Методические указания по проведению лабораторных работ по изучению устройств АВР

    Расчет  капитальных вложений производим по укрупненным показателям, значение показателя находится по приложению 24 [     ]. Для перевода в текущие цены нужно воспользоваться коэффициентом инфляции К_инф, равным 74,5. В итоге получаем суммарные  капитальные вложения.

    К = 28,9*74,5=2153,05тыс.руб.

    Необходимо  определить потери в трансформаторе после замены, для этого воспользуемся  формулой (2.13.).

    Тогда потери будут равны :

    DW = 12,2*(32,77/630)²*3000 + 1,9*8760=16743 кВт*час

    Издержки  от потерь, в свою очередь, будут равны:

    И_эт= 16743*132,610=22,202 тыс. руб.

    После произведенных расчетов видно, что  после замены трансформатора на трансформатор  меньшей мощности  существенно снизятся потери холостого хода в трансформаторе, а следовательно, и эксплуатационные издержки. Необходимо оценить, на сколько снизятся издержки, для этого найдем разность издержек по 1 варианту ( до реконструкции) и по 2 варианту(после реконструкции).

    И_сниж.= 77,84-22,202=55,638 тыс.руб.

    Оценивая  капитальные затраты на реконструкцию  подстанции, следует учитывать то, что электрооборудование подстанции не имеет остаточной стоимости, то есть первоначальные капитальные  вложения покрылись за счет амортизационных отчислений и можно провести реконструкцию согласно плановой замене.

    Еще одним мероприятием для  снижения потерь является реконструкция распределительной сети 0,38 кВ с заменой алюминиевых проводов на самонесущие изолированные провода(СИП). С применением СИП снижается количество отказов элементов сети 0,38 кВ от коротких замыканий(междуфазных и на землю), на 98 % снижаются потери электроэнергии от хищений. Для обеспечения наилучшей защиты от хищений сеть 0,38 кВ оборудуется СИП, вводы к зданиям делаются изолированным проводом и, кроме того, устанавливаются электронные цифровые приборы учета.

    Для снижения потерь, в первую очередь  необходимо заменить провода в  распредсети низкого напряжения на таких проблемных  фидерах, как «Нер-Завод», «Большой Зерентуй», «Леспромхоз», «Поселок 1», «Поселок 2».

    Работы  по замене провода должны проводиться хозяйственным способом, то есть непосредственно ремонтным персоналом РЭС, поэтому в капитальные затраты по замене провода включается только стоимость провода и присоединительной арматуры. Стоимость провода взята по материалам сети Интернет. Стоимость одного метра провода вместе с соединительной арматурой равна 96,08 руб. Технические характеристики применяемых СИП показаны на листе 5 графической части проекта. Значения суммарной протяженности линий 0,38 кВ и затраты на замену провода по проблемным фидерам приведены в таблице 2.11.

    Таблица 2.11.

    Суммарная протяженность сети 0,38 кВ и капитальные  затраты на замену провода по проблемным фидерам

    По  данным таблицы 2.11. видно, что имеют  место большие капитальные вложения, поэтому перевод сетей 0,38 кВ на самонесущие  изолированные провода должен осуществляться в течение двух лет. Работы по монтажу СИП должны ежемесячно, кроме трех  зимних месяцев, включаться  в план-график работы  РЭС совместно с заменой приборов учета.

    2.5. Выбор схем распределительных  устройств подстанций.

    Схемы распределительных устройств подстанций на всех напряжениях выбираются с учетом числа присоединений и назначения подстанции.

    При выборе схем подстанции они должны удовлетворять: надёжности электроснабжения потребителей, транзита мощности через подстанцию, возможности проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений, учитывать перспективу развития.

    Трансформаторная подстанция «Благодатка» является для всех подстанций узловой, РУ 110 кВ выполняется по схеме с одной рабочей секционированной и одной обходной системой шин.

    Подстанции  «Ишага»,  «Мотогорск» являются тупиковыми. Схемы подстанций представляют собой два блока «линия – трансформатор» с автоматической перемычкой со стороны питающей линии и с установкой короткозамыкателей и отделителей, подстанция «Нер-Завод» - проходная, выполнена по схеме с выключателями.

     2.6. Оборудование и конструкция распределительных устройств подстанции напряжением 110/35/6 кВ «Благодатка».

    Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 110 кВ выполняются без включателей на стороне 110 кВ, но с установкой трехполюсных автоматических отделителей ОД – 110 и однополюсных короткозамыкателей КЗ – 110. Отказ от установки выключателей на стороне высшего напряжения КТП – 110 обеспечивает значительное упрощение схем и конструкций КТП и удешевление их стоимости. КТП – 110 рассчитаны на работу в условиях от –40 до +40⁰С. Комплектные трансформаторные подстанции выполняются с одним или двумя трансформаторами. Комплектные трансформаторные подстанции блочного типа (КТПБ) изготавливаются на напряжения 110/10, 110/35/10 кВ. Типы блоков, применяемых на КТПБ 110/10 и КТП 110/35/10(6), одинаковы. На подстанции 110/35/6 «Благодатка» установлен блок с двумя трансформаторами. Комплектные РУ наружной установки (КРУН)(6) 10 кВ имеют два основных исполнения: стационарное и выкатное. На подстанции «Благодатка» установлены выкатные ячейки КРУН марки К-47. Так как в последнее время осуществляется  постепенный перевод сетей 6 кВ на более высокое номинальное напряжение 10 кВ, то на подстанции «Благодатка» предусмотрена замена малообъемных масляных выключателей ВМП-10 на более современные вакуумные выключатели, которые выдерживают гораздо большее количество оперативных и аварийных отключений.

    Шкафы КРУН имеют уплотнения обеспечивающие защиту от попадания внутрь шкафа атмосферных осадков и пыли.

    Комплектные распределительные устройства наружной установки рассчитаны для работы при температуре окружающей среды от –40 до +35 °С.

    Работы  по замене выключателей осуществляются персоналом электротехнической службы ЮВПЭС, поэтому при замене затрат на монтажные работы не предусматривается, а предусматриваются затраты на приобретение выключателей. Стоимость одного вакуумного выключателя  равна 58,536 тыс. руб.[ Официальный сайт ООО «Иркутский завод электромеханических изделий»]. Необходимо установить 6 выключателей. Затраты на замену выключателей составят

    З = 58,536*6=351,216 руб.

    Замену  выключателей  необходимо провести в летне-осенний период. Для этого  необходимо включить работы по замене в план-график работы электротехнической службы ЮВПЭС. Кроме того, необходимо снизить расход электроэнергии на собственные нужды подстанции «Благодатка».

    Реализация  всех вышепредложенных  мероприятий позволит наполовину снизить потери в целом по Нер-Заводскому РЭС, что в свою очередь повысит полезный отпуск электроэнергии, и, следовательно, снизит себестоимость передачи электроэнергии и позволит удержать стоимость кВт*часа на прежнем уровне. Повышение полезного отпуска, сведение к минимуму потерь от хищений позволит повысить рентабельность работы Нер-Заводского РЭС и всего Юго-Восточного предприятия электрических сетей в целом.