – длина улиц, м

S = 6* 4600 = 27,6 кВА

Суммарная расчетная нагрузка на вводе ТП 10/0,4 кВ с учетом уличного освещения

S тпg = 206,5 кВА

S тпв = 256 + 27,6 = 283,6 кВА

Мощность трансформатора на ТП 10/ 0,4 кВ выбираем по большему (в данном случае вечернему) максимуму нагрузки по приложению 15 (4).

Согласно интервалам экономических нагрузок с учетом допустимых систематических перегрузок принимаем трансформатор мощностью 400 кВА, ТМ – 400, трансформаторная подстанция типа КТПП – 10/ 0,4 кВ, так как имеются потребители II категории – больница и котельная.

Производственные потребители.

Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ определяют суммирование нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки. Расчетная дневная нагрузка на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции:

Sg = Ко ∑ Sgi (4)

Sв = Ко ∑ Sвi (5)

где Sgi, Sвi - дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя

Ко - коэффициент одновременности.

Если нагрузка однородных потребителей отличаются по значению более чем в 4 раза, то суммирование их рекомендуется производить не с учетом коэффициента одновременности, а по таблице 3,6 (3) попарно.

Расчетные нагрузки на вводах в производственные и общественные здания взяты из таблиц (3) (11) и сведены в таблицу 6.

Расчетная схема приведена на рис. 3.

Расчетные нагрузки по линиям определяем суммирование нагрузок потребителей пользуясь таблицей 3,6 (3).

Линия 1

SgI = Sgк + Δ Sp = 90+34+8,5+1,2 = 133,7 кВА

SвI = Sвк + Δ Sp = 54+9+15+1,2 = 79,2 кВА

Аналогично рассчитываем для линий 2,3,4,5,6

SgII = 116,7 кВА SвII = 86,8 кВА

SgIII =138,0 кВА SвIII = 77,0 кВА

SgIV = 95,6 кВА SвIV = 59,6 кВА

SgV = 39,5 кВА SвV = 10,4 кВА

SgVI = 50,0 кВА SвVI = 50,0 кВА

Таблица 6 - Электрические нагрузки производственных и общественных потребителей

Расчетная схема приведена на рис. 3.

Расчетную нагрузку на вводе ТП -10/0,4 кВ определяем суммированием нагрузок отходящих линий с использованием добавок (3)

S тпg = 13,8+80+65+26+34+92 = 430 кВА

S тпв = 86,8+ 53+41+6+34+55 = 271,8 кВА

Нагрузку уличного освещения рассчитываем в соответствии (3), т. е. нормативы нагрузки наружного освещения территории хозяйственных дворов составляет 250 ВА на одно помещение и 3 ВА на 1 м длины периметра двора.

S = Sо *L= 3*3000 = 9 кВА

Суммарная расчетная нагрузка на вводе ТП –10/0,4 кВ с учетом уличного освещения:

S тпg = 430 кВА

S тпв = 271,8 + 9 = 280,8 кВА

Выбираем мощность трансформаторов по большему (в данном случае дневному) максимуму нагрузки.

Выбираем двухтрансформаторную подстанцию, так как согласно (25) электроприемники к потребителям I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

Мощность трансформаторов 2 X 400 кВА. Питание осуществляется по воздушным линиям ВЛ – 10 кВ от п/ст 35/ 10 кВ «Ржавская», фидер № 11 I- я секция шин, протяженностью ВЛ – 10 кВ 2,5 км. Второй ввод тоже от п/ст 35 /10 кВ «Ржавская», фидер № 12 II- я секция шин 10 кВ протяженностью ВЛ 10 кВ 2 км.

Согласно (25) установка автономных источников резервного электропитания (АИР) должна предусматриваться для резервного питания электроприемников I категории, а так же электроприемники II категории независимо от наличия резервного питания по электрическим сетям.

В качестве АИР используем передвижную электроподстанцию ДЭС. Для комплекса по производству молока на 1600 голов резервируемая нагрузка 200 кВт, принимаем ДЭС – 100+2, т. е. мощность 100 кВт в количестве 2 шт. (25)

ДЭС принимаем для сверхнадежности электроснабжения и в целях повышения надежности и устойчивости объекта гражданской обороны.

Согласно (25) для электроснабжения потребителей I категории принимаем схему для питания ТП-10/ 0,4 кВ сетевым резервированием рис.4.

Принимаем закрытую трансформаторную подстанцию (ЗТП) с воздушными вводами и двумя трансформаторами мощностью по 400 кВА каждый. Здание подстанции двухэтажное. На первом этаже располагаются помещения для силовых трансформаторов и РУ- 0,38 кВ., на втором этаже РУ – 10 кВ. Для подъема на второй этаж служит металлическая лестница. Стены здания кирпичные, перекрытия из железобетонных плит. РУ – 10 кВ комплектуется из камер КСО, а РУ – 0,4 кВ из панелей типа ЩО – 70.

2.2 Расчет силовых нагрузок и выбор технологического оборудования кормоцеха

Подготовка кормов к скармливанию животным очень важное звено в системе животноводства и играет решающее значение в повышении продуктивности скота и в конечном итоге на выход продукции животноводства.

В себестоимости молока и мяса на долю кормов приходится 50 – 60% всех затрат. Поэтому рациональная организация процесса кормоприготовления с максимальным применением электропривода значительно снижает затраты на производство кормов.

В своем составе корма содержат все питательные вещества необходимые для организма животного. Однако их усваиваимость и питательность зависит от предварительной подготовки перед скармливанием, обработка кормов позволяет сократить затраты энергии животного на пережевывание, создает хорошие условия для смешивания и раздачи.

Технологический процесс обработки и подготовки кормов зависит от вида зоотехнических требований. Выбор машин и технологического оборудования для кормоприготовления производится на основании суточных рационов. Производительность машин и оборудования выбираем по зимнему рациону кормления, так как в этот период обработке подвергается основное количество кормов.

Анализируя таблицу 7 суточного рациона, видно, что основную часть в рационе составляют грубые корма. Исходя из этого выбираем схему технологического процесса приготовления кормов, представленную на рис. 5. Согласно технологической схемы производим выбор оборудования и к нему электродвигателей.

Подача кормов (корнеплодов) осуществляется транспортером ТК- 5 производительностью 5 т/ч. Ковшовые транспортеры предназначены для вертикального или наклонного перемещения корнеклубнеплодов. Они состоят из непрерывной прорезиненной ленты с закрепленными ковшами.

Мощность электродвигателя определяем по формуле:

Р = Q / 367 ηn * h / η m кВт,

Где: h – высота подъема,

ηn - КПД передачи,,

η m - КПД транспортера,

Q – производительность транспортера

Принимаем ближайший по каталогу электродвигатель: 4А100L4У3 Р н = 4,0 кВт n = 1430 об/мин, cos φ = 0,84, η = 84 %

Таблица 7 - Расчет потребности в кормах на стойловый и пастбищный период

Составляем нагрузочную диаграмму

Алгоритм расчета (формульный)

1.                Продолжительность работы электродвигателя, мин

t p = t1 + t 2 + t 3 + t 4 = 80 мин

2.                Эквивалентная (среднеквадратичная) мощность нагрузки ЭД, КВт

3.                 

Р э =

Р э =  кВт

4.                Средняя мощность нагрузки ЭД (кВт)

P ср =  = 3,4 кВт

5.                 Коэффициент формы НД

К ф =

6.                Коэффициент механической перегрузки ЭД

Pм = ,

Где Т н = 6,0

Pм =

7.                Потребная мощность по допустимому нагреву, кВт

Рм =  кВт

8.                Потребная Мощность ЭД из условия обеспечения пуска, кВт

Рg(п) =

Мn = 2 Мк = 2,4 Р с.п. = 3,4

Рg(p) = 3,4 кВт

9.                Потребляемая мощность ЭД из условия обеспечения перегрузки при работе, кВт

Рg(p) =  кВт

Выбираемый двигатель удовлетворяет всем условиям:

Рg ≥ Рg(нг) Рg ≥ Рg(п) Рg ≥ Рg(р)

Аналогично расчет производим для остальных электродвигателей.

2.3 Электрический расчет сетей 10 и 0,38 кВ

2.3.1 Определение допустимой потери напряжения.

Допустимую потерю напряжения в сетях 10 и 0,38 кВ определяем по отклонению напряжения у сельскохозяйственных потребителей, которое должно быть в пределах ± 5 % (ГОСТ 13109-97) (для животноводческих комплексов). Для этого составляем таблицу 9 отклонений и потерь у потребителей.

Таблица 9 - Потери отклонения напряжения

Вносим в таблицу 9 известные величины: отклонение напряжения трансформатора 10/ 0,4 кВ, которое можно считать при полной нагрузки – 4 %, а при 25 % полного напряжения – 1%. Кроме того, учитывая допустимые потери отклонения у потребителя при полной нагрузки  - 5 %. Задаемся надбавкой трансформатора 10/0,4 кВ, которая может быть от + 10 до 0 %. Выбираем надбавку +5 %. Допустим, что вместе присоединения сельской сети напряжение на шинах 10 кВ наблюдаются следующие отклонения  - 5%, - 0 %. Тогда допустимые потери напряжения в сетях при полной нагрузки составляет Δ= 5+5-4-(-5) = 11 %.

Распределяем между сетями напряжением 10 и 0,38 кВ потерю напряжения 3,5 % и 7,5 5 с тем, чтобы иметь наименьшую общую массу металла проводов в сети. Отклонение напряжения при минимальной нагрузки = -1,25+ 5- 1= 2,75 % < 5 %

И находятся в допустимых приделах. Наносим на схемы рис. 6,7 все величины необходимые для расчета сети, то есть допустимое значение потери напряжения в различных её звениях.

2.3.2 Расчет воздушных сетей 0,38 кВ ведем по экономическим интервалом мощности

Принимаем толщину стенки гололеда 5мм Опоры железобетонные, нагрузка достигает проектного значения на седьмой год Допустимые потери напряжения на ВЛ – 0,38кВ – 7,5 процентов Нагрузки в киловатт – амперах, и расстояния участков показаны на рис 6 Коэффициент мощности всех нагрузок равен 0,9

Порядок расчета

Определяем расчетные мощности по участкам схемы с учетом коэффициента одновременности

Линия 1

S3-4 = S 4 = 2 кВА

S 2- 3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 24+1.2 = 25.2 кВА

S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 50+ 15.7 = 65.7 кВА

S0-1 = S 1 + Δ S 1- 2 = 90+ 45 = 135 кВА

Линия 2

S3-4 = S 4 = 2 кВА

S 2- 3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 27 + 1.2 = 28.2 кВА

S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 28,2+ 15 = 43,2 кВА

S0-1 = S 1 + Δ S 1- 2 = 90 + 30 = 120 кВА

Линия 3

S2-4 = S 4 = 90 кВА

S 2- 3 = S 3 = 23 кВА

S1-2 = S 2-4 + Δ S 2- 3 = 90 + 14,4 = 104,4 кВА

S0-1 = S 1-2 + Δ S 1 = 104,4 + 34 = 138,4 кВА

Линия 4

S 2- 3 = S 3 = 1,3 кВА

S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 8 + 0,9 = 8,9 кВА

S0-1 = S 1 + Δ S 1-2 = 90 + 5,4 = 95,4 кВА

Линия 5

S1-2 = S 2 = 10 кВА

S3-4 = S 4 = 14 кВА

S1-3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 25 + 8,5 = 33,5 кВА

S0-1 = S 1-3 + Δ S 1-2 = 33,5 + 6 = 39,5 кВА

Находим эквивалентные мощности на участках

S экв = S расч * Кg (10),

Где S расч - расчетная максимальная мощность на участке, кВА

Кg - коэффициент роста нагрузок,

Линия 1

S экв 3-4 = 2* 0,7 = 1,4 кВА

S 2-3 = 25,2 * 0,7 = 17,44 кВА

S 1- 2 = 65,7 * 0,7 = 45, 99 кВА

S 0-1 = 135 * 0,7 = 87,5 кВА

Линия 2

S экв 3-4 = 2* 0,7 = 1,4 кВА

S 2-3 = 28,2 * 0,7 = 19,74 кВА

S 1- 2 = 43,2 * 0,7 = 30, 24 кВА

S 0-1 = 120 * 0,7 = 84 кВА

Аналогично находим эквивалентные мощности линий 3,4,5. Данные расчетов сводим в таблицу 10.

2.3.3 По эквивалентным мощностям определяем основные сечения проводов

Линия 1

На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50

На участке 1-2 провода 3А50 + А50

На участке 2- 3 провода 3А25 + А25

На участке 3- 4 провода 3А25 + А25

Линия 2

На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50

На участке 1- 2 провода 3А50 + А50

На участке 2 – 3 провода 3А25 + А25

На участке 3– 4 провода 3А25 + А25

Аналогично находим сечение проводов линий 3,4,5. Данные расчетов сносим в таблицу 10.

4.                Сечение проводов проверяем по допустимым потерям напряжения.

Линия 1

а) потери напряжение на участке ТП – 1 определяем по максимальной мощности

S max по формуле:

Δ U тп- 1 =  (11)

Где S max - максимальная полная мощность, протекающая по участку линии, кВА

l-                                    длина участка линии, км

Uн – номинальное напряжение, кВ

r 0, x 0 - сопротивление 1 км провода [6 ]

Δ U тп-1 =  В

или 3,6 %

На других участках расчет производим аналогично:

Δ U 1-2 =  В или 1,17 %

Δ U 2-3 =  В или 1,4 %

Δ U 3-4 =  В или 0,12 %

б) Суммарные потери напряжения до точек сети, в которых подключена нагрузка

Δ U тп-2 = Δ U тп-1 + Δ U 1-2 = 3,6 + 1,17 = 4,77 %

Δ U тп-3 = Δ U тп-2 + Δ U 2-3 = 4,77 + 1,4 = 6,17 %

Δ U тп-4 = Δ U тп-3 + Δ U 3-4 = 6,17 + 0,12 = 6,29 %

Так как Δ U max < Δ U max доп = 7,5 %, следовательно сечения проводов выбраны верно.

Δ U max = Δ U тп-4 = 6,29 %

Аналогично проверяем участки линии 2,3,4,5 по допустимой потери напряжения. Данные расчетов сводим в таблицу 10.

Рассчитываем ВЛ 0,38 кВ по ТП – 2. Расчетная схема на рис. 7

1.     Определяем расчетную максимальную мощность участков линии 1.

S9-10= S 10 = 9,9 кВА

S3-9 = S 9-10 + Δ S 9 = 9,9 + 4,2 = 14,1 кВА

S5-6 = S 6 = 5 кВА

S7-8 = S 8 = 3 кВА

S5-7 = S 7 + Δ S 7- 8 = 4 + 1,8 = 5,8 кВА

S4-5 = S 5-7 + Δ S 5- 6 = 5,8 + 3 = 8,8 кВА

S3-4 = S 4-5 + Δ S 4 = 8,8 + 4,2 = 13 кВА

S2-3 = S 3-9 + Δ S 3- 4 = 14,1 + 7,9 = 22 кВА

S1-2 = S 2-3 + Δ S 2- 7 = 22 + 4,2 = 26,2 кВА

S16-17 = S 17 = 7,1 кВА

S16-18 = S 18 = 10,6 кВА

S15-16 = S 16-18 + Δ S 36- 17 = 10,6 + 4,4 = 15 кВА

S13-15 = S 15-16 + Δ S 15 = 15 + 4, 8 = 19 кВА

S13-14 = S 14 = 14,7 кВА

S12-13 = S 13-15 + Δ S 13- 14 = 19,8 + 9 = 28,8 кВА

S11-12 = S 12-13 + Δ S 12 = 28,8 + 4,2 = 33 кВА

S1-11 = S 11-12 + Δ S 11 = 33 + 12,5 = 45,5 кВА

S0-1 = S 1-11 + Δ S 1- 2 = 45,5 + 16,4 = 61,9 кВА

2.     Определяем по формуле (10) эквивалентную мощность

S9-10 = 9,9 * 0,7 = 6,93 кВА

S3-4 = 14,1 * 0,7 = 9,87 кВА

S9-10 = 9,9 * 0,7 = 6,93 кВА

S5-6 = 5 * 0,7 = 3,5 кВА

S7-8 = 3 * 0,7 = 2,1 кВА

S5-7 = 5,8 * 0,7 = 4,06 кВА

S4-5 = 8,8 * 0,7 = 6,16 кВА

S3-4 = 13 * 0,7 = 9,1 кВА

S2-3 = 22* 0,7 = 15,4 кВА

S 1-2 = 26,2 * 0,7 = 18,34 кВА

S16-17 = 7,1 * 0,7 = 4,97 кВА

S16-18 = 10,6 * 0,7 = 7,42 кВА

S15-16 = 15 * 0,7 = 10,5 кВА

S13-14 = 14,7 * 0,7 = 10,29 кВА

S12-13 = 33* 0,7 = 23,1 кВА

S1-11 = 45,5 * 0,7 = 31,7 кВА

S0-1 = 61,9 * 0,7 = 43,33 кВА

3.     По эквивалентной мощности определяем основные сечения проводов.

На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50

На участке 1 – 11 провода 3А50 + А50

На участке 11 – 12 провода 3А35 + А35

На участке 12 – 13 провода 3А35 + А35

На участке 13 – 14 провода 3А25 + А25

На участке 14 – 15 провода 3А25 + А25

На участке 15 – 16 провода 3А25 + А25

На участке 16 – 18 провода 3А25 + А25

На участке 16 – 17 провода 3А25 + А25

На участке 1 – 2 провода 3А25 + А25

На участке 2 – 3 провода 3А25 + А25

На участке 3 – 4 провода 3А25 + А25

На участке 4 – 5 провода 3А25 + А25

На участке 5 – 7 провода 3А25 + А25

На участке 7 – 8 провода 3А25 + А25

На участке 5 – 6 провода 3А25 + А25

На участке 3 – 9 провода 3А25 + А25

На участке 9 – 10 провода 3А25 + А25

4.     Сечение проводов проверяем по допустимой потери напряжения.

Потери на участках определяем по формуле (11)

Δ U тп-1 =  В или 1,8%

Δ U 1-11 =  В или ≈0,2 %

Δ U 11-12 =  В или 1,8 %

Δ U 12-13 =  В или 0,4 %

Δ U 13-14 =  В или 2,6 %

Δ U 13-15 =  В или 2,1 %

Δ U 15-16 =  В или 0,2 %

Δ U 16-18 =  В или 0,7 %

Δ U 16-17 =  В или 0,5 %

Δ U 1-2 =  В или 1,9

Δ U 2-3 =  В или 0,4 %

Δ U 3-4 =  В или 0,9 %

Δ U 4-5 =  В или 0,4 %

Δ U 5-7 =  В или 0,1 %

Δ U 7-8 =  В или 0,1 %

Δ U 5-6 =  В или 0,3 %

Δ U 3-9 =  В или 1 %

Δ U 9-10 =  В или 1,5 %

Суммарные потери до точек, в которых подключены нагрузки

Δ U тп-11 = Δ U тп-1 + Δ U 1-11 = 1,8 + 2,2 = 2 %

Δ U тп-12 = 2 + 1,8 = 3,8 %

Δ U тп-13 = 3,8 + 0,4 = 4,2 %

Δ U тп-14 = 4,2 + 2,6 = 6,8 %

Δ U max 6,8 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U тп-15 = 4,2 + 2,1 = 6,3 %

Δ U тп-16 = 6,3 + 0,2 = 6,5 %

Δ U тп-18 = 6,5 + 0,7 = 7,2 %

Δ U max 7,2 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U тп-17 = 6,5 + 0,5 = 7 %

Δ U max 7 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U тп-2 = 1,8 + 1,9 = 3,7 %

Δ U тп-3 = 3,7 + 0,4 = 4,1 %

Δ U тп-4 = 4,1 + 0,9 = 5 %

Δ U тп-5= 5 + 0,4 = 5,4 %

Δ U тп-7 = 5,4 + 0,1 = 5,5 %

Δ U тп-8 = 5,5 + 0,1 = 5,6 %

Δ U max 5,6 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U тп-6 = 5,4 + 0,3 = 5,7 %

Δ U max 5,7 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U тп-9 = 4,1 + 1 = 5,1 %

Δ U тп-10 = 5,1 + 1,5 = 6,6 %

Δ U max 6,6 % < Δ U доп = 7,5 %

Сечения выбраны верно Δ U max < Δ U доп

Аналогично рассчитываем воздушные линии 2,3,4, выбираем сечения проводов и проверяем на допустимую потерю напряжения.

Результаты расчетов сводим в таблицу 10.

Таблица 10 - Расчет воздушной линии 0,38 В по экономическим интервалам мощности ТП - 1

Расчет кабельных линий 0,38 кВ

Для надежности электроснабжения потребителей I категории на каждый коровник дополнительно принимаем кабельные линии, которые подключены независимо от I II секции шин 0,38 кВ, что позволяет выводить в ремонт независимо I –ю секцию или II- ю секцию шин 0,4 кВ вместе с трансформатором.

Суммарная мощность коровника с учетом коэффициента одновременности К од = 0,7

Р уст = 81 кВт

Р р = 81* 0,7 = 56,7 кВт

Определяем номинальный ток  А

Принимаем кабель АВВГ F – 25  [17]

Проложен в траншее Кп = 0,95

Таблица 29,21 [17]

I доп – 105 А таблица 29,15 [17]

I’ доп = I доп табл * Кп * Кр,

Где Кп - поправочный коэффициент,

Кр - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление земли,

Кр = 1,05 таблица 29,11 [17]

I’ доп = 105*0,95 *1,05 = 104,7 А > I н = 86,2 А

Проверяем кабель по потери напряжения

Δ U =  I н * е (r0cos + x0sin)

1.                 Коровник – длина кабеля 60 м,

2.                 коровник – длина кабеля 100 м,

3.                 Коровник – длина кабеля 100 м,

4.                 Коровник – длина кабеля 60 м.

Δ U л-1; л- 4 = 1,73* 86,2*0,06(1,2*0,9+0,03*0,44) = 11В или 2,8 %

Δ U max 2,8 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U л-2; л- 4 = 1,73* 86,2*0,1(1,2*0,9+0,03*0,44) = 18,3В или 4,8 %

Δ U max 4,8 % < Δ U доп = 7,5 %

Выбираем кабель до комбикормового завода ТП - 1 линия 6

Р уст = 45 кВт

Р р = 45* 0,7 = 31,5 кВт

Определяем номинальный ток

 А

Принимаем кабель АВВГ F – 10  I доп – 60 А

I’ доп = 60*0,95 *1,05 = 59,8 А > I н = 48 А

Проверяем кабель по потере напряжения

∆U = 1.73 *48 * 0.19 (3.12* 0.9 +0.073 *0.44) = 48.7 В или 12,8 %

∆Umax 12.8 > ∆ U доп 7,5 %, значит сечение выбрано неверно. Необходимо увеличить сечение кабеля F = 16 мм.

∆U = 1,73 480,19 (1,95 *0,9 +0,0675 *0,44) = 28 В или 7,6 %

Необходимо еще раз увеличить сечение кабеля F –25

∆U = 1,73 *48 *0,19 (1,2 * 0,9 + 0,06 * 0,44) = 19,4 В или 5,1%

∆Umax 5,1 < ∆ U доп 7,5 %, значит сечение выбрано верно.

Расчет воздушной линии 10 кВ

Выбор сечения воздушной линии 10 кВ осуществляем по экономической плотности тока. В [2] таблицах 1.3.36 и 1.3.27 приводятся значения экономической плотности тока для проводов и кабелей в зависимости от их конструктивного исполнения, материала и от числа часов использования максимальной нагрузки.

Сечение проводов определяем по формуле:

 (15)

где I - наибольший ток на участке линии, А,

jэк – экономическая плотность тока,

jэк = 1,1  [2]

 (16)

 А,

Тогда:

Выбираем провод ближайшего стандартного сечения АС – 35.

Сечение проверяем по допустимой потери напряжения по формуле

Δ U=  (r0cos + x0sin)

∆U = В или 1,3%

∆Umax 1,3 < ∆ U доп 3,5 %, следова тельно сечение выбрано верно.

Согласно рекомендациям [25] на магистрали воздушной линии 10 кВ следует принять сечение 70  сталеалюминевых проводов

2.4 Расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением 0,38 Кв и на шинах ТП – 10/ 0,4 кВ

Токи короткого замыкания (к.з.) в схемах электроустановок необходимо знать в первую очередь для выбора аппаратов и проводников электроустановок, для проектирования и настройки устройств релейной защиты и противоаварийной защиты.

Расчет токов к.з. в сельских сетях 0,38 кВ питаемых от распределительных сетей системы через понижающие подстанции проводами при условии, что на шинах высшего напряжения понижающего трансформатора напряжение неизменно и равно номинальному значению. Таким образом, при определении результирующего сопротивления ZΣ до точки к.з. можно учитывать активные и индуктивные сопротивления лишь трансформаторов и проводов линии 0,38 кВ.

Необходимо рассчитать трехфазный ток к.з. на шинах ТП и однофазный ток к.з. в конце линий 0,38 кВ.

 (17)

 А

*Ry *  = √2* 1* 13521 = 19127 А

Ток трехфазного короткого замыкания

 (18)

где UФ - фазное напряжение линии, В

Zт - полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус,

Zn - полное сопротивление петли фаза-нулевой провод линии.

Значение полных сопротивлений Zn петли фаза- нуль на 1 км с учетом марки провода или типа кабеля и условий их прокладки приведены в таблицах IX. 2 – XI. 7 [22].

Из таблицы IX. 5 [22] находим полное сопротивление цепи с учетом активных и индуктивных сопротивлений петли «фазная жила – нулевая жила» четырех жильных кабелей с пластмассовой или резиновой изоляцией.

АВВГ 3+25+1+16 = Zn = 3,7 Ом/ км

Из таблицы XI. 7 [22] находим полное сопротивление цепи с учетом активных и индуктивных сопротивлений петли «фазный – нулевой провод» воздушной линии, выполненной голыми

алюминиевыми проводами

Zn А – 25 = 3,18 Ом/ км

Zn А – 35 = 2,53 Ом/ км

Zn А – 50 = 1,69 Ом/ км

Линия 1 ТП –1 I – я секция шин 0,4 кВ.

Находим ток однофазного к.з. в точке

 А

Линия 2

 А

Линия (коровник 3)

 А

Линия (коровник 4)

 А

Линия 5

 А

 А

II – я секция шин 0,4 кВ

Линия 3

 А

 А

Линия 4

 А

Линия (коровник 2)

 А

Линия (коровник 1)

 А

Линия 6

 А

Данные расчетов сводим в таблицу 11 с выбором автоматов.

Аналогично ведем расчет токов короткого замыкания по ТП –2.

Результаты сносим в таблицу 11.

Таблица 11 – Расчет однофазных токов к.з. и выбор автоматов

Выбор аппаратуры на ТП

Согласно [2] все электрические аппараты выбирают по номинальному напряжению и току и проверяют на термическую и динамическую устойчивость. Средства защиты проверяют еще на чувствительность и селективность действия.

Поскольку в сельских распределительных сетях токи короткого замыкания сравнительно не велики, то оборудование со стороны высшего напряжения заведомо удовлетворит условию термической и динамической стойкости и потому достаточно выбрать аппаратуру высшего напряжения по номинальному напряжению.

ВМП – 10П – 630 – 20 Uн = 10 кВ

РВ 10- 1630 Uн = 10 кВ

ВНП - 17 Uн = 10 кВ

РВО - 10 Uн = 10 кВ

ОМ - 10/ 220 Uн = 10 кВ

ПК - 10/ 30 Uн = 10 кВ

2.5 Расчет сетей 0,38 Кв на колебания напряжения при пуске электродвигателя

Асинхронный короткозамкнутый двигатель мощностью

Р = 14 кВт Uн = 380 В I = 27 А

Кратность пускового тока Iп / Iн = 7

Расчетная схема линии 1 и 6 изображена на рис. 10.

Приводим сопротивление линии 10 кВ участка сети А- ТП к напряжению 0,38 кВ.

Zл-10 = Z0*l (21)

 (22)

Результаты расчетов сопротивления участков сети сводим в таблицу 12.

Таблица 12 - Результаты расчетов сопротивления участков сети

 Ом

2. Определяем сопротивление трансформатора мощностью 400 кВА

 (23)

где Uк % - напряжение короткого замыкания трансформатора,

Zтр =  Ом

3.                Определяем сопротивление короткого замыкания двигателя

 Ом (24)

4.                Определяем колебания напряжения при запуске двигателя в точке 1

Двигатель 1, на рис. 10а

Zc =  + Zтр + Zл (25)

Zc = 0,003 + 0,018 + 0,065 = 0,086 Ом

Ut % =  U % =  (26)

Ut % = 7 % < Ut = 30 %

Узнаем активное и индуктивное сопротивление кабеля АВВГ –25 из таблицы V. 2 [ 12 ]

Zл-6 = 0,19 Ом

Двигатель мощностью 22 кВт Uн = 380 В

Iн = 4140 А I / Iн = 7 по формуле (23) определяем сопротивление двигателя

 Ом

Определяем колебания напряжения при пуске эл. двигателя № 2 в точке 1 линии 6 (10б) по формуле 24

Zc = 0,003 + 0,018 + 0,232 = 0,253 Ом

Uс % =  U % =  < 30 %

Двигатель № 2 в точке 1 запустится.

3. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СРЕДСТВАМИ АВТОМАТИЗАЦИИ СЕТЕЙ

Непременным условием широкого внедрения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве является обеспечение надежного электроснабжения потребителей. Перерывы в подаче электроэнергии приводят к дезорганизации производственных процессов и наносят значительный материальный ущерб.

Перед сельскими энергетиками стоят задачи дальнейшего повышения надежности, обеспечения бесперебойного электроснабжения объектов сельского хозяйства. В первую очередь это достигается обеспечением резервного питания электроэнергией потребителей и внедрение автоматизации сетей.

Автоматизированная распределительная сеть представляет собой сложную восстановительную систему многократного действия. Эффективность работы рассматриваемой системы определяется как количеством неповрежденных участков секционированной сети, так и числом и характером потребителей, подключенных к каждому из них.

При этом необходимо внедрение современных схем электроснабжения, усовершенствованной аппаратуры, устройств релейной защиты, автоматики, а так же средств обнаружения и ликвидации повреждений.

Опыт показывает, что за счет внедрения автоматизации можно получить значительный экономический эффект. Путем широкого внедрения наиболее совершенных устройств автоматического повторного включения (АПВ) можно предотвратить при однократном АПВ около 50 %, при двукратном 75 % отключения потребителей при перекрытиях возникающих по самым различным причинам. В основном эти перекрытия вызваны ударами молний, схлёстыванием проводов при сильном ветре, гололёде и др. Особенно выгодно применять АПВ –2 на секционирующих выключателях в РП и на подстанциях без постоянного оперативного персонала. В этих условиях дополнительная повторная включение является единственной попыткой предотвратить обеспечение потребителей на длительное время, требующееся на восстановление самого факта отключения и организацию выезда оперативного ремонтного персонала. Успешная работа АПВ в значительной мере разгружает оперативный персонал от излишних операций. Анализ аварийных отключений в воздушных сетях 0,38 кВ показывает, что 50- 60 % случаев аварийных отключений происходит из-за неустойчивых повреждений и при повторном оперативном включении автоматического выключателя или замене предохранителя на ТП – 10/ 0, 4 кВ восстанавливается нормальное электроснабжение потребителей. Таким образом, большинство аварийных повреждений, при которых происходит отключение линий 0,38 кВ, является проходящим, что указывает на целесообразность применения в сетях 0,38 кВ устройств АПВ.

АПВ сохраняет питание только при переходящих повреждениях, устойчивое же повреждение влечет обесточивание всех потребителей, питающихся от данной ВЛ. В этих условиях для особо важных потребителей органическим дополнением к АПВ является устройство АВР.

Устройство АВР осуществляет автоматические операции по отключению поврежденного участка и включение резервного источника питания. Следовательно, АВР применяется в схемах, имеющих, по крайней мере, два независимых источника питания.

Так как вероятность одновременной потере сразу двух источников мала, то эффективность АВР высока и достигает 95 % и выше. Эффективность АВР в значительной степени зависит от надежной работы как самого устройства, так и привода, участвующего в операции при работе АВР.

Обеспечить нормальное функционирование электрических сетей невозможно без оснащения их надежной, чувствительной, селективной и быстродействующей релейной защитой.

Чувствительность характеризует способность защиты приходить в действие при коротких замыканиях в конце защищаемой зоны. Согласно ПУЭ в установках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью для обеспечения быстрого срабатывания защиты от однофазных коротких замыканий, ток однофазного к.з. должен быть не менее, чем в три раза больше номинального тока теплового расцепителя автомата. Кратность тока однофазного к.з. к установки электромагнитного расцепителя автомата должна быть не менее 1,25 … 1,4.

Автоматизация распределительных электрических сетей предусматривает широкое использование средств телемеханики и в первую очередь устройств телесигнализаций о состоянии рассредоточенных энергообъектов – пунктов секционирования линий, ЗТП, пунктов АВР, распределительных пунктов, наиболее ответственных ТП, к которым подключены потребители I категории. С помощью телесигнализации диспетчер получает сигнал об отклонениях от нормального режима сети и может быстро принимать меры по его восстановлению.

Телесигнализация об изменении положения выключателей на ЗПТ и ТП может выполняться тремя основными способами.

Пусковая аппаратура ответственных потребителей 0,38 кВ должна иметь задержку на отпадание при исчезновении питающего напряжения на время действия автоматики сети 10 кВ составляющая порядка одной минуты.

Применяемые в сельских электрических сетях устройства автоматики и релейной защиты должны быть максимально просты, надежны, экономичны и удобны в эксплуатации.

3.1. Автоматическое повторное включение

Автоматическое повторное включение вслед за аварийным отключением позволяет быстро восстановить нормальную работу электроустановок, значительно сокращая их простои, недоотпуск электроэнергии и ущерб от перерывов электроснабжения.

АПВ, после которого электроснабжение потребителей восстанавливается, называется успешным. Если причина повреждения не устраняется (устойчивое к.з.), то после АПВ защита срабатывает вторично и обеспечивает отключение поврежденного участка без последующего АПВ. Такое АПВ называется неуспешным. Кроме указанного однократного, возможно так же двукратное. В этом случае после неуспешного АПВ оно повторяется еще один раз.

На рис. 11 приведен график цикла двукратного АПВ. При возникновении тока к.з. Iк выключатель под действием защиты отключается через время t1. После первой бестоковой паузы tАПВ1

Выключатель выключается повторно. Если причина к.з. устранена (успешное АПВ), то выключатель остается включенным (обозначено пунктиром); если АПВ не успешное, выключатель отключается вторично через время t2. после второй бестоковой паузы tАПВ2, выключатель включается второй раз. При успешном втором АПВ выключатель остается включенным, а при неуспешном – через время t3 в третий раз и окончательно отключится.

Устройство автоматического повторного включения линий 0,38 кВ (АПВ – 0,38)

АПВ – 0,38 предназначено для установки на ТП – 10/ 0,38 кВ с автоматическими выключателями А- 3700, имеющими электромагнитный привод. Оно выполнено в виде приставки к автоматическому выключателю и позволяет получить однократное АПВ аварийно отключающихся выключателей линий электропередачи напряжением 0,38 кВ отходящих от комплектных ТП КТП 10/0,38 кВ.

Устройство АПВ – 0,38 кВ может применяться во всех отраслях, располагающих протяженными распределительными линиями электропередачи 0,38 кВ. Устройство АПВ- 0,38 кВ является одним из резервов повышения надежности электроснабжения с/х и других потребителей и снижение ущерба из-за недоотпуска электроэнергии.

Устройство АПВ – 0,38 выполнено на полупроводниковых элементах с применением одного электромеханического реле. Пуск устройства происходит при всех видах аварийного отключения автоматического выключателя. Устройство АПВ – 0,38 кВ содержит пусковое устройство, элемент выдержки и исполнительный орган, имеющий самоудержание.

Пусковым устройством служат вспомогательные контакты SF автоматического выключателя А 3700. При оперативном дистанционном включении автоматического выключателя переключаются вспомогательные контакты привода:

SQ 1.1 размыкаются, а SQ1.2 замыкаются и переключаются вспомогательные контакты выключателя; SF 1.1 и SF1.2 размыкаются, а SF 1.3 замыкаются и по цепочке диод VD1, резисторы R1, R4 происходит заряд конденсатора С1 до амплитудного значения напряжения питания. В результате заряда конденсатора устройство АПВ – 0,38 кВ подготовлено к работе.

При автоматическом отключении выключателя релейной защитой его выключательные контакты переключаются:

SF 1.1 и SF1.2 замыкаются и SF 1.3 размыкаются. Так как привод выключателя находится в положении «выключено» и его вспомогательный контакт SQ1.2 замкнут, то через вспомогательные контакты SF 1.1 и SF1.2 на электромагнит привода подается питание, и привод автоматически возвращается в положение «отключено», при этом вспомогательные контакты привода переключаются: SF 1.1 замыкается, а SQ1.2 размыкается.

Замыкание вспомогательного контакта SF 1.2 выключателя вызывает разряд накопительного конденсатора С1 по цепи С1, R4, R3 (R5, R6), С2. Элемент цепочки R3 (R5, R6), С2, VD2 в зависимости от положения перемычки, определяющей установку выдержки времени срабатывания.

Напряжение на конденсаторе С2 постепенно повышается и когда достигнет напряжения пробоя динистора VD2, последний открывается. В этот момент конденсаторы С1 С2 одновременно начинают разряжаться на исполнительный орган устройства- реле К1. Реле К1 срабатывает и своими контактами 31-34, 41-44 замыкает цепь электромагнита привода, что вызывает выключение выключателя. Период времени, в течении которого происходит заряд конденсатора С2 до значения напряжения отпирания динистра VD2 определяет паузу автоматического повторного включения. Это время выбирается из условия подготовки привода к включению и обеспечению дионизации дуги в месте повреждения.

При оперативном отключении выключателя кнопкой «отключено» SB1. 2 на кнопочном пульте конденсатора С1 шунтируется, что вызывает быстрый разряд конденсатора С1 и запрет АПВ.

Устройство автоматического повторного включения (АПВ – 10) обеспечивающее двукратность действия

Схема показана на чертеже 5. Положение контактов соответствует включенному выключателю и подготовленному приводу.

При включении выключателя замыкается контакт SQА. После окончания подготовки привода замыкается контакт SQУ и размыкается SQМ.

При включении выключателя замыкается контакт SQ. После окончания подготовки привода замыкается контакт SQУ и размыкается SQМ. При установке отключающего устройства SX2 в положении 1.2 (ввод устройства АПВ двукратного действия) заряжается конденсатор С1, обеспечивающий однократность второго цикла АПВ. Таким образом, при включенном выключателе готова к работе схема АПВ двукратного действия. При отключении выключателя релейной защитой замыкается вспомогательный контакт SQС и происходит пуск реле времени КТ по цепи SX1 – KL1 – SQA – SQC. Временно замыкающий контакт этого реле КТ1(типа ЭВ – 238) замыкает цепь электромагнитного включения YАС, выключатель. При этом размыкается контакт SQY и замыкается контакт SQM. Таким образом,происходит действие АПВ в первом цикле.

 При неуспешном АПВ первого цикла (выключатель в отключенном положении) вновь начинает работать реле времени КТ, замыкается временно замыкающий контакт КТ1, однако цепь включения разорвана контактом SQY, и выключатель не включается. Вместе с тем реле времени КТ продолжает работать и замыкает свой упорный контакт КТ2. Через замкнутые контакты КТ2 и SQC предварительно заряженный конденсатор С1, расположенный в комплексе АКS, замыкается на катушку промежуточного реле KL и за счет энергии запасенной конденсаторе С1 реле KL срабатывает и самоудерживается через замыкающий контакт KL2.Через замкнувшейся контакт KL4,создающий при неуспешном первом цикле АПВ (выключатель отключен) единственную цепь для работы двигателя подготовки привода, действует АВМ и приводит однократный завод пружин. Пока идет подготовка привода и вспомогательный контакт SQY разомкнут, заряда конденсатора С1 не происходит. Контакт КL 3 снимает оставшийся заряд конденсатора С1 для исключения повторного срабатывания промежуточного реле КL при неуспешном АПВ второго цикла.

Реле времени КТ возвращается в исходное положение, как только в цепи его катушки размыкается контакт КL1. Для обеспечения работы контакта КL1 в схеме установлен контур из конденсатора С2 и резистора R3.

После окончания подготовки привода замыкается контакт SQY и размыкается контакт SQМ. Последний разрывает цепь самоудерживания реле КL и оно возвращается в исходное положение. Через замкнувшийся контакт КL1 вновь начинает работать реле времени КТ по цепи SX1 – KL1 – SQA – SQC и после замыкания контакта КТ1 происходит АПВ второго цикла.

При неуспешном АПВ второго цикла вновь замыкается SQC, запускается реле времени КТ, замыкается конечный контакт КТ2, но реле КL не может сработать, так как конденсатор С1 не заряжен. Этим и обеспечивается однократность подготовки привода в схеме АПВ двукратного действия.

При успешном АПВ второго цикла через вспомогательный контакт SQ запускается двигатель подготовки привода АМР, после окончания подготовки привода замыкается контакт – SQY и происходит заряд конденсатора С1, по окончанию которого схема АПВ двукратного действия вновь готова к действию.

Сигнализация работы устройства АПВ в этой схеме выполняется с помощью сигнального реле, которое запускается мгновенным контактом реле времени КТ. Отсутствие счетчика отключений является недостатком схемы. Выдержка времени (установка на замыкание контакта КТ1, определяющая время действия первого цикла АПВ (tАПВ1) принимаем в пределах 2- 5с. Выдержка времени второго цикла складывается из трех значений:

tАПВ1 = t КТ1 - времени замыкания временного замыкающего контакта реле КТ, t КТ2 - времени замыкания упорного контакта реле КТ и t ГП - времени готовности привода.

По условию работы выключателя, учитывая возможность отключения им третьего К3 при неуспешном втором цикле АПВ, необходимо подобрать значение t КТ2 таким образом, чтобы обеспечить время действия второго цикла АПВ порядка 10 – 20 с.

Расчет установок устройства АПВ

Основными параметрами устройств АПВ, обеспечивающими их правильную работу, является выдержка времени на повторное включение выключателя (время срабатывания) и время автоматического возврата схемы АПВ в исходное положение (деблокировка устройств АПВ).

Время срабатывания устройства АПВ – 10 t АПВ I цикла выбирается по двум значениям:

1)                по условию деномизации среды время от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения должно определяться по выражению:

t АПВ Iц  t д + tзап (27)

где t д - время денолминации;

t tзап - время запаса для сетей 6 – 35 кВ t д – составляет 0,2 с, время запаса tзап = 0,4 – 0,5с t АПВ Iц = 3с  0,2 + 0,5 = 0,7 с

2) по условию готовности привода выключателя t ГП к повторному включению после отключения.

t АПВ Iц  t гп + tзап

где t гп = 0,5 с

tзап = 0,3 – 0,5 с

t АПВ Iц = 3 с  0,5 + 0,5 = 1

Второй цикл должен происходить спустя 10 с. после вторичного отключения выключателя. Такая большая выдержка времени АПВ во втором цикле диктуется необходимостью подготовки выключателя к отключению третьего К3 в случае включения на устойчивое повреждение. За это время из гасительной камеры удаляются разложившиеся и обугленные частицы. Камера вновь заполняется маслом и отключающая способность выключателя восстанавливается. Время автоматического возврата

t АПВ II ц = t АПВ Iц + t вкл + tзащ + t откл + tзап

где tзащ - наибольшая выдержка защиты,

t откл – время отключения выключателя,

t вкл – наибольшее время включения выключателя,

tзап = 3 с (для пружинного привода)

t АПВ II ц = 3 + 0,5 + 1+ 0,5+ 3 = 8 с

Время срабатывания двукратного АПВ tср = 18 с

3.2 Автоматическое включение резервного питания (АПР)

В случае устойчивого повреждения на линии и других элементах сети, такой элемент отключается и для восстановления электроснабжения потребителей необходимо включение резервного питания – трансформатора или резервной питающей линии. Такой резерв вводится автоматическим устройствами АВР.

Принимаем АВР двустороннего действия, по характеру взаимодействия – местные. К местным АВР относятся устройства, пусковой орган которых действует на отключение рабочего ввода, а затем на включение резервного ввода.

К устройствам АВР предъявляются следующие требования:

1.                АВР должно обеспечиваться при прекращение электроснабжения от основного (рабочего) источника по любой причине и при наличии напряжения на резервном источнике питания, включение резервного источника допускается только после отключения рабочего;

2.                АВР должно быть однократным;

3.                АВР должно осуществляться с возможно минимальной продолжительностью действия;

4.                в схеме АВР должен быть предусмотрен контроль исправности включения резервного оборудования.

Время срабатывания пускового органа устройства АВР(tсрАВР)выбираем по следующему условию: по согласованию действия АВР с другими устройствами автоматики – АПВ линии, по которой осуществляется подача энергии от основного источника питания.

t ср АВР t сзл + t АПВ,л + tзап

где t сзл - наибольшее время защиты линии

t сзл = 1 с

t АПВ,л – время цикла неуспешного АПВ

t АПВ,л Iц = 3с ; t АПВ,л IIц = 10 с

tзап - запас времени, tзап - 3 с

t ср АВР - выбираем 19 с

Делаем проверку:

19  2+ 13 + 3 = 18 с

Устройство АВР напряжение до 1000 В для ответственных электроприемников.

Устройство АВР, серийно выпускается в виде шкафов управления, содержат два контактора КМ1 и КМ2 и реле напряжения, обеспечивают подключение электроприемника ЭП к основному источнику питания ИП1, а в случае его отказа- к резервному источнику ИП2.

Для улучшения надежности и контроля качества напряжения, используют по два реле напряжения на каждом вводе. Реле КV1 и КV2 типа ЕЛ – 10 позволяют контролировать последовательность чередования фаз и значительные отклонения напряжения (более 23 %) от номинального значения, а реле КV3 и КV4 типа РН – 54 срабатывают при понижении напряжения на 15 %.

Реле КV4 включается через контакты реле КV2 для задержки его срабатывания в случае одновременного восстановления напряжения на обоих источниках питания после их отключения для предотвращения подачи сигналов на включение сразу двух контакторов КМ 1 и КМ 2.

Схема устройства АВР использует двухпозиционное реле управления К, позволяющее дистанционно выбрать любой из источников питания в качестве основного. Подключение электроприемника к нему осуществляется в этом случае через 20- 100 с после устойчивого восстановления качества напряжения на выбранном источнике.

Схема работает следующим образом: допустим, включен контакт Км1, а необходимо в качестве основного источника питания использовать ИП1. нажав кнопочный выключатель SB1, переводим контакты К в положение, изображенное на схеме. Если качество напряжения ИП1 лежит в допустимых пределах, то реле KV1 и KV3 включает промежуточное реле KL1,которое в свою очередь включит реле времени КТ. Последнее с заданной выдержкой времени разорвет свои контакты КТ2 в цепи обмотки контактора КМ2, котрое отключаясь размыкающими блок- контактами КМ2: 1 подает напряжение на обмотку КМ1. При недопустимом ухудшении качества напряжения на ИП1 посредством реле напряжение отключается реле КL 1, за ним контактор КМ1, который блокконтактами КМ1:2 подает питание на обмотку КМ2 через контакторы КL 2: 3 и КТ2. Одновременно подается напряжение на звуковую сигнализацию аварийного переключения контакторов устройства АВР.

При восстановлении напряжения на основном вводе вновь подается напряжение на реле времени, которое и переключит контакторы с выдержкой времени.

При наличии только одного работоспособного источника питание электроприёмник подключается к нему без выдержки времени. При неисправном ИП 2 АВР подключает ЭП и ИП 1, даже если напряжение на нем будет понижено (контакты КV3 шунтируются контактами КL: 1). Это сделано с целью сохранения работоспособности ЭП.

В этой схеме предусмотрено световая сигнализация включенного состояния контакторов. Автомат F1 и F2 служат для защиты цепей управления от короткого замыкания и перевода контакторов с автоматического режима управления на ручной. При отключении одного из выключателей, отключается соответствующий ему контактор и устройство АВР перестает функционировать.

Регулируемые резисторы R2, R3 в нормальном режиме, зашунтированные выключателями SА1, SА2, служат для облегчения контроля работоспособности чувствительных элементов устройства АВР в процессе эксплуатации.

Устройство АВР двухстороннего действия для 3ТП 10/ 0,4 кВ на выключателях с пружинными проводами.

Схема применяется на 3 ТП – 10, которые выполняют функции пункта АВР в сети 10 кВ. Положение контактов в схеме АВР соответствует включенному положению выключателя рабочего ввода QW2, отключенному положению резервирующего выключателя Q3

(находящегося в режиме двухстороннего АВР), на шинах управления схемы напряжение сети со стороны подстанции 35 / 10 I – секция шин 10 кВ.

Напряжение на 3ТП исчезает в случае отключения выключателя Q1, срабатывает устройство делительной защиты ДМ3 [устройство делительной защиты минимального напряжения, используемое здесь в качестве пускового органа напряжения; основными элементами ДМ3 является реле минимального напряжения и реле времени, работающие при снижении или полном исчезновении контролируемого напряжения и замыкающее свой контакт в цепи отключения рабочего выключателя QW2 с заданной выдержкой времени (в пределах от 10 до 90 с)], реле промежуточное KL2 типа РП – 256, которое с некоторым замедление переключает шинки управления на трансформатор напряжения TVл резервные шины от подстанции 35 / 10 кВ II секция шин 10 кВ.

Замыкается контакт KL2: 5 в цепи реле времени КТ, контакты реле КV3 и КV4 замкнуты при наличии напряжения на резервной линии. Через заданное время срабатывает делительная защита и отключает выключатель нагрузки QW2 в бестоковую паузу, потом срабатывает реле времени КТ подключая электромагнит включения УАС3 выключателя Q3.

Если прекращается питание со стороны подстанции 35 /10 кВ вторая секция шин 10 кВ, то теряют питание реле КV3 и КV4, замыкая свои контакты в цепи реле КV1, которое срабатывает в том случае, когда имеется напряжение со стороны подстанции 35 /10 кВ I секция шин 10 кВ. При замыкании контакта КV1 начинает работать реле времени КТ, через заданное время срабатывает электромагнит включения УАС3 выключателя Q3. Теперь электроснабжение осуществляется в сторону подстанции 35 / 10 кВ II секция шин 10 кВ.

4. ОХРАНА ТРУДА

Охрана труда – это система законодательных, социально-экономических, технических, санитарно-гигиенических, организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья, и работоспособность человека в процессе труда.

 За состоянием охраны труда отвечает инженер по охране труда, который выполняет следующие функции: планирование и организация проведения работ по охране труда, учет травматизма и анализ состояния охраны труда, воспитание кадров и укрепление производственной дисциплины. При этом реализуются задачи обучения рабочих безопасности труда. Организовывает пропаганду и информацию по вопросам охраны труда и ТБ, участвует в расследовании несчастных случаев, происшедших в совхозе. Активно работает комиссия по охране труда, заданная при профсоюзном комитете.

В коллективном договоре с каждым годом ассигнования на мероприятия по охране труда ежегодно увеличиваются. Основным мероприятием является создание санитарно-гигиенических условий для работников животноводства. Это, в первую очередь, комната отдыха и монтаж вентиляции на фермах.

В совхозе «им. Ленина» Пристенского района Курской области за последние три года намечена тенденция к снижению количества несчастных случаев. Так, за 2002, 2003, 2004 годы случае со смертельным исходом и электротравматизма не было. Данные анализа травматизма по совхозу приведены в таблице 2.

Таблица 1 - Ассигнования и расход средств на охрану труда

Таблица 2 - Статический анализ производственного травматизма

Расчет контура заземления 3ТП 10 / 0,4 кВ с трансформаторами 2 х 400 кВА

ПУЭ п. 1.7.62 гласит «Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов или трансформаторов или вывода источника однофазного тока в любое время года должно быть не более 40 м при линейном напряжении 380 В. Сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлений, а так же заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя расположенного в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока должен быть не более 30 Ом при линейном напряжении 380 В источника трехфазного тока.

При удельном сопротивлении земли более 100 Ом*м допускается увеличить указанные выше нормы в 0,01  раз, но не более десятикратного.

Для установок напряжением свыше 1000 В если заземлитель одновременно используется до 1000 В необходимо соблюдать следующие условия:

1.                R3  10 Ом:

2.                 Ом

I3 - ток замыкания на землю в сетях 10 кВ

I3 = 20 А по данным Пристенского РЭС

Так как вторичная обмотка имеет заземляющую нейтраль, то I3 находим при однофазном замыкании на стороне высшего напряжения подстанции и должно соблюдаться еще одно условие.

3.                R3 < 4 так как = 100 Ом*м

 Ом* м

 Ом

Считаем контур заземления по наиболее жесткому условию, в данном случае 6,25 Ом.

Принимаем контур замкнутой с вертикальными стержнями каждый длиной lв = 5 м, выполненными из стали диаметром

d = 16 мм и забитыми со дна траншей глубиной t = 0,7 м. Горизонтальный контур выполнен стальной полосой 4 х 40

Из таблицы 5 [10] находим

Ксв = 1,25, тогда  Ом*м

Определяем сопротивление стержневого заземлителя:

где - удельное электрическое сопротивление заземлителя, Ом*м

lв - длина подземной части стержня, м

d - диаметр стержня, м

 Ом

без учета взаимоэкранирования стержней и влияние горизонтальной части необходимо иметь стержней

  принимаем 8 стержней,

,  

Результирующее сопротивление всех вертикальных элементов с учетом взаимного экранирования

 Ом

Заземляющее устройство выполнено в виде прямоугольника вокруг здания ТП.

Длина полосы связи

Lг = 5* 8 = 40 м

Сопротивление заземлителя в виде горизонтальной полосы:

где  Ом*м

 Ом

Результирующее сопротивление искусственного заземлителя

 Ом

5,8 Ом < 6,25 Ом, т.е. условие выполнено.

Безопасность труда при строительстве линий электропередачи

Бригады, выезжающие на работы на линии должны иметь набор медицинских средств необходимых для оказания первой медицинской помощи, питьевую воду в бочках и кружки, а так же предохранительные пояса, монтерские когти, подъемные стрелы, шарниры, тросы и другие приспособления, применяемые при строительстве ЛЭП, все приспособления должны иметь бирки с указанием даты следующего испытания. Механизмы и приспособления, сроки испытания которых истекли, к работе в эксплуатацию не допускаются. Запрещается работать на высоте без предохранительного пояса. При приближении грозы люди должны покинуть трассу. При ветре 15 м/ сек, при гололеде, сильном снегопаде или дожде работы на линии прекращаются. При ветре 10 м/ сек работы прекращаются на телевышках, а так же другие верхолазные работы. К верхолазным работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медосвидетельствование к работе на высоте и сдавшие экзамен по ТБ.

Запрещается находится под поднимаемой опорой, стрелой, тросами, в зоне возможного падения опоры.

Установленная опора должна быть немедленно закреплена.

При раскате проводов и натяжении необходимо следить, чтобы никто не проходил или не стоял под монтируемым проводом и другими поднимаемыми предметами. Монтируемые провода нужно заземлять на весь период строительства.

Монтаж переходов через ВЛ производится с отключением ВЛ и по наряду – допуску. Наряд- допуск так же выписывается при переходе через водные преграды, овраги, железные дороги, линии связи, ближе 30 м от ЛЭП, переходы автодорог и выставление сигнальщиков в обе стороны на 100 метров от перехода и в других случаях.

Пожарная безопасность

Предусмотрение противопожарных мероприятий, прежде всего зависит от степени пожарной опасности производственного процесса. Сточки зрения требований к конструкции электрооборудования все помещения и наружные установки распределяют на классы по пожарной опасности и взрывоопасности. Пожароопасными называются помещения или наружные установки, в которых применяются или хранятся горючие вещества.

Здание комплекса по производству молока не является пожароопасным. Деревянные конструкции практически отсутствуют. Стены помещения выложены из железобетона. Для обеспечения ликвидации местных очагов пожара, могущих возникнуть в помещении тамбуров и кормовых проходах при наличии в них отходов грубых кормов, предусматриваются пожарные щиты и пожарные гидранты, присоединенные к системе водопровода.

В качестве профилактических мероприятий рекомендуется постоянная уборка кормовых проходов, тамбуров и других помещений от горючих веществ и другого технологического мусора.

В соответствии с нормами пожароопасные помещения укомплектованы средствами пожаротушения (на пожарных щитах установлены огнетушитель, ведро, лопата, багор, ящик с песком и т. д.). Регулярно ведется контроль за их исправностью и наличием. Ежегодно огнетушители проверяются на годность в лаборатории пожарной охраны.

В местах скопления людей отведены специальные места для курения. В зернохранилищах вывешена противопожарная наглядная агитация.

5.                ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Автоматизация сетей 10 кВ и 0,38 кВ позволяет значительно снизить ущерб из-за выхода из строя оборудования в результате аварийных режимов, снизить ущерб от недоотпуска электроэнергии и повысить уровень надежности потребителей.

Учитываем при составляющих экономического ущерба от внедрения средств автоматизации.

УТ - технологический ущерб, включающий издержки от  недовыпуска итоговой продукции и дополнительные  затраты, обусловленные простоем рабочих,  оборудования и другими отрицательными последствиями.

УР - ущерб, вызванный затратами на замену  электрооборудования.

УС – системный ущерб, обусловленный недоиспользованием  оборудования энергосистемы и недовыработкой  электроэнергии.

Экономический ущерб, определяем методом косвенного расчета (для расчета годового экономического ущерба). Он состоит в определении полного ущерба на один отказ через непотребленную электроэнергию и составляющие удельных ущербов

У =[ У1 + У2 +(1 - ) У3 + У4 ] ()* (30)

Где У1, У2, У3, У4 - составляющее, учитывающее соответственно  ущерб из-за простоя рабочих, недовыпуска  продукции, замены электрооборудования и недопотребления электроэнергии таблица 6.4[ 18 ].

При этом число и продолжительность отказов принимаем по результатам обследования хозяйства.

Лф, Л н - средняя по отрасли хозяйства фактическая и нормативная интенсивность отказов, таблица 6.1 [18].

 - фактическая и допустимая длительность простоя, таблица 6.3 [18].

 - суммарная мощность простаеваемых машин,  кВт

Определяем среднее значение исходных данных для каждого н –го электрифицированного объекта в соответствии [18].

где qн - число отказов в год,

1.  ч

2.  ч

3. ч

4. ч

Таблица 18 - Данные для расчета ущерба

Считаем отдельно для каждого электрифицированного объекта составляющие, учитывающие ущерб

У1= руб.

У2 =  руб.

У3 =  руб.

У24 =  руб.

Умножим на число отказов в году и просуммировав получим годовой ущерб по комплексу

У2 = 11160*7 + 2994*4,5 +10758*3 +583,2*14 = 132 тыс. руб.

После определения экономического ущерба определяем приведенные затраты базового варианта (ТП с трансформаторами мощностью 2х 250 кВА) и проектного варианта после реконструкции, разработанном в дипломном проекте (ЗТП с двумя трансформаторами по 400 кВА)

1.     Находим общие капитальные вложения на строительство подстанции и сетей 0,38 кВ

К = Ктп К0,38 (31)

где Ктп - капиталовложения в ТП,

К0,38 - капиталовложения на сооружения сетей,

Базовый вариант

Капиталовложения в ТП мощность 2х 250 кВА составляют 600,6 тыс. руб.  

К0,38 = 208,8 тыс. руб. Кб = 600,6+208,8*2 = 1,018 млн. руб.

Капиталовложения в ТП мощностью 2х 400 кВА составляют 965,4 тыс. руб. капиталовложения на средства автоматизации сельских электрических сетей составляют 84 тыс. руб.

Определяем капитальные затраты на сооружение сетей 0,38 кВ.

Кабельные сети выполнены кабелем АВВГ 3 х 25 х 1 х 16 длиной 0,51 км.

Стоимость 1 км составляет 195 тыс. руб. [ 6 ]

Кклф = 195*0,51 = 99,6 тыс. руб.

Таблица 16 - Расчет стоимости ВЛ 0,38 кВ

К ВЛпр = 965,4+ 99,6 ++314,22 +84 = 1,463 млн. руб.

2.     Определяем годовые издержки производства

С =  (32)

где  - заработная плата рабочих тыс. руб.;

- амортизационные отчисления, тыс. руб.;

- затраты на текущий ремонт, тыс. руб;

- затраты на потребленную эл.энергию;

- затраты на потерпри электроэнергии.

Затраты на заработную плату

Заработная плата рабочих исчисляется по часовой тарифной ставке h, соответствующей среднему разряду работ, годовому фонду рабочего времени и числу рабочих N

Основная заработная плата

Зо = h * Фр * N = 31,8* 2100 * 2 = 133,8 тыс. руб.

Премиальный фонд принимаем в среднем 25 %

Зпр = 0,25* Зо = 0,25 * 133,8 = 33,45 тыс. руб.

Отчисление на социальное страхование составляет 4, 4 %

Зс = 0,044(Зо + Зпр) = 0,044(133,8 + 33,45) = 7,38 тыс. руб.

Заработная плата составляет

Зп = Зо + Зпр + Зс = 133,8 + 33,45 + 7,38 = 174 тыс. руб.

Определяем амортизационные отчисления

Для трансформаторных подстанций

Аотч = 6,4 %, для воздушных линий на железобетонных опорах

Аотч = 3,6 %, для воздушных линий на опорах из пропитанной древесины Аотч = 5,7 %, для кабельной линии с пластмассовой оболочной, проложенной в земле Аотч = 5,3 %

Аотч баз = 600,6* 0,064 + 208,8* 2* 0,057 = 62,4 тыс. руб.

Аотч проек = 9650,4 * 0,064 + 314,22 *0,036 +99,6*0,053 =78,6 тыс. руб.

Определяем затраты на электроэнергию потребленную потребителями

Wгод баз = 250*2*3000 = 1500000 кВт*ч/ год

Wгод проек = 400*2*3000 = 2400000 кВт*ч/ год,

Wгод баз, Wгод проек - общее годовое количество потребленной электроэнергии.

Считаем стоимость 1 кВт*ч, равной 1,24 руб.

Зп эл. баз. = 1,24 * 1500000 = 1860 тыс. руб.

Зп эл. проек. = 1,24 * 2400000 = 2976 тыс. руб.

Определяем затраты труда на текущий ремонт

U тр = К* Атр (33)

Атр - норма отчислений на текущий ремонт, Атр = 1,1 %,

U тр баз = 0,01* 1018 = 10,2 тыс. руб.

U тр проек = 0,01* 1463 = 14,63 тыс. руб.

Принимаем годовые потери в размере 7 %, получим полную стоимость потерь в год

U э баз = 1,24* 0,07*1500000 = 130,2 тыс. руб.

U э проек = 1,24* 0,07*2400000 = 208,32 тыс. руб.

Определяем полный размер годовых издержек производства

С баз = 174+62,4 +10,2+1860 +130,2= 2236,8 тыс. руб.

С проек = 174 + 78,6 + 14,63 +2976 +208,32 = 3451,55 тыс. руб.

Приводим годовые издержки С баз к потребителю электроэнергии в проектном варианте, т. к. в результате предлагаемой в дипломном проекте комплекса мероприятий по автоматизации сетей значительно снизилось повреждение и в результате возросло потребление электроэнергии.

Расчет произведенных затрат. Базовый вариант

Зпр баз = Ен Кб +  + У

Зпр баз = 152,7+ 3578,9 + 132 = 3863,6 тыс. руб.

Проектный вариант

Зпр проек = Ен Кгр + Спр

Зпр проек = 219,5 + 3451,55 = 3671,05

Срок окупаемости дополнительных капитальных затрат

Ток =

Полученное значение расчетного срока окупаемости меньше нормативного

Тн =  лет

Размер годового экономического эффекта за счет повышения надежности

Эгод = [ Впр – (Спр + Ен *Кпр)] - [Вбаз – (+ Ен * Кбаз + У)]

где В – стоимость валовой продукции, тыс. руб./ год

Эгод = [ 53880 – (3451,55 + 219,5)] - [53880 – (3578,9 + 15,2,7+132)]= 192,55 тыс. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнение мероприятий по автоматизации сетей 10 кВ и 0,38 кВ позволили сократить количество нарушений электроснабжения, снизить значительный ущерб из-за выхода из строя электрооборудования в результате аварийных режимов, повысить уровень надежности потребителей, дало возможность оснастить электросеть устройствами автоматики, телемеханики и достигнуть нормативных уровней надежности электроснабжения потребителей I- ой и II- ой категории.

БИБЛИОЛОГИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.           Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (с изм. и доп.) М.: Издательство АЦ ЭНАС, 2003 – 192 с

2.           Правила технической эксплуатации электрических сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ. М.: «ЗАО Энергосервис», 2003 г. – 368 стр.

3.           И.А. Буздко, Н.М. Зуль. Электроснабжение сельского хозяйства, М.: ВО Агропромиздат, 1990 – 496 с.

4.           Справочник по электроснабжению сельского хозяйства. Под редакцией И.А. Будзко, М.: Колос 1982.

5.           И.П. Коганов. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Колос 1980 – 287 с.

6.           И.А. Буздко, М.С. Левин. Электроснабжение сельского хозяйства, М.: Колос, 1985 – 320 с.

7.           Д.Т. Комаров Автоматизация электрических сетей 0,38 – 0,35 кВ в сельских районах, М.: Энергоавтомиздат 1987 г. – 104 с.

8.           Электрооборудование и автоматизация сельскохозяйственных агрегатов. Под редакцией И. Ф. Кудрявцева. М.: Агропромиздат 1988 г. – 223 с.

9.           Г.М. Кукша Машины и оборудование для приготовления кормов – М.: Агропромиздат 1987 г.

10.      М.М. Филиппов Автоматизация электросетей в сельской местности. – М.: Энергия 1987 г. – 102 с.

11.      М.А. Шабад Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов Ленинград Энергоатом издат. – 1991 – 374 с.

12.      А.В. Луковинков, В.С. Шкрабак охрана труда М.: Агропромиздат 1991 – 374 с.

13.      К.М. Поярков Практикум по проектированию комплексной электрификации.. М.: Агропромиздат, 1986 – 648 с.

14.      В.М. Расторгуев. Повышение надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей средствами автоматизации сетей 0,38 – 10 кВ, М.

15.      В.В. Овчинников Автоматическое повторное включение, М.: Энергоатом издат 1986 г. – 264 с.

16.      Справочник по электроснабжению I и II том / Под редакцией А.А. Федорова. М.: Энергоатом издат Т. 1, 1986 г. Т.2 1987 г. – 400 с.

17.      Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. Под редакцией И.И. Белоусова М.: Энергоатомиздат. 1988 г. – 422 с.

18.      Г.П. Ерошенко, А.А. Пястолов Курсовое и дипломное проектирование по эксплуатации электрооборудования М.: ВО «Агропромиздат» 1988 г.- 287 с.

19.      М.Л. голубев автоматическое повторное включение в распределительных сетях. М.: Энергоиздат 1982 г.

20.      Е.Н. Андриевский. Секционирование ирезервирование сельских электросетей. М.: Энергоатомиздат, 1983 г. – 112 с.

21.      Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства М.: Сельэнергопроект, 1996 г. – 54 с.

22.       И.Ф. Шаповалов. Справочник по расчету электрических сетей. Киев, 1984 г. – 504 с.

23.      Справочник инженера- электрика сельскохозяйственного производства / Учебное пособие/ М.: Информагротех, 1999 г. – 536 с.

24.      В.М. Расторгуев. Технические средства комплексной автоматизации сельских электрических сетей. М.: Колос, - - 80 с.

25.      Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. М.: сентябрь, 1986 г. – 34 с.