Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

391,87 Кб
Опубликовано:

2013-09-10

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

Введение

Современное сельскохозяйственное производство и сельский быт немыслимы без электрификации. Обогрев и вентиляция, водоснабжение, приготовление и раздача корма, уборка навоза, электрификация строительных работ, освещение и обогрев жилых помещений - это далеко не полный перечень использования электроэнергии. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Сельскохозяйственные объекты отличаются исключительным разнообразием условий, в которых приходится работать электрооборудованию.

Срок его службы, эффективность и безопасность эксплуатации в значительной мере зависят от грамотного выбора конструкции, способа монтажа и умелого использования.

Отсюда - повышение роли инженеров - электриков в хозяйствах.

Сельское население в быту применяет различные электрические приборы. К приборам, облегчающим домашний труд, сокращающим затраты времени на него и создающим условия удобства и комфорта, относятся нагревательные устройства (электроплиты и электроплитки, электрокипятильники и электроводонагреватели, электрочайники и электрокастрюли, электрорадиаторы, электрокамины и электроотражатели, электроутюги), электрические холодильники, стиральные машины, электрические пылесосы и т.п.

В быт сельских тружеников начинают входить такие современные бытовые приборы, как электрокондиционеры, индукционные печи, ионизаторы воздуха, ультрафиолетовые облучатели и некоторые другие.

Данная работа посвящена решению вопросов реконструкции схемы электроснабжения с. Идринского.

Необходимость реконструкции связана с невыполнением требований предъявляемым к качеству электроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.

1. Электроснабжение населенного пункта

.1 Исходные данные

Проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В, определение расчетных нагрузок, числа, мощности, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения.

Расчетные активные нагрузки Рд и Рв (дневной и вечерней) многоквартирных домов определяют по коэффициенту одновременности:

Таблица 1.1 - Исходные данные

Наименование объекта	Рд.м., кВт	Рв.м., кВт
Одноквартирные дома	4,5	7,5
Гараж	4,5	7,5
Сторожка	2	1
Цех	2,5	1,5

1.2 Расчёт электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ

Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки:

(1.1)
(1.2)
где , - дневная и вечерние нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.

Коэффициент одновременности для сетей напряжением 0,38кВ принимаются по таблице 4.1[1].

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1].

Расчетная активная нагрузка равна:

(1.3)

где - большая из слагаемых нагрузок;

∆Р - добавка к большей слагаемой нагрузки.

Расчет ТП1 линии Л-2.

Вечерний максимум нагрузок:

Р24-25=7,5 кВт;

Р21-24=7,5∙2∙0,73=10,95 кВт;

Р20-21=7,5∙4∙0,58=17,4 кВт;

Р19-20=7,5∙6∙0,49=22,05 кВт;

Р18-19=7,5∙8∙0,41=24,6 кВт;

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей на участках. Расчет полной (S) мощности на участках линии определяется по формуле:

,(1.4)

где - активная мощность;

- коэффициент мощности.

Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 0,38 кВ. принимаются по таблице 4.6 [1].

Вечерний максимум нагрузок:

-25=7,5/0.96=7.81кВт;

S21-24=10,95/0.96=11.4кВт;-21=17,4/0.96=18.12кВт;-20=22,05/0.96=22.96кВт;

S18-19=24,6/0.96=25.62кВт;

Расчеты показаны только для линии Л-1 на трансформаторной подстанции ТП1 , а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицу 1.2.

В число потребителей кроме жилых домов, общественных зданий, производственных помещений и технологических процессов вне помещений включают также уличное и наружное освещение.

Определение суммарной полной мощности с учетом нагрузки на уличное освещение.

Нагрузку уличного и наружного освещения принимают из расчета 100 Вт на одно жилое помещение, 250 Вт - на одно производственное здание.

При наружном освещении сельскохозяйственных потребителей используются лампы накаливания, коэффициент мощности которых равен cosj = 1

Уличное освещение:

жилые здания ;

производственные здания .

Таблица 1.2 - Расчетные мощности на участках сети 380 В

Расчетный участок		Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка.		Расчетная мощность участка, кВА		Уличное освещение кВА
		Рв	Cosφв		Sв
1		2	3		4		5
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25		7,5	0,96		7,81		3,2
21-24		10,95	0,96		11,406
20-21		17,4	0,96		18,12
19-20		22,05	0,96		22,96
18-19		24,6	0,96		25,62
17-18		27	0,96		28,12
16-17		30,525	0,96		31,79
15-16		34,125	0,96		35,54
14-15		36	0,96		37,5
11-14		48,45	0,96		50,46
11-10		7,5	0,96		7,81
10-7		13,95	0,96		14,53
7-6		18,75	0,96		19,53
6-5		22,05	0,96		22,96
5-2		24,6	0,96		25,625
2-1		28,5	0,96		29,68
1-11		32,4	0,96		33,75
8-7		10,95	0,96		11,4
7-6		17,4	0,96		18,12
6-4		22,05	0,96		22,96
4-2		22,575	0,96		23,51
2-9		27	0,96		28,12
9-11		54,37	0,96		56,64
8-9		68,4	0,96		71,25
7-8		69,8	0,96		72,7
2-5		7,5	0,96		7,81
7-5		72,6	0,96		75,62
5-тп		85,8	0,96		89,37
Линия Л-2
13-12		10,95	0,96		11,4		0,55
11-12		17,4	0,96		18,12
9-11		22,05	0,96		22,96
7-9		28,5	0,96		29,68
6-7		32,4	0,96		33,75
5-6		34,65	0,96		36,09
Линия Л-3
4-1	2		0,96	1,04		2,25
2-1	2,5		0,96	1,56
1-тп	4		0,96	2,08
Линия Л-4
17-16	6,57		0,96	11,4
16-15	10,44		0,96	18,12
15-14	13,23		0,96	22,96
14-12	14,76		0,96	25,62
12-11	17,1		0,96	29,68
21-20	6,57		0,96	11,4
20-11	10,44		0,96	18,12
10-11	19,53		0,96	33,9
4-8	6,57		0,96	11,4
4-тп	21,6		0,96	37,5

Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

,(1.5)

где - полная мощность каждого из потребителей, ;

- номинальное напряжение, .

Определяем токи на участках линии по формуле (1.5)

Расчет ТП1 линии Л-1

;

Расчеты показаны только для линии Л-1 ТП1, результаты расчетов для остальных линий снесены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Результаты расчетов

Расчетный участок	Расчетный ток на участках линии, А	Стандартное сечение провода
	Iв	S
1	2	3
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25	7,5	А-35
21-24	10,95
20-21	17,4
19-20	22,05
18-19	24,6
17-18	27
16-17	30,525
15-16	34,125
14-15	36
11-14	48,45
11-10	7,5
10-7	13,95
7-6	18,75
6-5	22,05
5-2	24,6
2-1	28,5
1-11	32,4
8-7	10,95
7-6	17,4
6-4	22,05
4-2	22,575
2-9	27
9-11	54,37	А-35
8-9	68,4
7-8	69,8
2-5	7,5	72,6
5-тп	85,8
Линия Л-2
13-12	17,33	А-35
11-12	27,53
9-11	34,89
7-9	45,10
6-7	51,27
5-6	54,83
4-5	64,09
1-4	63,14
1-тп	69,79
Линия Л-3
4-1	1,58	А-35
2-1	2,37
1-тп	3,16
Линия Л-4
17-16	17,33	А-35
16-15	27,53
15-14	34,89
14-12	38,93
12-11	45,10
21-20	17,33
20-11	27,53
10-11	51,51
4-8	17,33
4-тп	56,97

1.3 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно - отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяют по формуле:

;(1.6)

где - расчетная активная нагрузка потребителей, ;

- реактивная мощность потребителей, ;

- номинальное напряжение, .

Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:

;(1.7)
,(1.8)

где - удельное активное сопротивление, ;

- индуктивное сопротивление провода, ;

- длина участка линии, .

Потери напряжения в линии выражаем в процентах:

.(1.9)

Определяем реактивную мощность на участках линии по формуле:

(1.10)

где -полная мощность ;

- коэффициент мощности;

Расчет линии Л-1 ТП1

Вечерний максимум нагрузок:

Расчет линии Л-1 ТП1

Вечерний максимум нагрузок:

;

Результаты остальных линий и максимумов нагрузок рассчитывались аналогично и их данные показаны в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Результаты расчетов

№ Участка	L, км	Марка провода		Сопротивление провода, Ом/км				∆U, В	Q, кВар
				r0		х0
1	2	3		4		5		6	7
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25	0,04	А-35		0,83		0,308		0,327434	2,1875
21-24	0,035			0,83		0,308		0,418297	3,19375
20-21	0,035			0,83		0,308		0,664691	5,075
19-20	0,035			0,83		0,308		0,842325	6,43125
18-19	0,035			0,83		0,308		0,939736	7,175
17-18	0,035			0,83		0,308		1,031418	7,875
16-17	0,033			0,83		0,308		1,099442	8,903125
15-16	0,033			0,83		0,308		1,229106	9,953125
14-15	0,033			0,83		0,308		1,296639	10,5
11-14	0,1			0,83		0,308		5,288063	14,13125
11-10	0,03			0,83		0,308		0,245576	2,1875
10-7	0,03			0,83		0,308		0,456771	4,06875
7-6	0,03			0,83		0,308		0,613939	5,46875
6-5	0,03			0,83		0,308		0,721992	6,43125
5-2	0,105	А-35	0,83		0,308		2,819209		7,175
2-1	0,03		0,83		0,308		0,933188		8,3125
1-11	0,03		0,83		0,308		1,060887		9,45
8-7	0,032		0,83		0,308		0,382443		3,19375
7-6	0,032		0,83		0,308		0,607		5,07
6-4	0,64		0,83		0,308		15,4		6,43
4-2	0,66		0,83		0,308		16,26		6,58
2-9	0,66		0,83		0,308		19,44		7,87
9-11	0,6		0,83		0,308		35,6		15,85
8-9	0,3		0,83		0,308		22,39		19,95
7-8	0,3		0,83		0,308		22,85		20,35
2-5	0,7		0,83		0,308		5,73		2,18
7-5	0,6		0,83		0,308		47,54		21,17
5-тп	0,12		0,83		0,308		11,23		25,02
Линия Л-2
13-12	0,021	А-35	0,83		0,308		0,25		3,19
11-12	0,45		0,83		0,308		8,54		5,07
9-11	0,9		0,83		0,308		21,65		6,43
7-9	0,45		0,83		0,308		13,99		8,31
6-7	0,45	А-35	0,83		0,308		15,91		9,45
5-6	0,45		0,83		0,308		17,01		10,1
4-5	0,45		0,83		0,308		19,89		11,82
1-4	0,9		0,83		0,308		39,19		11,63
1-тп	0,3		0,83		0,308		14,43		12,86
Линия -3
4-1	0,03	А-35	0,83		0,308		0,032		0,29
2-1	0,03	0,308		0,049		0,43
1-тп	0,03		0,83		0,308		0,065		0,58
Линия Л-4
17-16	0,35	А-35	0,83		0,308		4,18		3,19
16-15	0,35		0,83		0,308		6,64		5,07
15-14	0,35		0,83		0,308		8,42		6,43
14-12	0,7		0,83		0,308		18,79		7,17
12-11	0,35		0,83		0,308		10,88		8,31
21-20	0,32		0,83		0,308		3,82		3,19
20-11	0,32		0,83		0,308		6,07		5,07
10-11	0,32		0,83		0,308		11,36		9,49
4-8	0,16		0,83		0,308		1,91		3,19
4-тп	0,164		0,83		0,308		6,44		10,5

Таблица 1.5 - Потери напряжения

№ участка	∆U%
1	2
Линия Л-1
∆U%	21,8
Линия Л-2
∆U%	28,6
Линия Л-3
∆U%	0,03
Линия Л-4
∆U%	20,67

Так как потери превышают 5% норму, заменим существующий провод на провод марки СИП-120

Таблица 1.6 - Результаты расчетов

№ участка		L, км		Марка провода	Сопротивление провода,Ом/км							∆U, В			Q, кВар
					r0		х0
1		2		3	4		5					6			7
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25		0,04		СИП 3х120+95	0,253		0,092					0,22			2,18
21-24		0,035			0,253		0,092					0,28			3,19
20-21		0,035			0,253		0,092					0,44			5,07
19-20		0,035			0,253		0,092					0,56			6,43
18-19		0,035			0,253		0,092					0,63			7,17
17-18		0,035			0,253		0,092					0,69			7,87
16-17		0,033			0,253		0,092					0,74			8,90
15-16		0,033			0,253		0,092					0,82			9,95
14-15		0,033			0,253		0,092					0,87			10,5
11-14		0,1			0,253		0,092					3,56			14,13
7-11		0,14			0,253		0,092					0,77			2,18
7-тп		0,18			0,253		0,092						5,47			12,05
Линия Л-2
11-10		0,03		СИП 3х120+95	0,253			0,092			0,16					2,18
10-7		0,03			0,253			0,092			0,30					4,06
7-6		0,03			0,253			0,092			0,41					5,46
6-5		0,03			0,253			0,092			0,49					6,58
5-2		0,105			0,253			0,092			2,08					7,8
2-1		0,03			0,253			0,092			0,67					8,9
1-11		0,03			0,253			0,092			0,73					9,66
11-8		0,1			0,253			0,092			2,44					9,66
8-тп		0,15			0,253			0,092			3,82					10,10
Линия Л-3
8-7		0,03		СИП 3х120+95		0,253			0,092		0,24					3,19
7-6		0,03				0,253			0,092		0,38					5,07
6-4		0,03				0,253			0,092		0,48					6,43
4-2		0,06				0,253			0,092		0,99					6,58
2-5-1		0,12				0,253			0,092		2,51					8,31
5-1-3		0,11				0,253			0,092		2,34					8,458
1+тп		0,03				0,253			0,092		0,68					9,04
Линия Л-4
13-12	0,03		СИП 3х120+95			0,253			0,092				0,14			1,91
11-12	0,03					0,253			0,092				0,23			3,04
9-11	0,03					0,253			0,092				0,29			3,85
7-9	0,03					0,253			0,092				0,37			4,98
6-7	0,03					0,253			0,092				0,42			5,67
5-6	0,03					0,253			0,092				0,45			6,06
4-5	0,03					0,253			0,092				0,53			7,08
1-4	0,06					0,253			0,092				1,05			6,98
1-тп	0,03					0,253			0,092				0,58			7,71
Линия Л-5
17-16	0,03		СИП 3х120+95			0,253				0,092				0,14			1,91
16-15	0,03					0,253				0,092				0,23			3,04	0,03	0,253	0,092	0,29	3,85
14-12	0,03					0,253				0,092				0,32			4,3
12-11	0,03		СИП 3х120+95			0,253				0,092				0,37			4,98
21-20	0,03					0,253				0,092				0,14			1,91
20-11	0,03					0,253				0,092				0,23			3,04
10-11	0,03					0,253				0,092				0,43			5,69
4-8	0,1					0,253				0,092				0,48			1,91
4-тп	0,21					0,253				0,092				3,34			6,3

Таблица 1.7 - Потери напряжения

№Участка	∆U%
1	2
Линия Л-1
∆U%	3,9
Линия Л-2
∆U%	2,9
Линия Л-3
∆U%	2,01
Линия Л-4
∆U%	1,08
Линия Л-5
∆U%	1,05

1.4 Реконструкция системы электроснабжения с. Идринского

Анализ существующей схемы с. Идринского «центрального района». Район запитан от трансформатора ТМ-400, от трансформатора отходят 3 линии, выполненные проводами А-35. Потери напряжения по данным линиям соответственно от 0,03 до 30 % превышают допустимые.

Поэтому предлагается следующий вариант реконструкции:

Заменяем существующие провода марки А-35 на провода марки СИП-120. Распределяем потребители наиболее нагруженных линий Л-1 и Л-3, на линии Л-1, Л-2, Л-3, Л-4, Л-5.

Таблица 1.8 - Результаты расчетов

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка.	Расчетная мощность участка, кВА	Уличное Освещение кВА	Расчетный ток на участках линии, А		Q, кВар
	Рв	Cosφв	Sв		Iв
1	2	3	4	5	6		7
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25	7,5	0,96	7,81			11,86	2,18
21-24	10,95	0,96	11,40			17,33	3,19
20-21	17,4	0,96	18,12			27,53	5,07
19-20	22,05	0,96	22,96			34,89	6,43
18-19	24,6	0,96	25,62			38,93	7,17
17-18	27	0,96	28,12			42,73	7,87
16-17	30,525	0,96	31,79			48,31	8,90
15-16	34,125	0,96	35,54			54	9,95
14-15	36	0,96	37,5			56,97	10,5
11-14	48,45	0,96	50,46			76,67	14,13
7-11	7,5	0,96	7,81			11,86	2,18
7-тп	41,325	0,96	43,04			65,40	12,05
Линия Л-2
11-10	7,5	0,96	7,81			11,86	2,18
10-7	13,95	0,96	14,53			22,07	4,06
7-6	18,75	0,96	19,53			29,67	5,46
6-5	22,575	0,96	23,51			35,72	6,58
Линия Л-2
5-2	27	0,96	28,12			42,73	7,87
2-1	30,525	0,96	31,79			48,31	8,90
1-11	33,15	0,96	34,53			52,46481	9,66
11-8	33,15	0,96	34,53			52,46481	9,66
8-тп	34,65	0,96	36,09			54,83878	10,10
Линия Л-3
8-7	10,95	0,96	11,40			17,33	3,19
7-6	17,4	0,96	18,12			27,53	5,075
6-4	22,05	0,96	22,96			34,89	6,43
4-2	22,575	0,96	23,51			35,72	6,58
2-5-1	28,5	0,96	29,68			45,10	8,31
5-1-3	29	0,96	30,20			45,89	8,45
1+тп	31	0,96	32,29			49,06	9,04
Линия Л-4
13-12	6,57	0,96	6,84			10,39	1,91
11-12	10,44	0,96	10,87			16,52	3,04
9-11	13,23	0,96	13,78			20,93	3,85
7-9	17,1	0,96	17,81			27,06	4,98
6-7	19,44	0,96	20,25			30,76	5,67
5-6	20,79	0,96	21,65			32,90	6,06
4-5	24,3	0,96	25,31			38,45	7,08
1-4	23,94	0,96	24,93			37,88	6,98
1-тп	26,46	0,96	27,56			41,87	7,71
Линия Л-5
17-16	6,57	0,96	6,84			10,398	1,91
16-15	10,44	0,96	10,87			16,52	3,04
15-14	13,23	0,96	13,78			20,93	3,85
14-12	14,76	0,96	15,37			23,35	4,3
12-11	17,1	0,96	17,81			27,06	4,98	6,57	0,96	6,87	10,39	1,91
20-11	10,44	0,96	10,87			16,52	3,04
10-11	19,53	0,96	20,37			30,9	5,69
4-8	6,57	0,96	6,84			10,39	1,91
4-тп	21,6	0,96	22,5			34,18	6,3

Таблица 1.9 - Потери напряжения

∆U,В			∆U,%
1		2	3	4
Линия Л-1
24-25		0,22	∆U%	3,9
21-24		0,28
20-21		0,44
19-20		0,56
18-19		0,63
17-18		0,69
16-17		0,74
15-16		0,82
14-15		0,87
11-14		3,56
7-11		0,77
7-тп		5,47
Линия Л-2
11-10		0,16	∆U%	2,9
10-7		0,30
7-6		0,41
6-5		0,49
5-2		2,08
2-1		0,67
1-11		0,73
11-8		2,44
8-тп		3,82
Линия Л-3
8-7		0,24	∆U%	2,93
7-6		0,38
6-4		0,48
4-2		0,99
2-5-1		2,51
5-1-3		2,34
1+тп		0,68
Линия Л-3
8-7		0,24	∆U%	2,01
7-6		0,38
6-4		0,48
4-2		0,99
2-5-1		2,51
5-1-3		2,34
1+тп		0,68
Линия Л-4
13-12		0,14	∆U%	1,08
11-12		0,23
9-11		0,29
7-9		0,37
6-7		0,42
5-6		0,45
4-5		0,53
1-4		1,05
1-тп		0,58
Линия Л-3
17-16	0,14		∆U%	1,57
16-15	0,23
15-14	0,29
14-12	0,32		∆U%	1,57
12-11	0,37
21-20	0,14
20-11	0,23
10-11	0,43
4-8	0,48
4-тп	3,34

1.5 Потери энергии в электрических сетях

Потери энергии в электрических сетях состоят из потерь энергии DW в линии и в трансформаторе.

Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь, согласно которому потери энергии определяются по нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Потери мощности в трехфазной линии:

,(1.11)

где - максимальный ток;

- активное сопротивление линии.

Потери энергии определяют пользуясь понятием временных максимальных потерь t - это время в течение которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери энергии как и при работе по действительному графику нагрузок.

Для сельских электрических сетей:

,(1.12)
где - максимальное количество часов работы электрической установки

Потери энергии определяем по формуле:

,(1.13)

Расчет ТП-1 линии Л-2

Вечерний максимум нагрузок

∆W24-25=-3=0,381

∆W21-224=-3=0,622кВтч,

∆W20+21=-3=1,57,

Потери энергии в % определяют по формуле:

,(1.14)
где - потеря энергии в сети трансформаторной подстанции
,(1.15)
;(1.16)
,(1.17)
где - максимальная активная нагрузка на трансформаторе

Таблица 1.10 - Основные технические данные трехфазных двухобмоточных силовых трансформаторов

№ трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение, кВ		Потери, кВт		Напряжение к.з., %	Ток х.х., %	Схема и группа соединения обмоток
			ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТП-1	ТМ-400	400	10	0,4	0,95	5,5	4,5	2,1	Y/Yн-0

Вечерний максимум нагрузок

;

Таблица 1.11 - Результаты расчетов до реконструкции

№ участка	Потери энергии участка ∆W, кВт ч		Потери энергии в лини ∆Wл, кВт ч		Потери энергии в трансформаторе, ∆Wтп, кВт ч		Потери энергии сети ∆Wс, кВт ч	∆Wгод, кВт ч		∆W%
1	2		3		4		5	6		7
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25	0,38		20059		10535,2		47354	568248		8,3
21-24	0,62
20-21	1,57
19-20	2,52
18-19	3,14
17-18	3,78
16-17	4,30		20059		10535,2		47354	568248		8,3
15-16	5,37
14-15	5,98
11-14	99,48
11-10	0,21
10-7	0,74
7-6	1,34
6-5	1,85
5-2	28,27
2-1	3,10
1-11	4,00
8-7	0,52
7-6	1,31
6-4	843,93
4-2	940,75
2-9	1345,69
9-11	4510,56
8-9	1784,37
7-8	1858,16
2-5	116,80
7-5	8040,91
5-тп	449,23
Линия Л-2
11-12	577,35		19955		10535,2		47354		568248	4,2
9-11	1854,34
7-9	1548,93
6-7		2001,85
5-6		2289,54
4-5		3127,89
1-4		6071,80
1-тп		2472,45
Линия Л-3
4-1		0,13		0,9217		10535,2	47354		568248	4,2
2-1		0,29
1-тп		0,51
Линия Л-4
17-16		177,84		7339,8		10535,2	47354		568248	4,2
16-15		449,05
15-14		721,13
14-12		1795,14
12-11		7339,8		10535,2	47354		568248		4,2
21-20		162,60
20-11		410,56
10-11		1436,75
4-8		81,30

Таблица 1.12 - Результаты расчетов после реконструкции

№ участка	Потери энергии участка ∆W, кВт ч	Потери энергии в лини ∆Wл, кВт ч	Потери энергии в трансформаторе, ∆Wтп, кВт ч		Потери энергии сети ∆Wс, кВт ч				∆Wгод, кВт ч	∆W%
1	2	3	4		5				6	7
Трансформаторная подстанция ТП1
Линия Л-1
24-25	0,31	300,89	10535,2		652,51				7830,12	8,3
21-24	0,51
20-21	1,29
19-20	2,07
18-19	2,58
17-18	3,11
16-17	3,53
15-16	4,41
14-15	4,91
11-14	81,71
7-11	3,84
7-тп	192,61
Линия Л-2
11-10	0,18	170,11		10535,2		652,51		7830,12		8,3
10-7	0,61
7-6	1,10
6-5	1,60
5-2	27,98
2-1	2,92
1-11	3,44
11-8	38,25
8-тп	94,03
Линия Л-3
8-7	0,38	88,382		10535,2		652,51	7830,12			8,3
7-6	0,95	88,382		10535,2		652,51	7830,12			8,3
6-4	1,52
4-2	6,39
2-5-1	40,71
5-1-3	35,42
1+тп	3,01
Линия Л-4
13-12	0,14	15,705		10535,2		652,51		7830,12		8,3
11-12	0,34
9-11	0,55
7-9	0,92
6-7	1,18
5-6	1,35
4-5	1,85
1-4	7,18
1-тп	2,19
Линия Л-5
16-15	0,34	77,42		10535,2		652,51		7830,12		8,3
15-14	0,55
14-12	0,68
12-11	0,92
21-20	0,14
20-11	0,34
10-11	1,19
4-8	1,50
4-тп	71,62

2. Электрические сети района

.1 Расчет электрических нагрузок

Расчёт перетоков мощности по участкам линий 10 кВ производим при помощи суммирования по добавкам мощности, так как нагрузка потребителей (посёлков) неоднородна (таблица 4.5 [1]).

Расчет линии Л-2

Вечерний максимум нагрузок:

где соsφ=0,8

Кз=0,8…1

Полную мощность для для вечернего (Sв) максимумов вычисляют по соответствующей активной нагрузке и коэффициенту мощности.

Остальные результаты сведены в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчетов

Расчетный участок	Расчетная мощность, (Р)протекающая по участку, кВт	Расчетная мощность(S) участка, кВА	Q, кВар
5-6	512	640	384
4-5	559,2	699	419,4
3-4	916	1145	687
2-3	990	1237,5	742,5
1-2	1186	1482,5	889,5
1-тп	1382	1727,5	1036,5

2.2 Определение потерь напряжения

Вечерний максимум нагрузок ТП1.

Таблица 2.2 - Результаты расчетов

№ участка	L, км	Сопротивление провода, Ом/км		∆U, В	∆U%
		ro	х0
5-6	0,27	0,578	0,355	11,671	8,99
4-5	5,5	0,578	0,355	259,66
3-4	0,8	0,578	0,355	61,867
2-3	0,5	0,412	0,341	33,054
1-2	2,85	0,412	0,341	225,71
1-тп	2,64	0,578	0,355	308,02

Таблицы 2.3 - Результаты расчетов после реконструкции

№ участка	L, км	Сопротивление провода, Ом/км		∆U, В	∆U%
		ro	х0
5-6	0,27	0,443	0,097	7,1297	0,65
4-5	5,5	0,443	0,097	7,787
3-4	0,8	0,443	0,097	12,756
2-3	0,5	0,253	0,092	8,6071
1-2	2,85	0,253	0,092	10,311
1-тп	2,64	0,443	0,097	19,245

3. Расчет токов короткого замыкания

.1 Схема замещения сети и ее преобразования

Рисунок 3.1 - Расчетная схема сети

Рисунок 3.2 - Схема замещения сети

Расчетная схема

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин:

Принимаем:

- напряжение ступени в которой находится точка короткого замыкания.

Определим номинальную мощность отключения

,(3.1)

где

- ток номинального отключения автомата.

Определим сопротивление энергосистемы

,(3.2)

где:. - мощность к.з. (по заданию );

- базисная мощность.

Определим сопротивление в линии электропередачи 10 кВ

;(3.3)
;(3.4)
,(3.5)

где - удельное активное, индуктивное сопротивления проводов,

- длина провода, км (см. рис. 3.1).

;

4) Определим базисное сопротивление трансформатра. ;(3.6)
;(3.7)
,(3.8)

где - паспортные данные трансформатора.

ТП 1 (ТМ - 400кВА 10/0,4кВ):

;

Таблица 3.1 - Сопротивление участков сети

№ Участка	Rл.	Хл.	Zл.	Длина участка l. км.	Сопротивление провода		Напряжение, кВ.
					ro, Ом/км.	хo, Ом/км.
1	2	3	4	5	6	7	8
0-к1	1,502	0,329	1,538	0,443	0,097	10,5
к1-к2	0,562	0,123	0,575	1,4	0,443	0,097	10,5
к2-к3	0,167	0,06	0,178	0,73	0,253	0,092	0,4
к2-к4	0,121	0,044	0,129	0,53	0,253	0,092	0,4
к2-к5	0,094	0,034	0,1	0,41	0,253	0,092	0,4
к2-к6	0,068	0,025	0,073	0,3	0,253	0,092	0,4
к2-к7	0,174	0,063	0,185	0,76	0,253	0,092	0,4
к2-к8	0,252	0,091	0,268	1,1	0,253	0,092	0,4

Результирующие сопротивления до соответствующих точек к.з.:

;

Базисные токи:

;

3.2 Токи трехфазного короткого замыкания

Токи трехфазного короткого замыкания в расчетных точках:

,(3.9)

где - эквивалентное сопротивление для точки к-i;

-трёхфазный ток КЗ в точке к-i,кА.

;

3.3 Токи двухфазного короткого замыкания

Токи двухфазного короткого замыкания:

.(3.10)

;

3.4 Ударные токи короткого замыкания

Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

,(3.11)
где - ударный коэффициент
;(3.12)
.(3.13)

Определяем ударный ток для точки К1.

;

Таблица 3.2 - Ударные токи короткого замыкания

№ участка к.з.
К1	0,014544619	1,5028	6836,5
К2	0,014544619	1,5028	5079,6
К3	0,008757962	1,3192	2163,2
К4	0,008757962	1,3192	1260,5
К5	0,008757962	1,3192	804,95
К6	0,008757962	1,3192	703,14
К7	0,008757962	1,3192	530,63
К8	0,008757962	1,3192	390,35

3.5 Расчет токов однофазного короткого замыкания

Электрические сети всех напряжений необходимо проверить на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания

,(3.14)

где - полное сопротивление к.з. на корпус трансформатора

;

- сопротивление петли «фаза-ноль»
,(3.15)
где - удельные сопротивления фазного и нулевого провода соответственно

;

Таблица 3.3 - токи однофазного короткого замыкания

№ участка к.з.	Zп	Iк.з
К3	0,8648	247,35
К4	0,6279	331,93
К5	0,4857	417,62
К6	0,3554	547,07
К7	0,9003	238,24
К8	1,3032	168,1

4. Выбор электрической аппаратуры в сетях 10 и 0,38 кВ

Для обеспечения необходимой защиты, от не номинальных режимов работы сетей, оперативных включений и обеспечения контроля параметров электрических величин в сетях 10 и 0,38 кВ устанавливаются следующие аппараты:

) На стороне высокого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ устанавливаются высоковольтные предохранители для защиты от токов короткого замыкания и разъединители для создания видимого разрыва в линии.

) На стороне низкого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели для защиты линий от коротких замыканий и перегрузок.

4.1 Выбор разъединителей

Разъединители служат для создания видимого разрыва и отключения тока холостого хода трансформаторов.

В нашем случае будет установлено один разъединитель перед трансформаторной подстанцией 10/0,4 кВ мощностью 400 кВА.

Выбор разъединителя перед трансформаторной подстанцией 400 кВА.

Разъединитель выбирают:

. По напряжению

;(4.1)
,
где: - номинальное напряжение разъединителя (по каталогу), кВ.

2. По длительному току

;(4.2)
;
;(4.3)
,

где: - номинальный ток разъединителя (по каталогу), А;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

Разъединитель проверяют:

. На электродинамическую устойчивость к токам короткого замыкания

а) по действующему значению тока

;(4.4)
,

б) По амплитудному значению тока

;(4.5)
;(4.6)
.

. На термическую устойчивость к токам короткого замыкания по тепловому импульсу

;(4.7)

;
;

По расчётным данным, выбираем разъединитель РЛНД -10/400 с техническими данными:

Таблица 4.1 - Технические данные

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные РЛНД -10/400
10 кВ10 кВ
32,37 А400 А
4,48 кА25 кА
23,8 с25

4.2 Выбор плавких предохранителей напряжением 10кВ

Плавкие предохранители применяются для защиты трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ от токов К.З. Плавкие предохранители устанавливаются перед трансформаторами на стороне высокого напряжения. Выбор предохранителей перед трансформатором 400 кВА

Предохранители выбирают:

. По напряжению

;(4.8)
,
где: - номинальное напряжение предохранителя (по каталогу), кВ.

2. По длительному току

;(4.9)
;
;(4.10)
,

где: - номинальный ток предохранителя (по каталогу), А;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

3. По отключающей способности:

(4.11)

где: - номинальный ток отключения предохранителя, А.

. По номинальному току плавкой вставки:

;(4.12)
,
где: - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, для трансформатора данной мощности, А.

Предохранители проверяют по:

. На селективность с аппаратами защиты со стороны 0,38 кВ

(4.13)
,

где: - время плавления плавкой вставки предохранителя при К.З. на стороне 0,38 кВ, с; - полное время срабатывания автоматических выключателей с электромагнитным расцепителем на стороне 0,38 кВ, с;

- минимальная ступень селективности, с;

- коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки и времени её разогрева.

2. На допустимое время протекания тока К.З. со стороны 0,38 кВ в трансформаторе по условию его термической стойкости

;(4.14)
,
где: - допустимое время протекания тока К.З. в трансформаторе, с.
;(4.15)
;

где: - коэффициент трансформации трансформатора.

- номинальный ток трансформатора на стороне высокого напряжения, А; - ток короткого замыкания на стороне 0,38 кВ трансформатора 400 кВА, А.

По расчётным данным, выбираем высоковольтные предохранители для трансформатора, номинальной мощностью 400 кВА (ПН-120) с техническими данными:

Таблица 4.2 - Технические данные

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные ПН-120
10 кВ10 кВ
32,37 А120 А
3,7 кА17,3 кА
32,37 А50 А

4.3 Выбор автоматических выключателей на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Автоматический выключатель предназначен для защиты линий 0,38 кВ от токов коротких замыканий и перегрузки. Автоматы устанавливаются на стороне 0,38 кВ трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ на каждую линию. В нашем случае на трансформаторных подстанциях будет установлено по пять автоматов для защиты отходящих линий. Выбор автоматического выключателя для линии Л1 ТП1. Автоматический выключатель выбирается:

) По номинальному току:

;(4.16)
,

где: - номинальный ток автомата, А;

- максимальный рабочий ток головного участка линии, А.

2) По номинальному току расцепителей автоматов

;(4.17)
;

;

(4.18)
,

где: - номинальный ток электромагнитного расцепителя, А;

- номинальный ток теплового расцепителя, А.

Автоматические выключатели проверяют:

) По току срабатывания электромагнитного расцепителя

,(4.19)
где: - ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А.

;

(4.20)
,
где: - кратность срабатывания электромагнитного расцепителя (по каталогу).
.

2) По кратности тока однофазного К.З., к номинальному току электромагнитного расцепителя

;(4.21)
.

) По отключающей способности

;(4.22)
,
где: - номинальный ток отключения автомата, А.

По расчётным данным выбираем автоматический выключатель ВА, технические данные выключателей занесены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 - Технические данные

Номер линии	Тип	Номинальный ток, А	Число полюсов	Род расцепителя	Номинальный ток расцепителя, А	КЧ	Однофазный ток короткого замыкания	Предельная коммутационная способность, А
1	ВА57	100	3	Комбинир.	80	6	247,35	9000
2	ВА57	100	3	Комбинир.	30	21	331,93	9000
3	ВА57	100	3	Комбинир.	30	28	417,62	9000
4	ВА57	100	3	Комбинир.	100	5,4	547,07	9000
5	ВА57	100	3	Комбинир.	50	6,8	238,24	9000
6	100	3	Комбинир.	50	6,8	168,1	9000

5. Монтаж провода СИП

Монтаж проводов СИП - современный способ организации электросетей для энергоснабжения потребителей. Такие провода приходят на смену устаревшим неизолированным системам электропроводки, повышая их надежность и долговечность.

Длина пролета на ответвлениях к вводам должна определяться расчетом, в зависимости от прочности опоры, на которой выполнено ответвление, габаритов подвески проводов, количества и сечения жил ответвления, а также климатических условий. Провода ответвлений к вводам должны иметь анкерное крепление.

Арматура. Крепление СИП, соединение их жил и ответвления от них следует выполнять с применением специальной арматуры: сцепной, поддерживающей, натяжной, соединительной и контактной.

Сцепная арматура предназначена для крепления поддерживающих и натяжных зажимов к опорам, стенам зданий и сооружениям. К ней относятся крюки и кронштейны.

Поддерживающая и натяжная арматура предназначена для крепления нулевой жилы СИП на опорах, стенах зданий и сооружениях. К ней относятся поддерживающие и натяжные зажимы. Арматура должна иметь конструкцию, препятствующую истиранию изоляции жил.

Соединительная арматура предназначена для соединения жил СИП на магистралях ВЛИ и ответвлениях к вводам в здания с проводами вводов. К ней относятся соединительные зажимы для нулевой несущей жилы, фазных и фонарной жил, а также вводов. Соединительная арматура должна позволять выполнять соединения жил СИП как в петлях опор анкерного типа, так и в пролетах ВЛИ. Все перечисленные соединительные зажимы должны иметь изоляцию токоведущих частей.

Контактная арматура предназначена для выполнения ответвлений от жил СИП. К ней относятся ответвительные зажимы: от фазных, фонарной жилы, ответвительные зажимы от нулевой жилы для светильников уличного освещения, а также специальные ответвительные зажимы.

Следует понимать что монтаж обычной ВЛ на основе изолированных проводов отличается от монтажа СИП. Неквалифицированные монтажники выполняют монтаж провода СИП не уделяя должного внимания важности сохранения изоляции СИП целой. Чтобы предотвратить повреждения изоляции необходимо в работе применять специальный инструмента предназначенный для монтажа СИП.

Для монтажа СИП 2А используются специальные анкерные зажимы. Также можно использовать анкерные зажимы DN123, у которых провода ввода не скручены. При отводе провода СИП от не изолированных проводов нужно зачистить поверхность не изолированного провода и нанести защитный раствор для предотвращения окиси в будущем.

Нужно серьезно отнестись к выбору типа арматуры для монтажа кабеля СИП. Арматура должна уменьшать прочность провода максимум на 10 процентов.

Монтаж СИП 2 или СИП 2А исключает случай обрыва несущей нулевой жилы провода в результате падения опоры ЛЭП или падения на провод посторонних предметов. Для восстановления работы ЛЭП требуется заменить поврежденную арматуру и заново повесить кабель сип по опорам. Это намного дешевле чем восстанавливать поврежденную опору.

Монтаж сип 4 это высокая скорость выполнения монтажа высоковольтной линий и простота выполнения работ.

Монтаж сип 3 нужно выполнять при допустимом нагреве токопроводящих жил не более 90˚С. Монтаж сип 3 облегчает строительство новых ВЛ не зависимо от имеющихся. Сип 3 предоставляет возможность монтажа изолированных телефонных линий по тем же опорам на расстоянии не ближе полметра.

При строительстве ВЛИ необходимо соблюдать следующие основные требования:

Монтаж проводов СИП производится с выполнением необходимых требований. Прежде чем приступить к работам следует подготовить кабельную трассу, отчистить её от мешающих преград, деревьев и веток. При замене старой ЛЭП на новую следует произвести демонтаж пришедших в негодность опор ЛЭП. Раскатка проводов СИП производится под натяжением. Монтаж СИП проводов должны проводить подготовленные монтажники, имеющие необходимую квалификацию и опыт для выполнения работ такого уровня. Монтаж СИП выполняется при температуре воздуха не ниже минус 20.

6. Безопасность проектных решений

Электроэнергетика является важной отраслью экономики нашей страны, где вопросам охраны труда и техники безопасности уделяется особое первостепенное внимание. Это обусловлено высокой степенью риска при производстве работ связанных с эксплуатацией и ремонтом электротехнического оборудования, особенно действующего. Основным поражающим фактором при работе в действующих установках является электрический ток. При этом он оказывает очень сильное и разрушительное воздействие на организм человека, зачастую оканчивающегося смертельным исходом. Опасность воздействия этого фактора на человека усугубляется тем, что наличие или отсутствие электрического тока невозможно определить без специальной измерительной аппаратуры. Поэтому любое нарушение установленных правил работы в электроустановках может привести к самым печальным последствиям. В связи с этим, вопросы, связанные с охраной труда и безопасностью обслуживания электрических установок являются самыми важными среди всех прочих производственных вопросов на любом из предприятий энергоснабжающих организаций.

6.1 Характеристика проектируемого объекта

«Центральный район» с. Идринского расположен в красноярском крае на удалении 539 км от Красноярска, имеет подъездные пути автомобильными дорогами, ближайшая железнодорожная станция находится в 100 километрах от него.

Проектируемые объекты имеют хорошие подъездные пути. За состояние электрических сетей с. Идринского несет ответственность организация ОАО «Красноярскэнерго» - «МРСК Сибири».

Потребителями электроэнергии являются жилой массив, здания и сооружения коммунально-бытового назначения.

Линии электропередач не подвергались существенной реконструкции с 1995 года, лишь устранялись неполадки и менялись опоры ответственной организацией. В последующие годы значительно возросла нагрузка, что сказалось на качестве электроснабжения.

Ответственность за несчастные случаи поражения электрическим током несут лица, обслуживающие линии и административно-технический персонал, как непосредственно нарушившие правила, так и те, кто не обеспечил организационных и технических мероприятий, которые исключают возможность несчастных случаев.

6.2 Анализ опасных и вредных факторов производства на проектируемом объекте

При обслуживании ВЛЭП и подстанций с. Идринского на персонал воздействует множество вредных и опасных производственных факторов.

Для уменьшения шума на проводах ВЛ и в ОРУ, источниками которых является коронный разряд и силовые трансформаторы, применяются звукоизоляционные конструкции, звукопоглощающие экраны. В целях предотвращения прикосновения обслуживающего персонала к токоведущим частям электроустановок созданы защитные заграждения. Во избежание опасности порезов об острые кромки и заусенцы, при монтаже и ремонте электроустановок и ВЛЭП, электротехнический персонал обеспечивается рукавицами и спецодеждой, но установленные для этого сроки не выдерживаются. Обслуживание трансформаторных подстанций и сетей осуществляется электротехническим персоналом с группой по электробезопасности не ниже III под руководством лиц с группой не ниже IV. При работе на ЛЭП и подстанциях персонал использует оперативные штанги, указатели напряжения, изолирующие и токоизмерительные клещи, диэлектрические перчатки, обувь и коврики, инструмент с изолирующими рукоятками, защитные очки, изолирующие лестницы, площадки и др.

При монтаже ВЛ , персонал работая на открытом воздухе в солнечные дни не обеспечен солнцезащитными очками. При -300 С все работы на подстанциях и ВЛ прекращаются.

Для снятия физических, нервно-психических перегрузок на подстанции оборудована комната отдыха рядом с ОПУ, где персонал в обеденный перерыв и после работы занимается культурно-оздоровительными мероприятиями. Для обеспечения безопасности эвакуации людей в КРУН 10 кВ используются два выхода. Около ОПУ размещено небольшое количество средств пожаротушения.

.3 Мероприятия по повышению безопасности труда на действующем производстве

Для предупреждения производственного травматизма на предприятии необходимо улучшить систему обучения работающего персонала; безопасным приемам труда в соответствии с МПОТ-2003, добиться четкого и в полном объеме выполнения организационно-технических мероприятий, для чего следует организовать периодическое изучение обновленных изданий МПОТ с последующим контролем знаний главным специалистом производственного участка или выездным инженерно-техническим персоналом, имеющим право контроля знаний по МПОТ, соблюдать требования безопасности указанные в нормативно-технической документации, проводить инструктаж в соответствии с МПОТ-2003, правильно и без нарушений организовать процессы труда и отдыха, более строго и ответственнее осуществлять трехступенчатый контроль за соблюдением мероприятий по охране труда.

Таблица 6.1 - План дополнительных мероприятий по охране труда

Мероприятия	Сроки проведения	Ответственные лица	ГОСТ
1	2	3	4
Мероприятия по предупреждению травм
Проведение инструктажа и аттестации	Поквартально	Инженер ТБ, гл. энергетик	МПОТ-2003
Аттестация электротехнического оборудования	Поквартально	Инженер ТБ. гл. энергетик	ГОСТ 12.004-90 ССБТ
Мероприятия по предупреждению заболеваний
Медицинское освидетельствование работников	раз в год	Руководители предприятий	Приказ МЗ РФ №901996г
Обеспечение спец. одеждой и обувью	Согласно графика	Руководители подразделений	ГОСТ 12.4041-76
Мероприятия по пожарной безопасности
План по пожарной безопасности и обучении персонала	раз в два квартала	Коллектив предприятия	Закон РФ и ТПП 2000г
1	2	3	4
Обеспечить огнетушителями ОУ-5 и ОУ-8 все помещения	раз в год	Ответственный за пожарную безопасность	ППБ 2000г

Мероприятия по защите от поражения электрическим током

Все существующие мероприятия, обеспечивающие безопасность использования электроэнергии, можно условно разделить на три группы. Организационные мероприятия, технические мероприятия и применение индивидуальных электрозащитных средств.

) Организационные мероприятия включают в себя:

правильный подбор персонала, обслуживающего электроустановки (запрещение использования труда лиц моложе 18 лет, а также не обученных и не прошедших медицинское освидетельствование для работы данного вида);

обучение правилам безопасности при обслуживании электроустановок, т е. проведение специального обучения для выполнения работ с повышенной опасностью, аттестации, инструктажей по безопасности труда, разработка и издание инструкций по охране труда, применение средств пропаганды для правил электробезопасности (плакатов, видеофильмов и пр.);

назначение ответственных за электрохозяйство лиц;

контроль за правильностью устройства электропроводок и установкой электрооборудования в соответствии с ПУЭ;

проведение периодических осмотров, измерений и испытаний электрооборудования (в сухих помещениях - 1 раз в два года, в сырых - ежегодно, при этом сопротивление рабочей изоляции проводов, кабелей и электрооборудования в процессе эксплуатации не должно быть менее 0,5 и 2 МОм для двойной или усиленной изоляции), а в случае несоответствии предъявляемым требованиям - его ремонта;

контроль за надежностью СИЗ от поражения электрическим током.

) К техническим мероприятиям относят:

применение устройств (предохранителей, отключающих реле и т. п.) защиты электроустановок и сетей от перегрузок, а также токов коротких замыканий;

защиту людей и животных от прикосновения к токоведущим частям оборудования, посредством: применения глухого ограждения высоковольтного оборудования и размещения его в отдельных зданиях; изоляции токоведущих частей электрооборудования; установки защитных ограждений; расположения электроприборов на недоступной для людей и животных (более 2 м) высоте;

защита от поражения электрическим током при падении напряжения на металлические корпуса электроустановок; устройство защитного заземления; зануление электроустановок в сетях с глухозаземленной нейтралью; применение защитного отключения; использование электрооборудования с малым (менее 42 В) напряжением; выравнивание потенциалов электрооборудования и земли в местах нахождения людей и животных; изоляция электроустановок и электродвигателей от корпусов рабочих машин;

применение диэлектрических настилов и изолирующих площадок.

) Применение индивидуальных электрозащитных средств

Применение индивидуальных электрозащитных средств подразделяют на основные и дополнительные, а также на вспомогательные приспособления.

Основные изолирующие защитные средства имеют изоляцию, способную длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановки, обеспечивая безопасность человека при контакте с токоведущими частями. К таким средствам относят:

в электроустановках с напряжением до 1000 В - диэлектрические перчатки, изолирующие штанги, изолирующие и токоизмерительные клещи, слесарно-монтажный инструмент с изолированными рукоятками, а также указатели напряжения;

в электроустановках с напряжением свыше 1000 В - изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения.

Дополнительные защитные средства не могут самостоятельно защитить человека от поражения электрическим током, но при совместном использовании с основными они усиливают защитное действие.

К дополнительным средствам защиты при работе в электроустановках до 1000 В относят диэлектрические галоши, коврики, подставки и площадки; в электроустановках свыше 1000 В - диэлектрические перчатки, боты и коврики, а также диэлектрические основания.

Необходимо отметить, что при отсутствии какого-либо дополнительного средства защиты (например, диэлектрического коврика) нельзя применять ни одно из основных.

Вспомогательные приспособления предназначены для защиты людей от сопутствующих опасных и вредных производственных факторов при работе с электрооборудованием и, кроме того, от падения с высоты.

К вспомогательным приспособлениям относят: экранирующие комплекты и устройства для защиты от воздействия электрического поля; противогазы; защитные каски; страховочные канаты; монтерские когти; предохранительные монтерские пояса и т. п.

Защитное заземление

Защитным заземлением называют преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей электроустановок, которые могут оказаться, под напряжением [18]:

Заземляют все электроустановки, работающие при номинальном напряжении переменного тока более 50 В, постоянного и выпрямленного тока более 120 В (кроме светильников, подвешенных в помещениях без повышенной опасности поражения электрическим током на высоте > 2 м при условии изоляции крючка для подвески светильника пластмассовой трубкой).

Область применения защитного заземления:

сети напряжением до 1000 В - системы TN-C, TN-S, TN-C-S, IT, TT.

сети переменного и постоянного тока с любым режимом нейтральной или средней точки обмоток источников тока напряжением свыше 1000 В.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя и проводника, соединяющего металлические части электроустановок с заземлителем. В качестве искусственных заземлителей применяют заглубляемые в землю стальные трубы, уголки, штыри или полосы; естественных - уложенные в земле водопроводные или канализационные трубы, кабели с металлической оболочкой (кроме алюминиевой), обсадные трубы артезианских колодцев т.п.

Принцип действия защитного заземления заключается в снижении до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, в случае появления электрического потенциала на металлических корпусах электрооборудования, в следствии пробоя изоляции, короткого замыкания, разряда молнии или других причин.

Так как сопротивление тела человека значительно больше сопротивления заземляющего устройства, то сила тока, протекающего через человека, оказывается намного меньшей, чем сила тока, стекающего на землю через заземлитель. Однако в этом случае полностью опасность поражения током не исключают, что относят к первому недостатку защитного заземления. Второй недостаток - значительное увеличение опасности поражения током при обрыве в цепи заземляющего устройства или ослаблении крепления заземляющего проводника. Третий недостаток проявляется в трехфазных сетях с изолированной нейтралью при хорошем состоянии изоляции двух фаз электроустановки и пробое изоляции третьей. В третьем случае напряжение первых двух фаз относительно земли возрастает с фазного до линейного, что может вызвать повреждение изоляции в другой электроустановке со своим защитным заземлением. Возникает большой ток замыкания на землю, близкий по значению к току короткого замыкания двух фаз. Напряжение на корпусах обеих электроустановок зависит от линейного напряжения и приводит к появлению опасности поражения током даже при нормативных значениях сопротивления заземляющих устройств.

Каждую электроустановку следует присоединять к заземляющей магистрали отдельным проводником. Последовательное соединение заземляемых частей не допускается. Соединения должны быть надежными, обычно их выполняют сваркой или с помощью болтов. Не разрешается прокладывать в земле неизолированные алюминиевые проводники из-за их быстрой коррозии. С целью защиты от нее заземляющие проводники к сырых помещениях устраивают на расстоянии не ближе 10 мм от стен.

Наибольшие допустимое значение сопротивления заземляющего устройства для электроустановок с напряжением до 1000 В составляют:

10 Ом при суммарной мощности генераторов или трансформаторов, питающих данную сеть, не более 100 кВА;

4 Ом во всех остальных случаях.

Сопротивление заземляющего устройства можно определять двумя методами: расчетным (теоретическим) и практическим.

Значения r могут быть от 1 (морская вода) до 106 (граниты). При колебаниях влажности грунтов сильно изменяется их удельное сопротивление, например, при снижении влажности красной глины с 20% до 10 % оно возрастает в 13 раз. Значительно увеличивается r в случаях промерзания грунта. Вот почему стержневые заземлители рекомендуют забивать на глубину, большую глубины промерзания, и по возможности ниже уровня грунтовых вод.

Сопротивление заземления проверяют специальными приборами-измерителями М-416, МС-08 и др. Если его контролируют не в период максимального промерзания грунта, то показания прибора следует умножить на коэффициент сезонности.

При отсутствии специальных приборов можно использовать вольтметр и амперметр. В этом случае в качестве источника тока служит трансформатор (обычный сварочный) мощностью около 5 кВт со вторичным напряжением 36...120В, который может обеспечить Достаточно большую силу тока (7=15...20 А), так как при малых значениях тока не достигается необходимая точность замеров.

Для измерения забивают дополнительный заземлитель и зонд. Сопротивление заземлителя определяют по закону Ома:з=U/I (7.1)

С помощью омметров М-372 обычно измеряют, сопротивление цепи «оборудование - заземлитель». Сопротивление контура вместе с сопротивлением проводника и есть полное сопротивление заземляющего устройства.

Сопротивление заземляющих устройств измеряют не реже 1 раза в год. Внешний осмотр проводят не реже 1 раза в 6 мес.

6.4 Расчёт заземляющих устройств трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ

электроснабжение идринское заземляющий напряжение

От подстанции ТП отходит три воздушные линии 380/220 В, на которых в соответствии с ПУЭ необходимо выполнить шесть повторных заземлений нулевого провода. Для электроустановок напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью должно быть не выше 4 Ом. Удельное сопротивление грунта принимают в соответствии с табличными данными (суглинок ). Заземляющий контур в виде прямоугольного четырёхугольника выполняют путём заложения в грунт вертикальных оцинкованных стальных стержней длиной , диаметром , соединенных между собой стальной полосой 40х4мм. Глубина заложения стержней 0,8м, полосы 0,8м.

Определение расчётного сопротивления грунта для стержневых заземлителей

,(7.2)

где - коэффициент сезонности, равный ;

- коэффициент, учитывающий состояние грунта, измеренный при средней влажности грунта, равный .

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:

,(7.3)

где: - длина вертикального заземлителя, м;

- диаметр круглой стали, м;

- расстояние от поверхности до середины вертикального заземления, м.

Сопротивление повторного заземлителя не должно превышать 30 Ом, при

и ниже, а при более 100 Ом ПУЭ разрешает увеличивать до:

;(7.4)

Для повторного заземления принимаем стержень длиной 3м и диаметром 40мм, сопротивление которого

Общее сопротивление всех шести повторных заземлителей:

,(7.5)

где - число повторных заземлений.

Определение расчётного сопротивления заземления нейтрали трансформатора с учётом повторных заземлений

;(7.6)

Определение теоретического числа стержней:

;(7.7)

Принимаем 5 стержней и располагаем их на расстоянии 5метров друг от друга.

Длина полосы связи:

;(7.8)

Определение сопротивления грунта для полосы связи:

;(7.9)

Определение сопротивления полосы связи:

;(7.10)

По таблицам 10.3 [5], и 10.4 [5] определим значение коэффициентов использования заземлителей ( и )

Тогда действительное число стержней:

;(7.11)

Принимаем к монтажу 6 стержней и выполняем проверочный расчет

;(7.12)

;

;(7.13)

7. Экологичность проекта

.1 Введение

Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов - одна из самых важных проблем, стоящих перед человечеством. Она теснейшим образом связана со всей хозяйственной деятельностью человека, оказывающей глубокое, нередко губительное воздействие на биосферу, ее геохимические, экологические и другие функции поступательного развития, сохранение равновесного природного состояния и т.д. Зачастую происходит формирование окружающей среды, не благоприятствующей нормальной жизни человека, растений и животных.

В настоящее время во всем мире всё большее внимание уделяется вопросам состояния окружающей среды, качества среды обитания и рационального использования всех природных ресурсов.

В Российской Федерации требования охраны и рационального использования природных богатств включены в Конституцию РФ [22] и отражено более чем в 200 нормативных и правовых актах по охране и рациональному природопользованию. Основным нормативно-правовыми документами, регулирующими вопросы охраны окружающей среды, является закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 N7-ФЗ [22].В нем помимо декларации прав и обязанностей граждан и установления ответственности за правонарушения, сформулированы экологические требования при строительстве и эксплуатации различных объектов, показаны экономические механизмы охраны природы, провозглашены принципы международного сотрудничества в природоохранной области. Принятие законов относящихся к охране окружающей среды, основано на всестороннем научном анализе существующих экологических проблем современности, которые заключаются в: загрязнении окружающей среды различными отходами, развитии эрозии и засолённости почв, сокращении площади лесов, вымирании некоторых видов растений и животных, истощении запасов полезных ископаемых, общем потеплении климата на планете в следствии накоплении углекислоты в атмосфере; разрушении озонового слоя и.т.д.

Не менее важными юридическими документами, образующими природоохранное законодательство, является:

Земельный кодекс РФ № 136-ФЗ,2013[23].

Водный кодекс Российской Федерации № 74-ФЗ, 03.06.2006[24].

Закон Российской Федерации №96-ФЗ , 2013[25].

Закон Российской Федерации «Об отходах производства и потребления» №89-ФЗ, 24.06.1998[26].

Технический прогресс, неся несомненные блага человечеству, порождает одновременно ряд серьезных проблем, одна из которых - экологическая.

7.2 Оценка состояния окружающей среды

Место нахождение села Идриснкого - Красноярский край, Идринский район. С. Идринскоге располагается в зоне резко-континентального климата, с холодной продолжительной зимой и коротким жарким летом. По данным метеостанции г. Красноярска многолетние средние температуры воздуха равны 2С.

Самым теплым месяцем в году является июль, наиболее холодным январь. Период со среднесуточной температурой воздуха выше 0 градусов начинается с апреля и продолжительностью до 15 октября. Устойчивый снеговой покров образуется в середине ноября и сходит в конце марта. Продолжительность периода с устойчивым снеговым покровом в среднем составляет около 4 месяцев.

Среднегодовое количество осадков, составляет 413 мм.[27] Почвенный покров землепользования представляет выщелочным и обыкновенным черноземом, среднесуглинистым.

.3 Источники и виды техногенных воздействий на окружающую среду

Экологическое влияние линий электропередач

Вопросы экологического влияния воздушных линий электропередач приобрело особую актуальность в связи с развитием электрической сети сверхвысокого напряжения 500-750 кВ и освоением ультравысокого напряжения 1150 кВ и выше.

Вредное воздействие магнитного поля на живые организмы, на человека проявляются только при очень высоких напряжениях 150 кВ/м возникающих на расстоянии 1 до 1,5 м от проводов.

ВЛИЯНИЕ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ

Фаза электрического поля

Эстетическое воздействие

Изъятие земель из землепользования

Непосредственное

Косвенное

Акустический шум

Радиопомехи

Рисунок 7.1 - Влияние воздушных линий на окружающую среду

Основные проблемы на линиях сверхвысоких и ультравысоких напряжений связаны с электрическим полем, создаваемым воздушной линией, это поле определяется в основном зарядами фаз с повышенным напряжением воздушной линии, числа проводов в фазе и эквивалентного радиуса расщеплённого провода. Заряд фазы воздушной линии 750 кВ в пять, восемь раз больше заряда одного провода воздушной линии 220 кВ, а линии 1150 кВ в десять, двадцать раз. Это создаёт напряжённость электрического поля по проводам опасное для живых организмов[28].

Непосредственное биологическое влияние электромагнитного поля линий сверхвысоких и ультравысоких напряжений на человека связано с воздействием на сердечно сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, а также на мышечную ткань. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиения, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость.

Вредные последствия пребывания человека в сильном электрическом поле зависят от напряжённости поля и его воздействия без учёта длительного воздействия на человека. Допустимая напряжённость электрического поля составляет 20 кВ на метр для труднодоступной местности, 15 кВ на метр для не населённой местности, 10 кВ на метр для пересечения с дорогами и 5 кВ на метр для населённой местности. При напряжённости 0,5 кВ на метр на границах жилых застроек допускается нахождение человека в зоне по 24 часа в сутки всю жизнь. Для эксплуатации персоналом подстанций и воздушных линий ультравысоких и сверхвысоких напряжений допустимая продолжительность, периодичность и длительное пребывание в электрическом поле при напряжённости на уровне головы (1,8 м) 5кВ на метр - не ограничено. При напряжённости поля 10 кВ на метр - 180 минут, 15 кВ на метр - 90 минут, 20 кВ на метр - 10 минут, 25 кВ на метр - 5минут. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течение суток без остаточных реакций, функций и патологических изменений. При невозможности ограничить пребывание персонала под воздействием электрического поля применяется экранирование рабочих мест. Установлено что надёжный экранирующий эффект создают кустарники высотой 3 - 3,5 метра и плодовые деревья высотой 6 - 8 метров которые растут под воздушной линией[28].

Косвенное воздействие электрического поля заключается в возникновении тока или кратковременных разрядов при прикосновении человека имеющего контакт с землёй. Разрядный ток, протекающий через человека, зависит от напряжения линии, активного сопротивления человека, объёма и ёмкости объектов относительно линии. Длительный ток, протекающий через большинство людей, имеют пороговое влияние, при токе 2 - 3 мА возникает испуг, при 8 - 10 мА порог отпускания (болевые ощущения и мышечные судороги), токи свыше 100 мА протекающие через человека более трёх секунд приводят к смертельному исходу. Кратковременный искровой разряд, при котором протекает импульсный ток, даже с достаточными амплитудными значениями не предоставляют опасность для жизни человека. Напряжённость электрического поля внутри охранной зоны превышает 1 кВ на метр. Для воздушной линии 330 - 750 кВ охранная зона составляет 18 - 40 метров от крайней фазы. Для воздушной линии 1150 кВ охранная зона составляет 55 метров[28].

Акустический шум является одним из основных проявлений короны на проводах, он воспринимается человеком от 16 герц до 6 килогерц. Громкость звука особенно велика на линиях с большим числом расщеплённых проводов в фазе при дожде и сырой погоде. Проведённые расчёты показывают, что для линий всех классов напряжений за пределами охранной зоны уровень шумов меньше допустимых.

В районах с высокой плотностью населения при строительстве воздушной линии проявляются проблемы эстетического воздействия на окружающую среду. Эти воздействия связаны с размерами, архитектурными формами опор. Для лучшего визуального эстетического мероприятия рекомендуется выбор опор отвечающих требованиям промышленной эстетики и правильным формам, естественное прикрытия в виде леса, холмов, маскировка элементов линии для снижения их блеска, использование двух цепных опор или опор разной высоты.

Электромагнитное излучение

С развитием электроэнергетики, радио- и телевизионной техники, средств связи, электронной офисной техники, специального промышленного оборудования и др. появилось большое количество искусственных источников электромагнитных полей (ЭМП), что обусловило интенсивное «электромагнитное загрязнение» среды обитания человека.

Длительное воздействие этих полей на организм человека вызывает нарушение нормального функционирования центральной нервной и сердечнососудистой системы, что выражается в повышенной утомляемости, снижении качества выполнения рабочих операций, сильных болях в области сердца, изменении кровяного давления и пульса.

7.4 Мероприятия по охране и улучшению окружающей среды, защите территорий от опасных природно-техногенных процессов при строительстве и эксплуатации электросетей

Бесспорно, можно сказать, что основными источниками загрязнения окружающей среды являются: черная и цветная металлургия, химическая, нефтехимическая и целлюлозно-бумажная промышленность, агропромышленный комплекс и лесное хозяйство, военно-промышленный комплекс, транспортно-дорожный комплекс, связь, а также отрасль энергетики.

Основой развития любого региона или отрасли экономики является энергетика. Темпы роста производства, его технический уровень, производительность труда, а в конечном итоге уровень жизни людей в значительной степени определяются развитием энергетики. Основным источником энергии в России и многих других странах мира является в настоящее время и будет, вероятно, оставаться в обозримом будущем тепловая энергия, получаемая от сгорания угля, нефти, газа, торфа, горючих сланцев.

Каждый год в России вырабатывается около 1037 млрд. кВт/ч. электроэнергии, которую необходимо доставить потребителю. Для этого было построено и строится в настоящее время множество линий электропередач[29].

При сооружении воздушных линий электропередач (ВЛЭП) вырубаются леса, а также происходит отчуждение земель сельскохозяйственного назначения. Вырубка лесов отрицательно сказывается на окружающей среде, так как это приводит к эрозии почвы и ведёт к нарушению водного баланса. Снятие верхнего плодородного слоя способствует созданию микро пустыни в результате естественного опустошения местности, а в некоторых случаях это приводит к заболачиванию местности. В связи с этим решаются вопросы, связанные с сокращением ширины просеки. Учитывая опасность падения деревьев на провода ВЛ, неправильное решение о ширине просеки может привести к повреждениям ВЛЭП.

.5 Материальное стимулирование природоохранной деятельности

Материальное стимулирование природоохранной деятельности, т.е. обеспечение заинтересованности, выгодности, для предприятий и его работников природоохранной деятельности, предполагает применение не только мер наказания, но и поощрения[30].

К мерам материального поощрения относятся такие, как - установление налоговых льгот (сумма прибыли, с которой взимается налог, уменьшается на величину, полностью или частично соответствующую природоохранительным затратам).

освобождение от налогообложения экологических фондов и природоохранного имущества;

применение поощрительных цен и надбавок на экологически чистую продукцию (овощи с пониженной концентрацией содержания нитратов, пестицидов ядохимикатов и других вредных веществ могут стоить дороже, а значит, их выгодней будет продавать, и выращивать);

применение льготного кредитования предприятий.

К мерам материального наказания относятся:

введение специального добавочного налогообложения экологически вредной продукции и продукции, выпускаемой с применением экологически опасных технологий;

штрафы за экологические правонарушения.

Предприятия только тогда охотно займутся природоохранной деятельностью, когда будет разобран и повсеместно внедрён такой механизм стимулирования, при котором соблюдается следующее неравенство:

, (8.2)

, (8.3)

где Зпод - затраты предприятия на природоохранную деятельность;

Рут - прибыль от утилизации отходов;

Нл - льготы по налогообложению;

Кл - кредитные льготы;

Цн - надбавка к цене;

Пс.и. - плата за сверхнормативное использование ресурсов природы;

Пс.з. - плата за сверхнормативное загрязнение окружающей среды;

Пс.р. - плата за размещение отходов в окружающей среде;

Ш - штрафы;

Ндоп - дополнительное налогообложение.

Элементы формулы (8.2) должны увеличить доход, остающийся в распоряжении предприятия в случае проведения эффективной природоохранной деятельности, а элементы формулы (8.3) - снижать его, когда предприятие пытается экономить на природоохранных затратах.

Меры симулирования в виде дополнительного премирования или, наоборот, лишение премии, вручение ценных подарков и других мер поощрения, и наказания по природоохранной деятельности должны быть предусмотрены и для отдельных работников принимающих непосредственное в ней участие.

В данной дипломной работе предлагается провести реконструкцию существующей схемы электроснабжения с. Идринского.

При разработке проекта учтены требования законодательства об охране окружающей среды, также разработаны мероприятия по охране труда и защите окружающей среды.

В процессе строительства и эксплуатации запроектированных низковольтных сетей не оказывается вредного воздействия на окружающую среду (воздух, воду, недра, почву и фауну).

В связи с применением новых технологий (использование СИП) вырубки зелёных насаждений, для реконструкции, монтажа и дальнейшей эксплуатации линий электропередач, не потребовалось.

Охрана окружающей среды обеспечивается конструктивными решениями типовых проектов, в связи с чем дополнительные мероприятия по охране природы не требуются.

8. Технико-экономическое обоснование реконструкции схемы электроснабжения

.1 Общие сведения

Реконструкция производится в связи с увеличением нагрузки и физического износа линии.

8.2 Методика определения капитальных вложений на реконструкцию

Для создания новых, а также для расширения и реконструкции существующих сельских электрических сетей, необходимо затратить материальные, трудовые и денежные ресурсы.

Совокупность этих затрат называется капитальными вложениями. Они образуются из затрат на изыскательские, проектные и подготовительные расходы, из стоимости оборудования, монтажных и строительных работ, включая транспортные расходы.

Размер капитальных вложений в реконструкцию схемы электроснабжения центрального района с. Идринского определяется на основе составления объектных смет.

В нашем случае, не нарушая достоверности полученных результатов, допускается определять размер капитальных вложений в проектируемую электрическую сеть по укрупненным показателям стоимости производимых работ и расходных материалов.

Капитальные вложения на сооружение проектируемой сети определяется:

, (8.1)

где - капиталовложения в новое оборудование, руб;

КТП - капиталовложения в потребительские подстанции, руб;

КРЛ - капиталовложения в распределительные линии 10 кВ, руб;

КПЛ - капиталовложения в потребительские линии, руб;

КДЕМ - капиталовложения на демонтаж выводимого из работ электрооборудования, руб.

Капитальные вложения в распределительные линии 10 кВ определяются:

, (8.2)

где kУД - удельная стоимость линии, руб / км;- длина линии, км.

Капитальные вложения в потребительские линии 0,38 кВ определяются:

, (8.3)

Капиталовложения в потребительские подстанции определяются по стоимости комплектных трансформаторных подстанций [18].

Капитальные вложения на демонтаж выводимого из работы электрооборудования определяются:

Кдем= Кдем.тп1+ Кдем.пот.лин (8.4)

где Кдем.тп1 - капиталовложения на демонтаж ТП-1, руб;

Кдем.пот.лин - капиталовложения на демонтаж потребительских линий 0,38 кВ, руб.

Капиталовложения на демонтаж принимаем в размере 10% от капиталовложений в новое оборудование [19].

8.3 Методика определения годовых эксплуатационных затрат в сетях электроснабжения

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

, (8.5)

где ИАМ - амортизационные отчисления, руб / год;

ИТ.Р.ОБС - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб / год;

ИПОТ - затраты на компенсацию потерь электроэнергии, руб / год.

Величина амортизационных отчислений по элементам сети - воздушным линиям и подстанциям определяется:

, (8.6)

, (8.7)

где - соответственно годовые амортизационные отчисления по ВЛ и ТП, руб / год;

- капиталовложения в ВЛ и ТП, руб;

- нормы амортизационных отчислений по воздушным линям и подстанциям, % [19].

Издержки на обслуживание электрических сетей включают в себя стоимость израсходованного сырья и других материальных средств, заработную плату обслуживающего персонала, расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание. Эти издержки определяются по элементам сети.

, (8.8)

, (8.9)

где - нормы на текущий ремонт и обслуживание ВЛ и ТП, %.

Таблица 8.1 - Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов

Наименование элементов Нормы амортизации , %Нормы на текущий ремонт и обслуживание амортизации

, %
ВЛ 0,38 …10 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	4,0	0,5
Трансформаторные подстанции 10 / 0,38 кВ	6,4	4,0

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

, (9.10)

где C = 1,3 - тариф на электроэнергию, руб/(кВт × ч);

ΔW - суммарные потери электроэнергии, кВт ×ч.

8.4 Расчет капитальных вложений

Определим стоимость капитальных вложений в проектируемые линии 0,38 кВ длиной: провод (СИП 3х120) - 2,6 км.

Отсюда капиталовложения равны

руб,

Итого: 626600 руб.

Определим капиталовложения на демонтаж выводимого из работы электрооборудования.

Кдем= 626600руб

Определим капиталовложения в предлагаемый вариант реконструкции

К = 0,1х626600 = 62660 руб / год,

8.5 Определение годовых эксплуатационных затрат

Амортизация

ВЛ 0,38 кВ:

Для СИП 3х120 руб / год,

Итого: 25064 руб / год.

Текущий ремонт и обслуживание

ВЛ 0,38 кВ: руб / год.

Итого: 313 руб / год.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии

ВЛ 0,38 кВ:

Существующий вариант:

руб / год.

Предлагаемый вариант:

руб / год

Итого: 7830 руб / год.

Определим годовые эксплуатационные отчисления в предлагаемый вариант реконструкции

И = 25064+313,3+7830,12 = 33207 руб.,

Результаты расчёта приведённых затрат для предлагаемого варианта реконструкции сводим в таблицу 9.2.

Таблица 8.2 - Технико-экономические показатели по предлагаемому варианту электроснабжения

Наименование показателя	Предполагаемый вариант
1	2
Протяженность воздушных линий
- питающих 0,38 кВ:
СИП 3-120	2,6
Количество и мощность трансформаторных подстанций, шт/кВА
- в питающие линии 0,38 кВ:
СИП 3-120	626600
- на демонтаж	62660
Годовые эксплуатационные расходы по ВЛ, руб
- на амортизацию:
ВЛ 0,38 кВ	25064
- на техническое обслуживание и ремонт:
ВЛ 0,38 кВ	313
- на компенсацию потерь электроэнергии:
ВЛ 0,38 кВ	7830	730892

8.6 Энергосбережение

Мероприятия по экономии электроэнергии.

а) Эксплуатационные.

поддержание оптимального уровня напряжения на шинах питающих подстанции;

отключение малозагруженных трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях;

ограничение холостого хода двигателей;

переключение обмоток у малозагруженных электродвигателей с «треугольника» на «звезду»;

замена устаревшего оборудования на новое, имеющее более высокий КПД;

б) Мероприятия при проектировании (реконструкции) системы электроснабжения.

правильный выбор местоположения подстанции и схемы сети;

сокращение радиуса ВЛ 10 кВ (разукрупнение подстанций);

перевод сети на более высокое номинальное напряжение;

применение трансформаторов с РПН;

установка в сетях компенсирующих и симметрирующих устройств;

В результате реконструкции схемы электроснабжения величина затрат на компенсацию потерь энергии равна 7830,12руб / год.

Исходя из выше сказанного определим экономию затрат на компенсацию потерь электроэнергии, после проведения реконструкции схемы электроснабжения

Эрек=Ипот.сущ - Ипот.пред (9.11)

где Ипот.сущ - затраты на компенсацию потерь электроэнергии в существующем варианте электроснабжения, руб / год;

Ипот.пред - затраты на компенсацию потерь электроэнергии в предлагаемом варианте электроснабжения, руб / год.

Эрек=738722 - 7830,12 =730892 руб / год.

Заключение

В данном дипломном проекте выполнен расчет электроснабжения «Центрального района» с. Идринского. Найдены расчетные нагрузки, определены потери напряжения и энергии. Все рассчитанные данные снесены в таблицы, произведен расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка аппаратуры защиты, произведен расчет экономической части.

Библиографический список

1. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Колос, 2000. 536 с.

. Костюченко Л.П. Проектирование систем сельского электроснабжения: учеб. пособие; 2-е изд., испр. и доп. Красноярск, 2005. 184 с.

. Костюченко Л.П. Электроснабжение сельского хозяйства: учеб.-метод. пособие для самостоятельной работы. Красноярск, 2006. 64 с.

. Правила устройства электроустановок-ПУЭ. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2007

. Неклепаев Б.Н. Электротехническая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

. Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

. Неклепаев Б.Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору элетрооборудования. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 152 с.

. Герсаимов В.Г. Электротехнический справочник: в 4-х т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии. М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 964

. Федорова А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 592 с.

. Алиев И.И. Электротехнический справочник. М.: РадиоСофт, 2001. - 384 с.

. Бастрон А.В. Монтаж электрооборудования и средств автоматизации. Красноярск, 2004. - 268 с.

. Шкрабак В.С. Безопасность жизнедеятельности в сельскохозяйственном производстве. М.: Колос, 2002.-с.512.

. Белов С.В. Ильницкая А.В. Безопасность жизнедеятельности. М.: Высш.шк., 1999. - 448 с.

. Кривошеин Д.А. Экология и безопасность жизнедеятельности. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2000. 447 с.

. Моисеев В.А. Безопасность жизнедеятельности. Красноярск, 2005. - 258с.

. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 - 35 и 110 - 1150 кВ, том IV. М.: Папирус Про, 2005. - 640 с.

. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 - 35 и 110 - 1150 кВ, том VII. М.: ИД «ЭНЕРГИЯ», 2007. - 640 с.

. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник: в 4-х т. М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 964 с.

. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 - 35 и 110 - 1150 кВ, том. М.: Папирус Про, 2003. - 640 с.

. Зубова Р.А. Перенапряжения и защита от них. Красноярск, 2008. - 75 с.

. Водяников В.Т. Организационно-экономические основы сельской электроэнергетики. М.: ИКФ «ЭКМОС», 2003. - 352с.

. Конституция Российской Федерации. 2013. № 5 - П. URL: http:docs.cntd.ru/document/499005050/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Земельный Кодекс Российской Федерации 2013. № 136-ФЗ. URL: http://www.logos-pravo.ru/page.php?id=1596/. (Дата обращения 23.05.2013.).

24. Водный кодекс Российской Федерации. 2006. № 74-ФЗ. URL: <http://www.norm-load.ru/SNiP/Data1/47/47149/index.htm/>. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Закон Российской Федерации. 2013. №96-ФЗ. URL: http://forum.zakonia.ru/showthread.php?t=214984/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Закон Российской Федерации «Об отходах производства и потребления» №89-ФЗ.2000.URL: http://lider1.ru/waste/article/48/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Идра online. URL: http://www.idraonline.ru/idra/article/99-2009-12-21-17-21-11/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Школа для Электрика.URL: http://electricalschool.info/main/vl/897-jekologicheskoe-vlijanie-vozdushnykh.html/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. ЭСКО. URL: http://esco-ecosys.narod.ru/2010_9/art089.htm/. (Дата обращения 23.05.2013.).

. Экономика безопасности труда. URL: http://do.gendocs.ru/docs/index-211395.html?page=2/. (Дата обращения 23.05.2013.).

Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

Похожие работы на - Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района