Выбор сечения проводов воздушных линий

Воздушные линии предназначены для передачи и распределения электрической энергии по проводам на открытом воздухе. Провода при помощи изоляторов и арматуры прикрепляются к опорам или кронштейнам на зданиях и сооружениях. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

• — нагрев от длительного выделения тепла рабочим телом;
• — нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;
• — падение напряжения в проводах воздушной линии от прохождения тока в нормальных и аварийных режимах;
• — механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);
• — «коронирование» — фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и окружающая среда.

На подстанции в основном применяются двухцепные линии. Это сделано для того, чтобы снизить индуктивное сопротивление линии. Уменьшение индуктивного сопротивления линии приводит к уменьшению потерь мощности при передаче электрической энергии, что улучшает экономические характеристики. Выбор сечения проводов линий электропередачи проводится по экономической плотности тока. Тогда, согласно [5]:

(1.44).

где I_расч — максимальный расчетный ток в линии, А;

j_эк — экономическая плотность тока, А/мм².

Согласно [5], экономическая плотность тока j_эк для алюминиевых проводов равна 1,0 А/мм². Для окончательного выбора необходимо проверить провод по допустимой потери напряжения:

(1.45).

(1.46).

(1.47).

(1.48).

(1.49).

где Pактивная мощность, кВт;

Qреактивная мощность, кВар;

R-активное сопротивление линии, Ом/км;

X-индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

U — напряжение сети, кВ.

Тогда, согласно формуле (1.6), потеря напряжения для линии напряжением 220 кВ равна:

В.

Проверим правильность выбора проводов, используемых на воздушных линиях, отходящих от подстанции.

Теперь определим допустимую потерю напряжения в линии по формуле:

(1.50).

В.

Допускается потеря напряжения в линии не более 5%.

Из расчета видно, что потеря напряжения в линии меньше допустимых величин :

U U_доп (1.51).

ИЗ выражения следует, что данный провод подходит. Для остальных линий расчет проводится аналогично.

Определим допустимые потери напряжения в линиях напряжением 110 кВ и 10 кВ. При этом допускается потеря напряжения не более 5%:

В;

В.

Из расчета видно, что выбранная марка провода на всех воздушных линиях, кроме линии ТП-160, так как падение напряжения меньше допустимого значения. Для линии ТП-160 необходимо выбрать провод большего сечения, либо уменьшить протекающий по проводам номинальный ток.

По условиям механической прочности на линиях электропередачи напряжением более 1000 В применяются многопроволочные провода.

Необходимо выполнение условия:

(1.52).

Однако проверка по условию (1.7) для линий электропередачи напряжением выше 1000 В как правило не производится, так как в большинстве случаев значение F_{мин.мех.} оказываются меньше требуемых по другим условиям сечений. Условием, определяющим допустимость использования того или иного сечения проводов линий электропередачи с точки зрения экономически приемлемого уровня потерь мощности и электроэнергии на «корону», является ограничение максимальной напряженности электрического поля на поверхности проводов. В [5] приведены минимальные сечения проводов для выполнения этого условия. Выбранные выше провода для воздушных линий напряжением 220 кВ, 110 кВ превосходят минимальные допустимые значения. Следовательно, данные провода подходят.

Марки проводов используемых на подходящих и отходящих воздушных линиях и потери напряжения в воздушных линиях представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10-Марки используемых проводов на соответствующих линиях и потери напряжения в воздушных линиях.

Релейная защита

Разборка полюсов, ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер, розеточных контактов, подвижных стержней, механизмов полюсов, ламелей розеточных контактов, наконечников контактных стержней, нижних колец дугогасительных камер.

Сборка полюсов выключателя.

Регулировка полюсов выключателя. Снятие механических параметров.

Замер переходного сопротивления выключателя.

Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки.

Залив трансформаторного масла.

Осмотр и при необходимости ремонт выключателя.

Регулировка привода и замер его механических параметров.

Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки.

Регулировка привода и замер его механических параметров.

Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки.

Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки.

Зачистка и смазка втычных контактов выкатной.

Регулировка выключателя с приводом, снятие скоростных характеристик.

Проведение высоковольтных испытаний выключателя.

Проверка работы выключателя от устройств РЗА.

Покраска ошиновки выключателя.

Уборка рабочего места.

Оформление окончания работы.

Подстанция входит в состав и обслуживается предприятием Павлодарские электрические сети. Павлодарские электрические сети входят в состав акционерного общества энергетики и электрификации «Павлодарэнерго». На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций — служба подстанций. В настоящее время в службе подстанций 76 подстанций напряжение 35−110−220 кВ. Численность работников службы подстанций, к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 300 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию. В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы — повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии, а также надбавку за разъездной характер работы.

Таблица 3.5-Штатное расписание службы подстанций.

Экономическое обоснование выбора трансформатора

Для правильного выбора трансформаторов необходимо кроме сравнения технических параметров, представленного в пункте 1.3., провести экономический расчет. Расчет проведем в ценах 1991 года. Так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе трансформаторов. Паспортные данные приведены в таблицах 1.3, 1.4.Приведенные потери мощности определим по формуле:

(3.1).

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Годовые потери электроэнергии для каждого варианта определим по формуле:

DW_год = 8760ЧDP (3.2).

DW_год1 = 8760ЧDP^/ = 8760Ч586=5 133 360 кВтч;

DW_год1 = 8760ЧDP^// = 8760Ч458=4 012 080 кВтч.

Стоимость годовых потерь электрической энергии определим по формуле:

С_П = DW_год *С_а (3.3).

где С_а =2 стоимость одного кВтч электрической энергии, тг.

Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов:

С_П1 = DW_год1*С_а =5 133 360*2 = 10 266 720 тг, Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе трех трансформаторов:

С_П2 = DW_год2*С_а =4 012 080*2 = 12 036 240 тг.

Капитальные затраты определим по формуле:

К = nК₀ (3.4).

где К₀-капитальные затраты одного трансформатора, тг;

для первого варианта К₀=1 001 000,.

для второго варианта К₀=800 800.

Капитальные затраты при работе двух трансформаторов:

К₁ = nК₀ = 2*1 001 000 = 2 002 000 тг,.

Капитальные затраты при работе трех трансформаторов:

К₂ = nК₀ = 3*800 800= 2 402 400 тг.

Амортизационные отчисления определим по формуле:

С_А = К_АЧК (3.5).

где К_А=0,64- коэффициент амортизационных отчислений на трансформа торы.

Амортизационные отчисления при работе двух трансформаторов С_А1 = 0,64*2 002 000 =1 281 280 тг, В случае работы трех трансформаторов С_А2 = 0,64*2 402 400 =1 537 536 тг.

Суммарные годовые потери определим по формуле:

С = С_А + С_П (3.6).

Суммарные годовые потери при работе двух трансформаторов С₁ = С_А1 + С_П1 =1 281 280+10266720 =11 548 000 тг.

В случае работы трех трансформаторов С₂ = С_А2 + С_П2 = 1 537 536 + 12 036 240 =13 573 776 тг.

Суммарные приведенные затраты определим по формуле:

З = a*К + С (3.7).

Суммарные приведенные затраты для первого варианта З₁ = a*К₁ + С₁ = 0,25*2 002 000 +11 548 000 =12 048 500 тг.

При втором варианте З₂ =aК₂ + С₂= 0,25*2 402 400+13573776 = 14 174 376 тг.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, что более выгодно использовать два трансформатора типа АТДЦТН — 125 000/220/110, вместо трех трансформаторов АТДЦТН — 63 000/220/110. Этот тип трансформаторов и установлен на подстанции в настоящее время.

Экономический эффект

Экономический эффект при модернизации распределительных устройств. Для повышения надежности работы оборудования и облегчения обслуживания предлагается заменить установленные на подстанции на ОРУ выключатели типа У — 220 — 10 на отделители и короткозамыкатели типа …

Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года, так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе.

Приведенные затраты находим по формуле З=К+И (3.8).

где = 0,25 — нормативный коэффициент;

К — капиталовложения;

И — издержки.

Для масляного выключателя У — 220 — 10 капиталовложения определяем по формуле:

К₁ = Ц₁ + 0,12Ц₁ + 0,03Ц₁ (3.9).

где Ц₁=205 000 стоимость выключателя У — 220 — 10.

К₁ =205 000+24600+6150=235 750 тг .

При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим выключатели на подстанции и стоимость материалов:

И₁=(З₁+З₂)12+И_М (3.10).

И_М = С_М m_М n (3.11).

где З₁ =23 417,5 — заработная плата одного рабочего, З₂=20 343,5 — заработная плата второго рабочего, С_М =100 тг/кг — стоимость масла, основная составляющая стоимости материалов, необходимых для ремонта;

m_М =30 кг — масса масла в выключателе;

n =10 — количество ремонтов.

Издержки на материалы и на заработную плату:

И_М = 1 003 010=30000 тг, И₁ =(23 417,5 +20 343,5)12+27 000=552132 тг Тогда приведенные затраты находим по формуле 3.8:

З₁ =0,25 235 750+552132=611 069,5 тг.

Аналогично рассчитаем капитальные затраты для второго варианта установки отделителя и короткозамыкателя .

Для отделителя и короткозамыкателя капиталовложения, включая демонтаж и монтаж, определяем по формуле:

К₂=Ц₂ + 0,12Ц ₂+ 0,03Ц₂+ С_Д (3.12).

С_Д = 0,08Ц₁ (3.13).

где С_Д— стоимость демонтажа;

Ц₂=300 000 стоимость отделителя и короткозамыкателя .

С_Д = 0,08*205 000=14400 тг К₂=300 000+36000+9000+16 400=361400 тг.

Так как отделители и короткозамыкатели более надежны и необходимо проводить меньшее число ремонтов, то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.

Издержки на заработную плату:

И₁=20 343,512+30 000=2571220 тг Тогда приведенные затраты находим по формуле 3.8:

З₂ =0,25*361 400+2571220=3 474 720 тг Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод, что при эксплуатации отделители и короткозамыкатели отсутствуют расходы на масло, и хотя стоимость отделителей и короткозамыкателей превосходит стоимость масляных выключателей их замена будет иметь явный технический эффект и потому являются целесообразной.