Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

КΣ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.

Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети).

КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.

КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.

КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.

КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.

Тогда КΣ = 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·5616 = 157 тыс. руб.

Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·2244 = 211 тыс. руб.

ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 157 + 211 = 368 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах

Таблица 4.3

Расчет потерь электроэнергии в линиях

Таблица 4.4

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔWГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год

ΔWГОД.Т = 4400 МВт·ч/год

ΔWГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч

ИΣпотерь = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.

ИΣ = 368 + 195 = 583 тыс. руб.

Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле:

Вывод: В данной главе определили технико-экономические показатели электропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачи электроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844 руб за МВт·час для районной сети.

5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

5.1 Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи

За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов.

Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.

рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ

Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.

Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.

Таким образом, применяя головку штанги с постоянным искровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которые выдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, поскольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор не выявит.

Преимуществами штанги с постоянным искровым промежутком являются ее простота и более высокая производительность труда при контроле изоляторов.

Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга.

В тех случаях, когда по условиям техники безопасности нельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы для контроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источника питания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли широкого распространения.

Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.

Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные сроки приходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений.

5.2 Испытание изоляции мегаомметром

1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатации разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнического персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В - по распоряжению.

В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.

Измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III.

2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра.

3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.

4) При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления.

5.3 Требования к конструкции штанг по условиям техники безопасности

1) Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), а также для наложения переносных заземлений.

2) Общие технические требования к штангам изолирующим оперативным и штангам переносных заземлений приведены в ГОСТ 20494.

3) Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки.

4) Штанги могут быть составными из нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали, изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применение телескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксация звеньев в местах их соединений.

5) Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.

6) Конструкция и масса штанг должны обеспечивать возможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на одну руку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н для измерительных штанг и 160 Н - для всех остальных.

7) Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Минимальные размеры штанг

5.4 Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ

1) Работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13