irbis.amursu.ru1 Fинистерство образования и науки оссийской едерации Федеральное государственное

1

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ (ФГБОУ ВО «АмГУ»)

Факультет энергетический

Кафедра энергетики

Направление подготовки 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

Направленность (профиль) программы Релейная защита и автоматизация

электроэнергетических систем ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

И.о. зав. кафедрой

__________________ ____________

«_______»_______________ 2016 г.

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Зав. кафедрой

_____________

«__________»_________200 г.

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

на тему: Реконструкция электрических сетей филиала АО ДРСК Приморские

электрические сети в связи с подключением подстанции Шевелёвка

Исполнитель

студент группы 142-зб ___________________П. Р. Арутюнян

подпись, дата

Руководитель

преподаватель ___________________ А. А. Казакул


Нормоконтроль

доцент, канд. техн. наук ____________________ А.Н. Козлов


Благовещенск 2016

2

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования


Факультет энергетический

Кафедра энергетики

УТВЕРЖДАЮ

И.о. зав. кафедрой

__________________ ____________ «____________»_______________________ 2016 г.

З А Д А Н И Е

К выпускной квалификационной работе студента:___________________________________

______________________________________________________________________________

1. выпускной квалификационной работы (проекта): _________________________________

(утверждена приказом от______№________)

2. Срок сдачи студентом законченной работы (проекта)______________________________

3. Исходные данные к выпускной квалификационной работе:_________________________

_____________________________________________________________________________

4. Содержание выпускной квалификационной работы (проекта) (перечень подлежащих

разработке вопросов):

______________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________

5. Перечень материалов приложения: (наличие чертежей, таблиц, графиков, схем,

программных продуктов, иллюстративного материала и т.п.) _________________________

______________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________

6. Консультанты по выпускной квалификационной работе (проекту) (с указанием

относящихся к ним разделов_____________________________________________________

______________________________________________________________________________

7. Дата выдачи задания__________________________________________________________

Руководитель выпускной квалификационной работы:________________________________

Задание принял к исполнению (дата):_____________________________________________

3



ОТЗЫВ

на выпускную квалификационную работу студента энергетического

факультета

Фамилия_____________________________________________________________

Имя_________________________________________________________________

Отчество____________________________________________________________

Направление подготовки_______________________________________________

Направленность (профиль) программы ___________________________________

Тема выпускной квалификационной работы_______________________________

____________________________________________________________________

__________________________________________________________________

1. Объём работы:

количество листов выпускной квалификационной работы___________________

количество рисунков и таблиц__________________________________________

число приложений____________________________________________________

2. Соответствие содержания работы заданию (полное или неполное)

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

Вопросы задания, не нашедшие отражения в работе________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

Материалы представленные в работе, непосредственно не связанные с темой и

направленностью __________________________________________________

4

____________________________________________________________________

___________________________________________________________________



РЕЦЕНЗИЯ

на выпускную квалификационную работу студента энергетического

факультета

Фамилия_____________________________________________________________

Имя_________________________________________________________________

Отчество____________________________________________________________

Направление подготовки_______________________________________________

Направленность (профиль) программы ___________________________________

Тема выпускной квалификационной работы_______________________________

____________________________________________________________________

1.Соответствиесодержанию работы (проекта) заданию (полное или неполное)

____________________________________________________________________

___________________________________________________________________

Вопросы задания, не надлежащие отражения в работе (проекте) _____________

____________________________________________________________________

_________________________________________________________________

Материалы представленные в работе (проекте), непосредственно связанные с

темой и направленностью____________________________________________

____________________________________________________________________

_________________________________________________________________

2.Достоинства работы (проекта) _____________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

_________________________________________________________________

3. Недостатки работы (проекта) _______________________________________

5

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

_________________________________________________________________

РЕФЕРАТ

Работа____ стр., __ рисунка, __ таблиц, __источников, __ приложений.

Воздушная линия, короткое замыкание, выключатель, установившиеся

режимы, профиль трассы, молниезащита, надёжность электроснабжения,

простой срок окупаемости,

Объектом проектирования является ПС «Шевелёвка», планируемая к

вводу в г. Артём Приморского края.

Основными этапами проекта являются: анализ существующего состояния

электрической сети, выбор варианта подключения проектируемой ПС, расчёт

токов КЗ, выбор распределительных устройств и оборудования подстанций,

расчет и анализ установившихся режимов, расчёт выбор технических средств

для поддержания напряжения на шинах подстанций, расчёт молниезащиты и

заземления ПС, оценка экономической эффективности проекта, анализ

воздействия вводимого оборудования на окружающую среду.

6

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Географическая и климатическая характеристика

Заключение

Библиографический список

Приложение А.

Приложение Б.

Приложение В.

Приложение Г.

Приложение Д.

Приложение Е.

7

ВВЕДЕНИЕ

Приморский край сегодня является одним из самых привлекательных

для иностранных инвесторов регионов Дальнего Востока по целому ряду

причин: близость к японскому, корейским и китайскому рынкам, наличие

развитой транспортной инфраструктуры (железные дороги, незамерзающие

порты, пограничные пункты) и ее выход на Транссибирскую магистраль;

развитая судостроительная, авиастроительная и приборостроительная

промышленность; высокий потенциал рыбодобывающей и

рыбообрабатывающей индустрии; большие запасы деловой древесины и

полезных ископаемых. Перспективы развития Приморского края — это

создание нового экономического центра России на Дальнем Востоке.

Приморский край уникален своей портовой составляющей, на

территории региона работают 11 портов и 2 порто-пункта. Большая часть

портов имеют возможность работать круглогодично. Наибольшее количество

портов расположено во Владивостоке и Находке – это нефтеналивные,

торговые и рыбные. Динамично развивающийся регион требует строительства

дополнительных жилых микрорайонов.

Одним из объектов, планируемых к вводу на территории Приморского

края, является микрорайон Лазурный вблизи с. Шевелёвка. Согласно

техническим условиям подключение микрорайона планируется выполнить в

период с 2016 по 2018 гг., а его суммарная установленная мощность составит

7,6 МВт. Для электроснабжения данного микрорайона планируется сооружение

подстанции Шевелёвка, которую необходимо подключить к сетям Приморской

энергосистемы.

Целью настоящей работы является разработка наиболее приемлемого

варианта подключения ПС Шевелёвка к электрическим сетям Приморского

края.

Задачи дипломного проекта:

Анализ электрических сетей рассматриваемого района;

8

Расчет и прогнозирование электрических нагрузок;

Разработка и технико-экономический анализ вариантов подключения

проектируемой ПС;

Выбор оптимального варианта подключения ПС;

Разработка подробной однолинейной схемы подстанции и её

конструктивное исполнение;

Выбор и проверка основного оборудования проектируемой подстанции;

Расчёт и анализ электрических режимов электрической сети

Расчёт молниезащиты и заземления проектируемой ПС

Оценка экономической эффективности предложенного варианта;

Оценка влияния вводимых объектов на окружающую среду.

В качестве исходных данных используются географические и

климатические характеристики района проектирования, схемы электрической

сети 35-500 кВ Приморской энергосистемы, результаты контрольных замеров

распределения мощности 2015 года, однолинейные электрические схемы ПС.

9

1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Географическая и климатическая характеристика

Приморский край является административной единицей Российской

Федерации с 20 сентября 1938 года. Приморский край занимает юго-восточную

окраину России. Он расположен в самой южной части Дальнего Востока на

берегу Японского моря [ссылка на сайт].

Климат Приморья - муссонный. Зима хотя и короче, чем в других частях

Дальнего Востока, но холодная и малоснежная. Средняя температура января -

20 , а на морском побережье -12 . Летом на равнинах средняя температура +20 ,

а на побережье +12-16 . Район по гололёду -4. Толщина стенки гололёда 20 мм.

Таблица 1.1 – Географическо-климатические характеристики.

Критерий Характеристика

1. Температура Тср.год. =4,0 ºС, Тmin = -31 ºС, Тmax = 36 ºС,

2. Толщина стенки

гололёда

IV район по толщине стенки гололёда - 20 мм

3. Характеристики

грозового сезона

среднегодовая продолжительность гроз – 10-20 часов

4. Глубина

промерзания

грунтов

Lпром. = 1,85 м

5. Ветер IV район по ветровому давлению - 650 Па

из средних: υmax(янв) = 5,9 м/с, υmax(июль) = 4,6 м/с,

1.2 Характеристика электрической сети в районе проектирования

Рассматриваема в работе ПС будет располагается в г. Артёме

Приморского края. Карта-схема рассматриваемого участка сети 110-220 кВ

приведена на рисунке 1 и на листе № 1 графической части.

Ближайшими к проектируемому объекту являются Артёмовская ТЭЦ,

ПС 110 кВ Муравейка, ВЛ 110 кВ Артёмовская ТЭЦ – Муравейка, ВЛ 220 кВ

Артёмовская ТЭЦ – Владивостокская ТЭЦ 2, ВЛ 220 кВ Владивосток –

Зелёный угол.

http://baza-referat.ru/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9

http://baza-referat.ru/%D0%92%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%BA

10

Рисунок 1 - Карта-схема рассматриваемого участка сети.

1.2.1 Характеристика источников питания района

В энергосистеме Приморского края работают следующие

электростанции: Приморская ГРЭС (установленная мощность 1467 МВт),

Владивостокская ТЭЦ–2 (установленная мощность 497 МВт), Артемовская

ТЭЦ (установленная мощность 400 МВт), Партизанская ГРЭС (установленная

мощность 203 МВт), а так же мини ТЭЦ на острове Русский суммарной

установленной мощностью почти 50 МВт. Ближайшими источниками питания

для подключаемой ПС Шевелёвка являются Артемовская ТЭЦ и

Владивостокская ТЭЦ-2.

Артемовская ТЭЦ выдает мощность на напряжениях 220 кВ, 110 кВ и 35

кВ. РУ 220 кВ выполнено по схеме – две рабочие системы шин с обходной. РУ

– 110 кВ и РУ – 35 кВ выполнено по схеме – две рабочие системы шин.

11

Мощность выдаётся по 3 линиям 220 кВ, по 7 линиям 110 кВ и по 5 линиям 35

кВ .

Владивостокская ТЭЦ-2 выдает мощность на напряжениях 110 кВ и 220

кВ. РУ 110 кВ и 220 кВ данной станции выполнены по схеме две рабочие

системы шин с обходной. Станция выдаёт мощность по двум ЛЭП 220 кВ и по

6 ЛЭП 110 кВ.

1.3 Характеристика электрических сетей

На территории Приморского края получили развитие электрические сети

напряжением 500/220/110/35 кВ. Сети напряжением 500 кВ и 220 кВ являются

системообразующими, 110 кВ и 35кВ - распределительными.

Большинство сетей и ПС 220 кВ и выше принадлежат Приморскому

ПМЭС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока. В эксплуатации ПМЭС

находятся 2 947 км линий электропередачи напряжением 220-500 кВ, 25

подстанций напряжением 220-500 кВ общей трансформаторной мощностью

5857 МВА. [http://www.fsk-

ees.ru/about/affiliates/mes_east/structure/primorsk_pmes/]

Распределительные сети 35-110 кВ Приморского края, принадлежат АО

«ДРСК». Они подразделяются на 4 структурных подразделения (СП): Южные

электрические сети, Северные электрические сети, Западные электрические

сети, Центральные электрические сети. Общая протяженность линий 110 кВ и

35 кВ филиала АО «ДРСК» «Приморские ЭС» равна 3032 км и 3036 км

соответственно.

Однолинейная схема электрической сети в рассматриваемом районе

приведена на листе №1 графической части.

Схемы РУ ПС, находящихся в районе подключения проектируемой ПС,

приведены в таблице № 1.2

12

Таблица 1.2 – Схемы распределительных устройств подстанций

Подстанция Название РУ Графическое изображение

Муравейка Мостик с

выключателями в

цепях

трансформаторов и

ремонтной

перемычкой со

стороны линии

Горностай Мостик с


цепях

трансформаторов и

ремонтной

перемычкой со


Океан Одна рабочая

секционированная

система шин с

отделителями

(нетиповая схема)

Зелёный угол Одна рабочая

секционированная

система шин

13

Для оценки режимного состояния оборудования рассматриваемого

участка сети проведён анализ загрузки трансформаторов и ЛЭП в районе

проектирования будущей ПС Шевелёвка.

Загрузка трансформаторов 110 кВ рассматриваемого участка на зимний

контрольный день 2015 года представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Загрузка трансформаторов 110 кВ рассматриваемого участка

№ п/п Наименование ПС

Дисп.

номер

тр-ра

Установленная

мощность,

МВА

Коэфф. загрузки на

19ч (нормальный

режим), %

Коэфф. загрузки

на 19ч при

отключении

одного

трансформатора, %

1 2 3 4 5 6

1 1Р Т-1 16,0 48,57 108,93

2 1Р Т-2 16,0 60,36

3 2Р Т-1 40,0 34,21 78,40

4 2Р Т-2 40,0 44,19

5 А Т-1 40,5 61,84 109,35

6 А Т-2 40,0 47,50

7 Амурская Т-1 25,0 26,74 54,16

8 Амурская Т-2 25,0 27,42

9 Бурун Т-1 40,0 27,52 98,91

10 Бурун Т-2 40,0 71,39

11 БУРНАЯ Т-1 40,0 26,06 52,30

12 БУРНАЯ Т-2 40,0 26,24

13 ВТЭЦ-1 Т-1 40,0 10,48 44,57

14 ВТЭЦ-1 Т-2 40,0 34,09

15 Голдобин Т-1 40,0 18,26 55,75

16 Голдобин Т-2 40,0 37,49

17 Голубинка Т-1 40,0 22,02 55,40

18 Голубинка Т-2 40,0 33,38

19 Горностай Т-1 25,0 8,92 25,15

20 Горностай Т-2 25,0 16,23

21 Загородная Т-1 40,0 39,05 81,41

22 Загородная Т-2 25,0 42,36

23 ЗАЛИВ Т-1 40,0 11,52 32,49

24 ЗАЛИВ Т-2 40,0 20,97

25 ИППОДРОМ Т-1 10,0 61,71 один ТР

26 Котельная 2Р Т-5 10,0 32,68 один ТР

27 Мингородок Т-1 25,0 36,07 76,33

28 Мингородок Т-2 25,0 40,26

29 ОРЛИНАЯ Т-1 40,0 15,58 53,88

30 ОРЛИНАЯ Т-2 40,0 38,30

31 Океан Т-1 6,3 0,00 29,95

14

32 Океан Т-2 6,3 29,95

33 Промузел Т-1 16,0 67,14 118,71

34 Промузел Т-2 16,0 51,57

35 СЕДАНКА Т-1 16,0 45,71 81,43

36 СЕДАНКА Т-2 16,0 35,71

37 Спутник Т-1 25,0 41,31 111,82

38 Спутник Т-2 25,0 70,51

39 Стройиндустрия Т-1 16,0 55,71 108,57

40 Стройиндустрия Т-2 16,0 52,86

41 Улисс Т-1 25,0 46,13 106,52

42 Улисс Т-2 25,0 60,39

43 Чайка Т-1 16,0 65,64 127,91

44 Чайка Т-2 16,0 62,27

45 ЧУРКИН Т-1 25,0 25,14 73,58

46 ЧУРКИН Т-2 25,0 48,45

Из данной таблицы видно, что ряд трансформаторов 110 кВ

перегружаются в ПА режиме более чем на 100%.

Загрузка ВЛ 110- 220кВ по данным зимнего контрольного замера 2012

приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4- Загрузка ВЛ рассматриваемого района

№

п/п Наименование линии U, кВ

Марка провода,

кабеля

Нагрузка

( А )

Плотность

тока (А) Примечание

1

ВТЭЦ-2 - Орлиная с

отпайкой на ПС

Голубинка

110

АС-240, АСО-

240, АСК-300,

АС-330,

АПвПУ2г

1х630,

АПвПУ2г

1x800

200 0,83 допуст. ток

по участку

КЛ

2

ВТЭЦ-2 - Залив с


Голубинка

110

АСК-300, АС-

330, АС-300,

АС-240,

АПвПУ2г

1х800

230 0,96 допуст. ток

по участку

КЛ

3 Амурская - Залив 110 АС-240 19 0,08

4 Артемовская ТЭЦ -

Муравейка 110 АСКП-240 120 1,71 выше j эк=1

5 Артемовская ТЭЦ -

Промузел 110 АС-120, М-70 215 3,07 выше j эк=1,8

15

6 Владивостокская ТЭЦ-

2 - А №1 110 АСО-300 151 0,50

7 Владивостокская ТЭЦ-

2 - А №2 110 АСО-300 147 0,49

8

Владивостокская ТЭЦ-

2 - Голдобин с

отпайками (на ПС

Загородная и ПС

Улисс)

110 АСК-330, АС-

150 200 1,33 выше j эк=1

9

Владивостокская ТЭЦ-

2-Патрокл с отпайкой

на ПС Загородная

110 АСК-330, АС-

150 260 1,73 выше j эк=1

10 Волна - 2Р 110 АС-300 230 0,77

11 КВЛ Волна - ВТЭЦ-1 с

отпайкой на ПС 1Р/т 110

АС-300, АСК-

240, АС-120,

АПвПУ2г

1x800

78 0,33

12

Волна - Бурун с


Котельная 2Р

110 АС-120, АСО-

300, АС-240 162 1,35 выше j эк=1

13 Волна - Чайка 110

АС-300, АСК-

240,

АС-120, М-70

188 2,69 выше j эк=1,8

14 КВЛ ВТЭЦ-1 -

Орлиная 110

АС-240, АСК-

240, АСО-240,

АПвПУ2г

1х630

30 0,13

15 1Р - 2Р 110

АСО-300,

АСО-240, АС-

120, М-95,

АС-150

48 0,40

16 КВЛ 2Р - Амурская с

отпайкой на ПС 1Р/т 110

АС-240, АС-

120, АПвПУ2г

1x800

77 0,32

17 2Р - Бурун 110 АСО-300, АС-

120 59 0,49

18 Горностай - Океан 110 АСКП-24,

ПВПУ2Г-240 100 0,83

19 Зеленый угол - А №1 110 АСКП-300, АС-

240 23 0,10

20 Зеленый угол - А №2 110 АС-240,

ПВПУ2Г-630 48 0,69

21 Зеленый угол -

Горностай 110 АС-240 73 0,30


Мингородок 110

АСКП-300, АС-

240 217 0,90

16


Стройиндустрия 110

АСО-300, АС-

240 183 0,76

24 Мингородок - 1Р 110 АС-300, АС-

120 0,00

нет данных

25 Надеждинская/т -

Уссурийск/т 110 АС-150, АС-95 0,00

нет данных

26 Океан - Муравейка 110 АСКП-240,

ПВПУ2Г-240 100 0,83

27 Патрокл - Голдобин с

отпайкой на ПС Улисс 110

АС-150, АС-

300, АСК-330 208 1,39 выше j эк=1

28 Спутник - Промузел 110 АС-120, М-70 140 2,00 выше j эк=1,8

29 Стройиндустрия - 2Р 110 АС-240,АСО-

300 119 0,50

30 Чайка - Седанка 110 АС-240 0,00 нет данных

31 Чайка - Спутник 110 АС-120, М-70 105 1,50

32 КЛ Залив - Бурная I

цепь 110

АПвПУ2г

3(1х630) 52 0,08

33 КЛ Залив - Бурная II

цепь 110

АПвПУ2г

3(1х630) 53 0,08

34 КЛ Голдобин - Чуркин

I цепь 110

АПВПУ2г

3*(1х300) 29 0,10

35 КЛ Голдобин - Чуркин

II цепь 110

АПВПУ2г

3*(1х300) 56 0,19

36 Артемовская -

Западная 35 АС-70, М-70 0 0,00 НР


Ключевая 35 АС-50 29 0,58


Шахтовая 35 АС-70, М-70 324 4,63 выше j эк=1,8

39 АТЭЦ-Мебельная 35 АС-300 100 0,33

40 АТЭЦ-ПТФ 35 АС-70 55 0,79

41 АТЭЦ-Суражевка 35 АС-70 10 0,14

42 АТЭЦ-Шахтовая 35 АС-185 500 2,70 выше j эк=1

43 АТЭЦ-Шкотово 35 АС-50 0 0,00 НР

Из данной таблицы видно, что в нормальном режиме загрузка сетей не

превышает допустимые значения, хотя по ряду ЛЭП превышена экономическая

плотность тока.

17

1.4 Характеристика потребителей электроэнергии

Промышленный комплекс является наиболее развитой частью экономики

Приморья. Он дает почти треть валового регионального продукта. Здесь

сосредоточено 30% основных производственных фондов и 27%

трудоспособного населения края, занятого в экономике.

Основными являются рыбообрабатывающая и рыбоперерабатывающая отрасли,

электроэнергетика и угольная промышленность, машиностроение и

судоремонт, горнообрабатывающая, лесная и деревообрабатывающая отрасли.

Структура потребителей электроэнергии Приморского края отображена

на рисунке 2.

Рисунок 2 - Структура потребителей электроэнергии в Приморском крае.

Для корректного составление вариантов подключения и дальнейшего

выбора оборудования необходимо выполнить прогнозирование электрических

нагрузок и расчёт необходимых вероятностных характеристик.

18

2 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СЕТИ

Целью данного пункта является подготовка расчётной модели для

выполнения расчётов электрических режимов разрабатываемых вариантов.

Расчет режимов работы является важной частью любого проектирования.

Просчитав режим можно максимально приблизиться к условиям реальным

электрическим показателям эксплуатации проектируемой сети. В настоящем

дипломном проекте для расчета режимов использован ПВК Rastrwin 3.

2.1 Исходные данные для расчёта

Для расчета режима был выбран участок сети 220-110 кВ, со

следующими центрами питания: Артёмовская ТЭЦ, Владивостокская ТЭЦ 2 и

ПС 500 кВ Владивосток.

Первым шагом перед расчётом режимов является подготовка исходной

информации, то есть расчёт электрических нагрузок и параметров схемы

замещения сети.

Электрические нагрузки для расчёта режимов получены в АО «ДРСК».

Параметры линий и трансформаторов рассчитываются на основании

однолинейной схемы существующей сети, часть которой приведена на листе №

1 графической части ВКР.

Схема замещения ВЛ 110 кВ и выше вводится тремя следующими

параметрами.

Активное сопротивление линии:

0ВЛ ВЛR r l , (1.98)

где r0 – удельное активное сопротивление 1 км линии, Ом/км

lВЛ – длина линии, км

Индуктивное сопротивление линии:

0ВЛ ВЛX x l ,

(1.99)

19

где x0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км

0 ВЛB b l , (1.100)

где b0 – погонная емкостная проводимость, мкСм/км

Трансформаторы вводятся в схему замещения сопротивлением каждой

ступени напряжения, активной и реактивной проводимостями.

Для оценки текущего состояния электрических сетей рассматриваемого

участка энергосистемы был рассчитан текущий режим

В таблицах 2.1, 2.2, 2.3 показаны подготовленные исходные данные для

расчета режимов.

Таблица 2.1 - Параметры узлов схемы замещения (нормальный режим)

Номер Название U_ном, кВ P_н, МВт Q_н, МВАр V, кВ

Отклонение

напряжения от U_ном

(dV), %

1 2 3 4 5 6 7

100 ВТЭЦ-2 110 кВ 110 106 25 120,5 9,55

101 ВТЭЦ 1 110 18 6 120,33 9,39

102 Спутник 110 29 7 118,89 8,08

103 1С 110 110

120,8 9,82

104 Птицефабрика 35 5,2 2,1 38,05 8,71

105 Волна Т-2 110 22,5 4,5 121,22 10,2

107

110

120,61 9,64

108 Шахтовая 35 10,6 4,2 36,18 3,38

109 Мебельная 35 0,1 0 38,17 9,06

110

110

120,46 9,51

111 Амурская 110 14,5 4,7 120,13 9,21

112

220

226,89 3,13

113 Мингородок 110 18 5,2 120,69 9,72

114 Трикотажная 35 5,6 2,2 38,1 8,87

115 Залив 110 45,5 12 120,07 9,15

116 Артёмовская 35 18 7,4 35,31 0,9

117 Суражевка 35 2,6 1 37,76 7,9

118 ПС А Т-2 110 33,1 8,3 120,61 9,65

119 Волна Т-1 110 49,6 17 121,21 10,19

120 1Р 110 19,8 7 120,61 9,64

121 Аэропорт 220 2,3 1 230,39 4,72

122 А Т-1 110 20,9 4,9 120,61 9,65

123 Владивосток 220 15,4 37,3 235,02 6,83

124 2Р Т-1 и Бурун 110 29,7 10 120,66 9,69

125 СИ 110 20 8 120,66 9,69

126 2Р Т-2 110 19,3 4,4 120,68 9,71

20

127 Артёмовская ТЭЦ 220 42,3 42,5 226 2,73

128 Чайка (с ПС седанка) 110 35,8 9 119,6 8,73

129 1Р/т Т-2 110 5,7 6,3 120,6 9,64

130 1Р/т Т-1 110

120,46 9,51

132 Орлиная 110 23 7 120,26 9,33

133 ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ 220

229,48 4,31

134 РУССКАЯ 220 17 3 229,65 4,39

135 АТЭЦ 110 110 204 80 120 9,09

136 Муравейка 110 3,6 0,7 120,16 9,23

137 Океан 110 1,9 0,5 120,37 9,43

138 Горностай 110 5,1 1,6 120,64 9,68

139 Голубинка Т2 110 17,8 5 120,11 9,19

140 Голубинка Т1 110 12,9 4,1 120,26 9,33

141 Промузел 110 21,6 5,9 118,75 7,95

142 ВЛАДИВОСТОК 500 500

501,7 0,34

144

220

230,94 4,97

145 ПАТРОКЛ 220

229,63 4,38

146 АТЭЦ 35

38,38 9,66

147 ВТЭЦ-2 220

229,8 4,45

148 2С 110 110 0,9 0,4 120,8 9,82

Нагрузки в узлах схемы были взяты из прогнозируемого расчета,

приведенного выше.

Таблица 2.2 - Параметры ветвей схемы замещения ЛЭП Номер узла

начала ветви

N_нач

Номер узла конца

ветви N_кон Название R, Ом X, Ом B, мкСм

1 2 3 4 5 6

117 146 Суражевка - АТЭЦ 6,42 6,48

104 146 Птицефабрика - АТЭЦ 1,71 1,73

107 101 - ВТЭЦ 1 0,42 1,41 -9,8

132 101 Орлиная - ВТЭЦ 1 0,19 0,66 -8,4

123 144 Владивосток - 2,62 11,47 -70,6

138 103 Горностай - 1С 110 0,7 2,35 -16,3

125 124 СИ - 2Р Т-1 и Бурун 0,32 1,09 -7,6

126 120 2Р Т-2 - 1Р 1,33 2,63 -17,1

113 120 Мингородок - 1Р 0,41 1,01 -6,3

108 146 Шахтовая - АТЭЦ 1,36 3,17

109 146 Мебельная - АТЭЦ 0,52 2,14

148 113 2С 110 - Мингородок 0,23 0,92 -6

118 103 ПС А Т-2 - 1С 110 0,37 1,35 -9

107 105 - Волна Т-2 0,58 2,41 -43,1

114 109 Трикотажная - Мебельная 0,28 0,43

108 114 Шахтовая - Трикотажная 0,29 0,44

119 126 Волна Т-1 - 2Р Т-2 0,23 0,99 -6,1

21

116 108 Артёмовская - Шахтовая 1,2 1,21

102 141 Спутник - Промузел 1,62 2,47 -15,7

145 134 ПАТРОКЛ - 0,5 1,18 -370,5

100 118 ВТЭЦ-2 110 кВ - ПС А Т-2 0,28 1,21 -7,5

100 122 ВТЭЦ-2 110 кВ - А Т-1 0,27 1,2 -7,4

107 129 - 1Р/т Т-2 0,02 0,03 -0,2

110 130 - 1Р/т Т-1 0,02 0,03 -0,2

124 110 2Р Т-1 и Бурун - 0,26 0,86 -33,9

123 121 Владивосток - Аэропорт 1,6 8,6 -105,5

121 127 Аэропорт - Артёмовская ТЭЦ 1,45 7,9 -100,8

140 132 Голубинка Т1 - Орлиная 0,16 0,56 -7,7

111 110 Амурская - 0,41 1,34 -9,3

112 133 - ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ 1,12 4,89 -30,1

135 136 АТЭЦ 110 - Муравейка 1,57 5,2 -36

136 137 Муравейка - Океан 2,49 6,46 -43,4

137 138 Океан - Горностай 5,34 10,1 -64,2

148 122 2С 110 - А Т-1 0,74 1,08 -7

103 125 1С 110 - СИ 0,41 1,76 -10,9

141 135 Промузел - АТЭЦ 110 6,76 9,69 -62,3

139 115 Голубинка Т2 - Залив 0,45 1,97 -12,1

128 102 Чайка (с ПС седанка) - Спутник 1,63 2,58 -16

123 133 Владивосток - ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ 4,81 20,94 -173,2

147 133 ВТЭЦ-2 - ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ 0,34 1,14 -92,2

133 145 ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ - ПАТРОКЛ 0,46 1,14 -632

133 134 ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ - 1,06 2,55 -702,3

119 128 Волна Т-1 - Чайка (с ПС седанка) 1,6 3,38 -22,6

112 144 - 2,52 11,04 -68

111 115 Амурская - Залив 0,12 0,41 -2,8

127 147 Артёмовская ТЭЦ - ВТЭЦ-2 4,93 21,58 -133

100 139 ВТЭЦ-2 110 кВ - Голубинка Т2 0,94 3,14 -223

100 140 ВТЭЦ-2 110 кВ - Голубинка Т1 1,1 3,93 -228

Таблица 2.3 - Параметры ветвей схемы замещения трансформаторов Номер

узла

начала

ветви

N_нач

Номер

узла

конца

ветви

N_кон Название R, Ом X, Ом G, кмСм B, мкСм

Коэфф.

Трансформаци

и Кт/r

1 2 3 4 5 6 7 8

127 135

Артёмовская ТЭЦ -

АТЭЦ 110 1,2 54,38

0,568

142 123

ВЛАДИВОСТОК 500 -

Владивосток 0,88 66,37 1,9 3,6 0,506

112 105 - Волна Т-2 1,2 55,02 2 3,6 0,589

112 119 - Волна Т-1 1,2 55,02 2 3,6 0,589

135 146 АТЭЦ 110 - АТЭЦ 4,63 48,62

0,335

22

133 103

ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ - 1С

110 2,8 104 0,8 5,9 0,568

133 148

ЗЕЛЕНЫЙ УГОЛ - 2С

110 2,8 104 0,9 5,9 0,568

135 146 АТЭЦ 110 - АТЭЦ 4,63 48,62

0,335

147 100

ВТЭЦ-2 - ВТЭЦ-2 110

кВ 0,5 20,4 3,3 15 0,526

Для уменьшения количества узлов расчётной схемы трансформаторы на

большинстве ПС не учитывались, а нагрузки приводились к шинам высокого или

среднего напряжения.

Используя данные, приведенные в таблицах, были рассчитаны

нормальный и послеаварийный режимы.

2.2 Расчёты режимов существующей сети

Результаты расчёта нормального режима и послеаварийных приведены

на рисунках 2.1-2.3,

В рассмотренных режимах параметры напряжений соответствуют ГОСТ

32144-2013 (изменение напряжения не более 10%), а загрузка ВЛ 35 кВ и выше

не превышает допустимых значений.

23

Рисунок - Нормальный режим по результатам зимних замеров 2015 г. Потери 16,01 МВт

24

Рисунок - Отключение ВЛ 110 кВ Артёмовская ТЭЦ – Муравейка по результатам зимних замеров 2015 г

25

Рисунок - Отключение ВЛ 110 кВ Зелёный угол – Горностай по результатам зимних замеров 2015 г

26

3 РАСЧЕТ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Целью данного раздела является определение вероятностно-

статистических характеристик потребителей и режимных характеристик

сети, значения которых лежат в основе дальнейшего расчета электрических

режимов.

Чтобы наиболее экономично спроектировать электрическую сеть,

необходимо обладать достаточно полной и достоверной информацией о

потребителях электроэнергии, т.е. знать их вероятностно-статистические

характеристики. Для их определения необходимо знать нагрузку ПС.

Используя данные о максимальных нагрузках ПС, используемые при

расчёте режима, проведён расчёт прогнозируемых значений активной и

реактивной мощности на 2020 год.

Чтобы привести мощности нагрузок к 2020 году, определим

прогнозируемую нагрузку по формуле сложных процентов:

(1 )t tпрогпрог баз базР Р

(3.1)

где базР – средняя мощность за базовый год;

ε – относительный прирост электрической нагрузки для выбранного

района (принимаем данный коэффициент равным 3,68% [Сипр прим края]

для умеренного сценария развития экономики

tпрог – год на который определяется электрическая нагрузка;

tбаз – год в который снимался первый замер.

В качестве базового года принимается последний год перед

проектированием (2015г), При проектировании сетей время прогноза

принимаем (tпрог – tбаз) равным 5.

Реактивные мощности находятся по формуле:

,прог прог

Р tgQ (3.2)

27

где прог

iQ – прогнозируемая нагрузка.

tg - коэффициента реактивной мощности на текущий период (считается, что

при прогнозировании он не изменяется).

Средняя мощность для всех ПС и узлов определялась через

коэффициент максимума:

maxcp

м

PP

k (3.3)

Расчёт по представленным формулам выполнен в программе MS

Office Excel 2007. Результаты приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Вероятностные характеристики

Номер

Название

Текущая

мощность

Проuноз на 2020 год

Средняя

прогнозируемая

мощность

Pmax Qmax Pmax Qmax Pср Qср

100 ВТЭЦ-2 110 кВ 106 25 127,0 30,0 115,4 27,2

101 ВТЭЦ 1 18 6 21,6 7,2 19,6 6,5

102 Спутник 29 7 34,7 8,4 31,6 7,6

104 Птицефабрика 5,2 2,1 6,2 2,5 5,7 2,3

105 Волна Т-2 22,5 4,5 27,0 5,4 24,5 4,9

108 Шахтовая 10,6 4,2 12,7 5,0 11,5 4,6

109 Мебельная 0,1 0 0,1 0,0 0,1 0,0

111 Амурская 14,5 4,7 17,4 5,6 15,8 5,1

113 Мингородок 18 5,2 21,6 6,2 19,6 5,7

114 Трикотажная 5,6 2,2 6,7 2,6 6,1 2,4

115 Залив 45,5 12 54,5 14,4 49,6 13,1

116 Артёмовская 18 7,4 21,6 8,9 19,6 8,1

117 Суражевка 2,6 1 3,1 1,2 2,8 1,1

118 ПС А Т-2 33,1 8,3 39,7 9,9 36,1 9,0

119 Волна Т-1 49,6 17 59,4 20,4 54,0 18,5

120 1Р 19,8 7 23,7 8,4 21,6 7,6

121 Аэропорт 2,3 1 2,8 1,2 2,5 1,1

122 А Т-1 20,9 4,9 25,0 5,9 22,8 5,3

123 Владивосток 15,4 37,3 18,4 44,7 16,8 40,6

124 2Р Т-1 и Бурун 29,7 10 35,6 12,0 32,3 10,9

125 СИ 20 8 24,0 9,6 21,8 8,7

126 2Р Т-2 19,3 4,4 23,1 5,3 21,0 4,8

28

127 Артёмовская ТЭЦ 42,3 42,5 50,7 50,9 46,1 46,3

128

Чайка (с ПС

седанка) 35,8 9 42,9 10,8 39,0 9,8

129 1Р/т Т-2 5,7 6,3 6,8 7,5 6,2 6,9

130 1Р/т Т-1 0,0 0,0 0,0 0,0

132 Орлиная 23 7 27,6 8,4 25,1 7,6

134 РУССКАЯ 17 3 20,4 3,6 18,5 3,3

135 АТЭЦ 110 204 80 244,4 95,8 222,2 87,1

136 Муравейка 3,6 0,7 4,3 0,8 3,9 0,8

137 Океан 1,9 0,5 2,3 0,6 2,1 0,5

138 Горностай 5,1 1,6 6,1 1,9 5,6 1,7

139 Голубинка Т2 17,8 5 21,3 6,0 19,4 5,4

140 Голубинка Т1 12,9 4,1 15,5 4,9 14,0 4,5

141 Промузел 21,6 5,9 25,9 7,1 23,5 6,4

148 Зелёный угол 2С 110 0,9 0,4 1,1 0,5 1,0 0,4

Для расчета электрических режимов необходимы максимальны

нагрузки, для выбора трансформаторов - средние нагрузки

Таким образом, в данном разделе были определены необходимые

параметры для расчёта режимов и выбора оборудования на проектируемых

ПС.

29

4 РАЗРАБОТКА И ТЕХНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ

РЕКОНСТРУКЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

4.1 Принципы проектирования электрических сетей

При разработке конфигурации вариантов сети используют следующие

принципы:

1 Вариант сети должен предусматривать обеспечение требуемого

уровня надёжности электроснабжения: нагрузки I и II категории должны

обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания;

для электроприемника III категории достаточно питания по одной линии.

2 Исключение обратных потоков мощности в разомкнутых сетях

3 В кольцевых сетях должен быть один уровень номинального

напряжения.

4 Применение простых электрических схем распределительных

устройств с минимальным количеством трансформации.

5 Магистральные сети имеют по сравнению с кольцевыми имеют

большую протяжённость ВЛ в одноцепном исполнении, менее сложные

схемы РУ меньшую стоимость потерь электроэнергии; кольцевые сети более

надёжны и удобны при оперативном использовании

6 Необходимо предусмотреть развитие электрических нагрузок в

пунктах потребления

7 Вариант электрической сети должен быть технически осуществим,

т. е. должны существовать трансформаторы, выполненные на

рассматриваемую нагрузку и сечения линий на рассматриваемое напряжение.

В проектной практике для построения рациональной конфигурации

сети принимают повариантный метод, согласно которому для заданного

расположения потребителей намечается несколько вариантов и из них, на

основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.

30

4.2 Разработка, анализ и сравнение вариантов

4.2.1 Разработка вариантов

Исходя из того, что подключаемый потребитель относится ко 2

категории по надёжности разработано 3 варианта подключения

проектируемой ПС к электрической сети.

Варианты подключения проектируемой ПС приведенных на листе № 2

графической части дипломного проекта и на рисунках 4.1-4.3.

Вариант №1 (рисунок 4.1) заключается в подключении проектируемой

ПС на напряжении 220 кВ отпайками от двух ВЛ 220 кВ Владивосток –

Зелёный угол и Артёмовская ТЭЦ – Владивостокская ТЭЦ2.

Артёмовскя ТЭЦ

Муравейка Шевелёвка

На

ВТЭ

Ц-2

На

ПС З

елён

ый

угол

На

ПС О

кеан

Рисунок 4.1 – Вариант № 1

Для реализации варианта № 1 необходимо

1) Сооружение двухцепной воздушной линии напряжением 220 кВ

протяжённость 2,7 км

2) Строительство ПС 220 кВ Шевелёвка со схемой РУ ВН Два блока с

выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

31


ШевелёвкаМуравейка

На

ВТЭ

Ц-2

На

ПС З

елён

ый

угол

На

ПС О

кеан



1) Сооружение двухцепной воздушной линии напряжением 110 кВ

протяжённость 2,7 км и подключение её в рассечку ВЛ 110 кВ АТЭЦ-

Муравейка.

2) Строительство ПС 110 кВ Шевелёвка со схемой РУ ВН Мостик с

выключателями в цепях трансформаторов;

Карта схема варианта № 3 приведена на рисунке ____.

Вариант № 3 заключается в подключении новой ПС 110 кВ Шевелёвка

от шин Артёмовской ТЭЦ. Уровень напряжения подключаемой ПС при этом

будет уточнён при выполнении дополнительных расчётов.

32


ШевелёвкаМуравейка



1) Сооружение двухцепной воздушной линии от Артёмовской ТЭЦ до

подключаемой ПС протяжённостью 12 км .

2) Строительство ПС 110 кВ Шевелёвка со схемой РУ ВН Два блока

линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со


3) установка на Артёмовской ТЭЦ двух дополнительных ячеек.

4.2.2 Определение номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения является важным техническим

этапом каждого проекта. На величину номинального напряжения влияют

многие факторы, такие как пропускная способность линии, её длина и т.д.

Величина номинального напряжения влияет как на техническую, так и

на экономическую часть проекта. С увеличением номинального напряжения

сети увеличиваются капитальные затраты на ее сооружение, но за счет

уменьшения потерь энергии снижаются годовые эксплуатационные расходы.

Рациональные уровни напряжения определяются по формуле

Илларионова:

33

Pl

U p2500500

1000

, (4.1)

где l – длина участка, на котором определяется напряжение;

P – поток мощности, передаваемый по этому участку.

Для вариантов № 1 и № 2 варианты определяются схемой подключения

для варианта № 3 выполним расчёт:

100069.6

500 2500

12 7.6 / 2

pU

Исходя из того, что на Артёмовской ТЭЦ имеется напряжение 35 кВ

вариант № 3 рассмотрим именно на этом напряжении.

4.2.3 Выбор схемы РУ подстанций

Распределительные устройства должны удовлетворять поставленным

техническим требованиям в части надежности работы, удобства

эксплуатации, безопасности обслуживания, возможности расширения и

противопожарным требованиям. Они должны допускать возможность

использования средств механизации для производства ремонтных работ.

Выбор распределительных устройств на подстанциях, осуществляется по

номинальным напряжениям, и количеству подходящих к ним и отходящих от

них линий.

В зависимости от варианта сети принимается схема РУ ВН (35-110-220

кВ) для проектируемой ПС на основании СТО 56947007- 29.240.30.047-2010

«Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических

схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ» ОАО «ФСК

ЕЭС»( Таблица 4.1 )

34

Таблица 4.1 – выбранные схемы РУ ВН проектируемой ПС

№ варианта Uном, кВ

Тип РУ ВН Графическое исполнение

1 220 Два блока линия

трансформатор

2 110

Мостик с


цепях

трансформаторов

3 35 Два блока линия

трансформатор

Тогда предварительно сравнение можно представить в виде таблицы

4.2.

Таблица 4.2 – Технический анализ вариантов

№

варианта

Суммарная длинна новых

линий, км

Число выключателей, шт. Схема РУ

подключаемой

ПС

35 кВ 110 кВ 220 кВ 35 кВ 110 кВ 220 кВ

1 - - 2,7 - - 2

2 - 2,7 - - 3 -

3 12 - - 4 - -

35

4.3 Выбор основных элементов проектируемой сети

4.3.1 Компенсация реактивной мощности

Передача большой реактивной мощности по ВЛЭП неэкономична, в

связи с увеличением потерь электроэнергии. Наиболее выгодным является

иметь источник реактивной мощности непосредственно возле потребителя.

Для этого используется компенсация реактивной мощности.

По максимальной активной и реактивной мощностям зимой на ПС

рассчитывается коэффициент мощности и сравнивается с допустимым. После

сравнения делается один выводов:

если расчетный коэффициент мощности больше допустимого, это

означает, что на приемнике электроэнергии требуется компенсация

реактивной мощности;

если расчетный коэффициент мощности меньше требуемого, это

означает, что на приемнике электроэнергии компенсация реактивной

мощности не требуется.

Расчетный коэффициент мощности определяется по формуле:

max

max

расч

Qtg

P , (1.18)

где maxP – максимальная активная мощность потребителя;

maxQ – максимальная реактивная мощность потребителя.

Допустимый коэффициент мощности принимается на основании

Порядка расчета значений соотношения потребления активной и реактивной

мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп

энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии,

утверждённого приказом Минэнерго России от 23 июня 2015 г. 380 [7].

Определение суммарной мощности КУ, которую нужно

скомпенсировать на шинах 6-10 кВ каждой подстанции, определяется по

формуле:

36

max maxQКУQ P tg (3)

где tg - коэффициент реактивной мощности (шин 6-10 кВ tg =0,4[7]).

По полученной расчётной мощности КУ выбирается тип и количество

серийно выпускаемых устройств компенсации реактивной мощности.

Критерием выбора типа компенсирующей установки является следующее:

если суммарная расчетная мощность КУ меньше 10 МВАр, то выгодно

ставить БСК, если 10 МВАр и выше – СК или СТК.

Для дальнейшего выбора силовых трансформаторов и сечений ЛЭП

требуется знать значение нескомпенсированной реактивной мощности для

каждой ПС. Нескомпенсированная реактивная мощность – это мощность,

которую требуется передать по ЛЭП до ПС. Она определяется по следующей

формуле:

maxНЕСК КУQ Q Q ; (4)

Расчёт значений коэффициентов реактивной мощности и определение

мощности комепенсирующих устройств для ПС рассматриваемого участка

сети приведёны в таблице4.3

Таблица 4.3 - Оценка мощности для КРМ на ПС

Название ПС

Прогнозируемые

нагрузки на 2020

год tgf Qку, МВАр

P Q

ВТЭЦ 1 18,0 6,0 0,333333

Спутник 29,0 7,0 0,241379

Птицефабрика 5,2 2,1 0,403846

Волна Т-2 22,5 4,5 0,2

Шахтовая 10,6 4,2 0,396226

Мебельная 0,1 0,0 0

Амурская 14,5 4,7 0,324138

37

Мингородок 18,0 5,2 0,288889

Трикотажная 5,6 2,2 0,392857

Залив 45,5 12,0 0,263736

Артёмовская 18,0 7,4 0,411111 0,2

Суражевка 2,6 1,0 0,384615

ПС А Т-2 33,1 8,3 0,250755

Волна Т-1 49,6 17,0 0,342742

1Р 19,8 7,0 0,353535

Аэропорт 2,3 1,0 0,434783 0,08

А Т-1 20,9 4,9 0,23445

2Р Т-1 и Бурун 29,7 10,0 0,3367

СИ 20,0 8,0 0,4

2Р Т-2 19,3 4,4 0,227979

Чайка (с ПС седанка) 35,8 9,0 0,251397

1Р/т Т-2 5,7 6,3 1,105263 4,02

Орлиная 23,0 7,0 0,304348

РУССКАЯ 17,0 3,0 0,176471

АТЭЦ 110 204,0 80,0 0,392157

Муравейка 3,6 0,7 0,194444

Океан 1,9 0,5 0,263158

Горностай 5,1 1,6 0,313725

Голубинка Т2 17,8 5,0 0,280899

Голубинка Т1 12,9 4,1 0,317829

Промузел 21,6 5,9 0,273148

Зелёный угол 2С 110 0,9 0,4 0,444444 0,04

Шевелёвка 9,1 3,8 0,4 0

Из результатов таблицы видно, что рекомендовать установку КУ

можно только на ПС 1Р тяговая.

На остальных ПС требуемая мощность КУ незначительна.

4.3.2 Выбор силовых трансформаторов

Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов на ПС

производится по средней активной и нескомпенсированной реактивной

мощностям нагрузки в зимний период года:

2 2

СРзим НЕСК

ном р

з

P QS S

N k

, (1.23)

38

где: N – количество трансформаторов на ПС;

зk – коэффициент загрузки трансформатора, зависящий от их

количества СТ на ПС: при N = 1 kз = 0,8; при N = 2 kз = 0,7.

После выбора номинальной мощности трансформатора необходимо

проверить выполнение условий экономичности их работы в нормальном

режиме и выполнение условий по предельной загрузке:

kз = 0,5…0,7 (0,75) – для нормального режима работы;

kз = 1…1,4 – для послеаварийного режима, когда один из

трансформаторов ПС выходит из строя и потребители получают

электроэнергию от оставшегося в работе.

Данное условие проверяется при помощи коэффициента загрузки,

определяемого по формулам:

2 2

норм СРзим НЕСК

з

НОМ

P Qk

N S

, (1.24)

2 2

/

( 1)

п ав СРзим НЕСК

з

НОМ

P Qk

N S

. (1.25)

Если п/ав

зk >1,4, то в случае аварии необходимо отключить часть

потребителей III категории, если таковые имеются. В противном случае

необходимо выбрать более мощный СТ и произвести расчет заново.

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 – Выбор силовых трансформаторов

Наименован

ие ПС

Номер

варианта Sр, МВА

норм

зk п/ав

зk Рекомендуемая

марка СТ

Шевелёвка

1 6,4 0,18 0,36 ТДН 25000/220

2 6,4 0,71 1,42 ТДН 6300/110

6,4 0,45 0,9 ТДН 10000/110

3 6,4 0,71 1,42 ТДН 6300/35

6,4 0,45 0,9 ТДН 10000/35

39

В варианте № 1 (на 220 кВ) загрузка трансформатора не является

оптимальной (меньше 0,5), так как трансформаторы мощностью менее 25

МВА не выпускаются на этот класс напряжения, поэтому данный вариант

исключается из рассмотрения.

В вариантах № 2 и № 3 выбираем трансформаторы мощностью 10

МВА, так как согласно заявке подключаемый потребитель имеет только 1 и 2

категорию по надёжности. Установка трансформаторов данного типа позволит

ремонт необходимое оборудование, даже с перспективным уровнем нагрузок.

4.3.3 Выбор сечений ЛЭП

Сечения воздушных линий выбираются по двум показателям:

1. Экономические соображения

2. По условиям нагрева в нормальном и послеаварийных режимах

Выбор проводов производится по методу экономических интервалов

токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35 – 750 кВ на основе

данных о месторасположении линии, районе по гололеду, материалу опор и

при полной номенклатуре сечений с последующей проверкой по

допустимому нагреву.

Для проверки соответствия необходимо оценить перетоки по

существующим ВЛ с учётом прогнозируемого роста нагрузок на 2020 год по

методу экономических токовых интервалов [ЭТС 3 том].

Определение значения расчётного тока по каждой из ВЛ определяется

по выражению:

maxp i TI I (1.13)

где maxI - ток линии в максимальном прогнозируемом режиме;

i - коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;

T - коэффициент, учитывающий число часов использования

максимальной нагрузки линии Tм и ее значение в максимуме ЭЭС

(определяется коэффициентом КM).

40

Введение коэффициента i учитывает фактор разновременности

затрат в технико-экономических расчетах. Для ВЛ 110—220 кВ принимается

i =1,05, что соответствует математическому ожиданию указанного значения

в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

Значение Км принимается равным отношению нагрузки линии в час

максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки

линии. Усредненные значения коэффициента αТ принимаются по данным

табл. 43.6. [ЭТС том 3].

Для определения максимального тока на 2020г необходимо

определить потоки максимальной активной и реактивной

нескомпенсированной мощности.

В варианте № 2 выберем провод алогичный существующему по ВЛ

Артёмовская ТЭЦ – Муравейка – АС-240 и проверим его при расчёте

режимов.

В варианте № 3 определим следующим образом

2 2 2 2З

max неск

max

ном

9.1 3.881

3 3 35 2c

P QI

U n

А, (1.16)

где З

maxP - максимальная зимняя(прогнозируемая) активная мощность ПС;

нескQ - нескомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная

мощность ПС;

номU - номинальное напряжение линии;

cn - количество цепей в линии.

Расчётный ток тогда равен:

81 1.05 1 85pI А

Полученное значение сравнивается с таблицей экономических токовых

интервалов [Рокотян] выбираем провод АС-120.

41

Проверка в послеаварийном режиме:

2 2

max

9.1 3.8162

3 35 1I

А

Для АС-120 длительно допустимый ток равен 390 А, следовательно он

проходит по послеаварийному режиму.

Для проверки выбранного оборудования на период 2020 года и

сравнения вариантов № 2 и № 3 далее выполнены расчёты электрических

режимов.

42

5 РАСЧЁТ И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ДЛЯ

ВЫБРАННЫХ ВАРИАНТОВ ПОДКЛЮЧЕНИЯ ПС

5.1 Расчёт и анализ режимов после ввода объектов.

В нормальном режиме включено всё необходимое оборудование для

наиболее экономичной передачи электрической мощности. Расчёт

нормального режима производится для оценки возможности качественного

электроснабжения потребителей. После подключения проектируемого

объекта увеличится токовая загрузка линий, покажем её в следующей

таблице и сравним значения экономической плотности тока со значениями

приведенными в ПУЭ.

Результаты расчёта режима по прогнозируемым нагрузкам приведены

на рисунке 5.1

Результаты расчёта нормального режима по прогнозируемым

нагрузкам при подключении ПС Шевелёвка согласно варианту № 2

приведены на рисунке 5.2.

Результаты расчёта нормального режима по прогнозируемым

нагрузкам при подключении ПС Шевелёвка согласно варианту № 3

приведены на рисунке 5.3.

Исходя из результатов расчётов режимов, можно сделать следующие

выводы:

Напряжение всех узлов соответствует с ГОСТ 32144-2013 в

нормальном и послеаварийном режимах;

Токовая нагрузка в послеаварийном режиме не превышает

длительно допустимые значения;

Предложенная схема сети способна обеспечивать качественное

электроснабжение нововводимых потребителей как в нормальном, так и в

послеаварийных режимах.

43

Таким образом, схема является устойчивой как в нормальных так и в

аварийных режимах и соответствует условию надёжного и качественного

электроснабжения потребителей.

44

Рисунок 5.1 - Нормальный режим на 2020 год. Потери 16.01

45

Рисунок 5.2 - Вариант 2 Нормальный режим Потери 16,24

46

Рисунок 5.3 - Вариант 3 Нормальный режим. Потери мощности 16,63 МВт

47

48

6 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РЕКОНСТРУКЦИИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

В технико-экономических расчетах с целью ориентировочной и быстрой

оценки размера капитальных вложений часто пользуются укрупненными

показателями и не учитывают некоторых статей расходов; не учитываются

также элементы сети, суммарная стоимость которых значительно (в сотни раз)

меньше стоимости основных элементов сети (таких как выключатели,

трансформаторы, воздушные линии, подстанции и т.п.).

В электроэнергетике рекомендуется проводить расчет капитальных

вложений в ценах 2000 г. по укрупненным стоимостным показателям (УСП),

которые приведены в [Файбисович].

УСП электрических сетей предназначены для: технико-экономических

расчетов при сопоставлении вариантных решений выбора схем электрических

сетей; оценки эффективности разработки инвестиционных проектов м бизнес-

планов; оценки объема инвестиций при планировании электросетевого

строительства.

6.1 Определение капитальных вложений в сеть

Для создания новых, а также расширения и реконструкции основных

фондов необходимо затрачивать материальные, денежные и трудовые ресурсы.

Совокупность этих затрат характеризуется как капитальные вложения,

представляющие собой сумму двух составляющих: стоимости капитального

строительства и капитального приобретения, то есть оборудования.

Капиталовложения, необходимые для сооружения электрической

сети включают в себя капиталовложения на сооружения подстанций и

воздушных линий электропередач:

ПС ВЛК К К . (6.1)

Капиталовложения на сооружения подстанций состоят из:

капиталовложений необходимых для приобретения трансформаторов,

компенсирующих устройств, сооружения открытого распределительного

49

устройства и постоянных затрат включающих в себя затраты на

благоустройство территории, подвода коммуникаций, покупку земли.

КУпостТРОРУПС ККККК , (6.2)

где ОРУК - капитальные затраты на сооружение ОРУ;

ТРК - капитальные затраты на покупку и монтаж трансформаторов;

постК - постоянная часть затрат на ПС в зависимости от типа ОРУ и Uном;

К УК - капитальные затраты на покупку и монтаж КУ.

Капитальные вложения при сооружении линий состоят из затрат на

изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор,

проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку,

монтажные и другие работы и определяются по формуле:

lКК ВЛВЛ 0 , (6.3)

где 0ВЛК – удельная стоимость сооружения одного километра линии.

Выбор оптимального варианта выполнен путем сравнения между собой

меняющихся частей.

Стоимость электрооборудования приводится к текущему году с помощью

коэффициента инфляции по сравнению с ценами 2000 года. Кинф = 4,78

[http://уровень-инфляции.рф]

Результаты расчета капиталовложений приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Капитальные вложения

50

Показатель, тыс. руб. Вариант 2

(110 кВ)

Вариант 3

(35 кВ)

Суммарная стоимость

подстанции 180397

81738

Суммарная стоимость

строительства ВЛЭП 20649,6 68832,0

Суммарные

капиталовложения. 201046,8 150570,0

6.2 Определение эксплуатационных издержек

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети включают в себя:

1) издержки на эксплуатацию и ремонт (ИЭ.Р);

2) издержки на амортизацию (ИАМ);

3) стоимость потерь электроэнергии (ИΔW).

Издержки на эксплуатацию и ремонт определяются по формуле:

.Э Р рэоВЛ ВЛ рэоПС ПСИ К К , (6.4)

где αрэоВЛ, αрэоПС – нормы ежегодных отчислений на ремонт и эксплуатацию

ВЛ и ПС (αрэоВЛ = 0,008; αрэоПС = 0,059).

Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы

(ТСЛ = 20 лет):

АМ

СЛ

КИ

Т . (6.5)

Издержки стоимости потерь электроэнергии состоят из величины потерь

и стоимости потерь электрической энергии:

W WИ W C , (6.7)

где W – потери электроэнергии, МВт∙ч;

51

С∆W – стоимость потерь 1 МВт∙ч электроэнергии, руб./МВт∙ч.

На данный момент С∆W = 1839,23 руб./МВт∙ч. [сайт ДРСК]

Значения потерь электроэнергии приняты по результатам расчета

установившегося режима в Rastrwin3.

Значение величин потерь в вариантах 2 и 3 рассчитываются по формулам:

2 2 0 max( )W P P T , (6.7)

3 3 0 max( )W P P T , (6.8)

где 2P - потери мощности в нормальном режиме для варианта № 2;

3P - потери мощности в нормальном режиме для варианта № 3;

0P - потери мощности в нормальном режиме до подключения

проектируемой ПС;

maxT - время использования максимальных нагрузок (принято 6000 ч).

Суммарные потери электроэнергии для каждого из вариантов приведены

в таблице 6.2

Таблица 6.2 – Суммарные потери мощности и энергии

Показатель Вариант 2 Вариант 3 Режим до

подключения

Суммарные потери

мощности, МВт

16,24 16,63 16,01

Суммарные потери

энергии, МВт/ч

97440 99780 96060

Результаты расчета стоимости издержек приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Издержки

Показатель, тыс. руб. Вариант 2 Вариант 3

52

Издержки на

эксплуатацию и ремонт, 10808,63 5373,198

Издержки на

амортизацию 10052,34 7528,5

Издержки стоимости

потерь электроэнергии 2538,1374 6841,9356

Суммарные издержки 23399,1 19743,6

6.3 Расчет средних эквивалентных расходов

Среднегодовые расходы определяются по формуле:

З Е К И , (6.9)

где Е – норматив дисконтирования. Данная величина зависит от ставки,

рефинансирования установленной Центробанком РФ (Е = 0,1);

К – капиталовложения, необходимые для сооружения электрической сети,

тыс. руб.;

И – издержки, тыс. руб.

Значения среднегодовых расходов для выбранных вариантов приведены в

таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Среднегодовые расходы

Показатель Вариант 2 Вариант 3

Среднегодовые расходы,

тыс. руб. 22642,8 21898,9

Так как разница в затратах составляет менее 5% выбираем вариант с

наименьшими издержками на потери электрической энергии – вариант № 2.

53

7 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров

электрооборудования, а также для выбора и проверки уставок релейной защиты

и автоматики.

Расчет токов КЗ проводится в относительных единицах с приближённым

приведением. Для определения мощности КЗ системы используется

информация об уровне токов КЗ на стороне 110 кВ ПС «Зеленый угол» (3) 34КI

кА и шинах станции 110 кВ «АТЭЦ» (3) 31,5КI кА, (рисунок 7).

ПС «Шевелёвка»

10 кВ

110 кВ

Т 110 МВА

Т 210 МВА

ПС «Зелёный угол»

110 кВ

АС-24047,38 км К 1

К 2

34 кА

«АТЭЦ»

31,5 кА

110 кВ

АС-24010,68 км

Рисунок 7 – Схема для расчёта токов КЗ

Выбирается базисная мощность и базисное напряжение. За базисное

напряжение удобнее брать напряжение той ступени, где произошло КЗ.

Исходя из этого принимается:

10БS МВА;

1 110БU кВ;

2 10БU кВ;

1

1

;3

ББ

Б

IU

S

; (45)

54

1

100,05

3 110БI кА

;

2

2

;3

ББ

Б

IU

S

2

100,58

3 10БI кА

.

Рассчитаем сопротивление трансформаторов в относительных единицах

по формулам, о.е.:

100T

БК

НОМТР

UX

S

S

(46)

10,5 100,105,

100 10TX

где КU - исходные данные по трансформатору для расчета;

НОМТРS - номинальная мощность трансформаторов.

Подпитка места КЗ учитывается по каждой из ветвей – со стороны ПС

«Зеленый угол» и со стороны «АТЭЦ» согласно РД по расчёту токов КЗ. Схема

замещения показана на рисунке 8.

10 кВ

110 кВ110 кВ

Zл1

К 1

К 2

110 кВ

Хс1

Ес1 Хт1 Хт2

Zл2

Хс2

Ес2

ПС «Шевелёвка»

ПС «Зелёный угол»«АТЭЦ»

Рисунок 8 – Схема замещения для расчёта токов КЗ

Сопротивление системы находится по формуле, о.е.:

;БС

К

IX

I , (47)

55

1

0,050,0015;

34СX

2

0,050,017;

31,5СX

где 1КI - ток КЗ на шинах 110 кВ ПС «Зелёный угол», (3) 34КI кА,

2КI - ток КЗ на шинах 110 кВ «АТЭЦ», (3) 31,5КI кА,

Сопротивление кабельной линии определяется по формуле, о.е.:

2

БЛ УД

Б

SZ Z L

U ; (48)

1 2

100.41 47,38 0.016

110ЛZ ;

1 2

100.41 10,65 0.0036

110ЛZ ;

где L - длина линии, 47,38 и 10,65 км соответственно;

УДZ - удельное сопротивление линии, принимается 0.41УДZ , Ом/км по

паспортным данным провода АС-240 на напряжении 110 кВ.

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в начальный момент

времени рассчитывается по формуле для точки К 1:

10 1 ;C Б

П К

C Л

E II

X X

(49)

0 . 1

1 0,053,02

0,0015 0,016П зел угол КI кА

;

0 1

1 0,0510,04

0,0017 0,0036П атэц КI кА

;

20 2 ;C Б

П К

C Л T

E II

X X X

0 . 2

1 0,588,3

0,0015 0,016 0,105/ 2П зел угол КI кА

;

56

0 2

1 0,5810

0,0017 0,0036 0,105/ 2П атэц КI кА

;

0 2 0 22а К П Кi I ;

0 . 2 2 8,3 11,7а зел угол Кi кА ;

0 2 2 10 14,1а атэц Кi кА ;

0,01

2 0 2 (1 )аТ

уд К а Кi i е

;

0,01

0,05

. 2 11,7 (1 ) 21,2 ;уд зел угол Кi е кА

;

0,01

0,05

2 14,1 (1 ) 25,7 ;удатэц Кi е кА

;

По справочнику [12] упрощённо принимается Та=0,05 с для шин 10 кВ

ПС.

Результаты расчёта суммарных уровней токов на стороне 10 кВ ПС

«Шевелёвка» показываются в таблице 32.

Таблица 32 – Токи КЗ

Точка КЗ IПО, кА Iа0, кА iУД, кА

К-1 ток от ПС «Зеленый угол» 3,02 4,3 7,1

К-1 ток от «АТЭЦ» 10,04 14,2 23,7

К-1 суммарный ток 13,1 18,4 30,8

К-2 ток от ПС «Зеленый угол» 8,3 11,7 21,2

К-2 ток от «АТЭЦ» 10,0 14,1 25,7

К-2 суммарный ток 18,3 25,8 46,9

57

ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

В процессе курсового проектирования электрической части станций

производится выбор следующих токоведущих частей и аппаратов:

- высоковольтных выключателей, разъединителей и другой

коммутационной аппаратуры (выключателей нагрузки, короткозамыкателей,

отделителей и т.п.) для всех основных цепей;

- измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- сборных шин на всех напряжениях;

- токоведущих частей (шин), связывающих основное оборудование с

распределительными устройствами и основными аппаратами;

- контрольных кабелей;

- устройств для защиты от перенапряжений.

Выбранные токоведущие части и электрические аппараты должны

обеспечивать надёжную работу электроустановок не только в нормальном

режиме, но и в аварийном. При выборе следует учитывать конкретные условия,

а именно: географическое расположение электростанции, т.е. климатические

условия, род установки (наружный или внутренний). В РУ 10 кВ и выше

целесообразно устанавливать однотипное оборудование, хотя отдельные

аппараты могут отличаться своими параметрами.

7.2 Выбор и проверка выключателей

Выбор выключателей 110 кВ производят по следующим параметрам:

по напряжению установки:

Uуст Uном ;

110 кВ 110 кВ;

по длительному току:

Iмах Iном;

58

52 А 2500 А;

по отключающей способности:

Iпо Iоткл ном;

13,1 кА 40 кА;

Рисунок 6 – Выключатель ВГТ-110-У1

На стороне 110 кВ выбираем элегазовые выключатели типа ВГТ-110-

40/2500 У1 с электромагнитным приводом ШПЭ-46. Проверка данного

выключателя:

1. По термической устойчивости выключателя:

2

. . 1 ( )п о К отк селВк I t t , (28)

213,1 (0.07 1.5 0.05) 276Вк кА2с,

где откt – собственное время отключения выключателя, принимаем откt =0.07 с;

селt - ступень селективности РЗ, принимается 0,5 с от времени

срабатывания вводных выключателей 10 кВ, принимается 1,5 с.

2

Kном терм термВ I t ,

59

2 240 3 4800KномВ кА с ,

где термI - ток термической стойкости (справочная величина);

термt - время протекания КЗ (справочная величина).

2. Для проверки возможности отключения выключателем апериодической

составляющей тока КЗ необходимо определить номинальное допускаемое

значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t:

а.ном откл номi = 2 н I , (29)

а.номi = 2 0.40 40 22,56 кА,

где н – номинальное значение относительного содержания апериодической

составляющей в отключаемом токе, для данного выключателя н=40%;

откл номI – номинальный ток отключения.

3. Проверим по отключающей способности:

а) на отключение периодической составляющей расчётного тока КЗ:

. .п о откл номI I . (30)

б) на отключение полного расчётного тока КЗ:

(3) н. 1 1 номотк2 2 I 1

100по к atkI i

; (31)

0.402 13,1 18,4 2 40 1

100

;

36,8 57 кА.

4. По динамической стойкости:

уд сквi i . (32)

60

30,8 102 кА.

Ударный ток берётся на основании расчетов короткого замыкания для

точки К1. Условия выбора сводятся к тому, что значения параметров

выключателя должны быть больше значений, полученных при расчете.

Сопоставление приведено в таблице 3-4.

Таблица 3 –Справочные данные при выборе выключателей 110 кВ

Справочные данные Вводной Секционный

Uуст

Iном

сквi

Вк.ном

Iвкл

Iоткл

iа.ном

110 кВ

2500 А

102 кA

4800 кА2с

40 кА

40 кА

26.59 кА

110 кВ

2500 А

102 кA

4800 кА2с

40 кА

40 кА

26.59 кА

Таблица 4 –Расчётные данные при выборе выключателей 110 кВ

Справочные данные Линейный В перемычке

U ном

Iрmax

удi

Вк.

Iпо

Iпt

iat

110 кВ

52 А

30,8 кА

276 кА2с

13,1 кА

13,1 кА

18,4 кА

110 кВ

52 А

30,8 кА

276 кА2с

13,1 кА

13,1 кА

18,4 кА

По данным сравнения выбранная марка выключателя подходит.

Выбор выключателей 10 кВ ПС производят по следующим параметрам:


Uуст Uном ;

10 кВ 10 кВ;


61

2 2

max

3

( ) ( )

3

нн нн

Р НН

P QI

U

;

2 2

max

9100 3800570

3 10Р ННI

А;

Iмах Iном;

570 А 1600 А;

по отключающей способности:

Iпо Iоткл ном;

18,3 кА 20 кА;

Рисунок 7 – Ячейка КРУ СЭЩ-65

На стороне 10 кВ ПС выбираем вакуумные выключатели. Принимаем

вводные выключатели типа ВВ/Тel-10–31,5/1000 УХЛ2 с приводом БУ/TEL-

220-10У2.

Проведем проверку по термической устойчивости выключателя:

218,3 (0.045 1,5 0.01) 516кВ кА2с,

62

где откt - собственное время отключения выключателя, принимаем

откt =0.045с,

с учётом ступени селективности 1с.

2 231,5 3 2977KномВ кА с кА2с;

а.номi = 2 0.40 31,5 17,6 кА,


составляющей в отключаемом токе, для данного выключателя н = 40%;

ном отклI – номинальный ток отключения.

(3) н2 2 номотк2 2 I 1

100пок at кI i

;

0.402 18,3 25,8 2 31,5 1

100

;

51,6 61,7 кА.

Сопоставление приведено в таблице 5-6.

Таблица 5 –Справочные данные при выборе выключателей 10 кВ

Справочные данные Вводной Секционный Отходящие

присоединения

Uуст

Iном

сквi

Вк.ном

Iвкл

Iоткл

iа.ном

12,5 кВ

1000 А

51 кA

2977 кА2с

20 кА

20 кА

17,6 кА

12,5 кВ

1000 А

51 кA

2977 кА2с

20 кА

20 кА

17,6 кА

12,5 кВ

1000 А

51 кA

2977 кА2с

20 кА

20 кА

17,6 кА

Таблица 6 –Расчётные данные при выборе выключателей 10 кВ

Справочные данные Вводной Секционный Отходящие

присоединения

U ном

Iрmax

удi

Вк.

Iпо

Iпt

iat

10 кВ

570 А

46,9 кА

516 кА2с

18,3 кА

18,3 кА

13,1 кА

10 кВ

570 А

46,9 кА

516 кА2с

18,3 кА

18,3 кА

13,1 кА

10 кВ

570 А

46,9 кА

516 кА2с

18,3 кА

18,3 кА

13,1 кА

63

По данным сравнения выбранная марка выключателя подходит,

следовательно, на головных участках линий устанавливаем выключатели типа

ВВ/Тel-10–12,5-20/1000 УХЛ-2.

7.3 Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится так же, как выключателей, но без

проверок на отключающую способность, т.к. они не предназначены для

отключения цепей, находящихся под током.

Выбираем вводные и шинные разъединители на стороне 110 кВ РНДЗ-

3.1-110/1000 (РНДЗ-3.2-110/1000) с приводом ПРГ-2Б УХЛ1.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ:

213,1 (0.07 1.5 0.05) 276Вк кА2с,

2 220 3 1200кномВ кА с .

Сопоставление приведено в таблице 7.

Таблица 7 – Сопоставление каталожных и расчетных данных при выборе

разъединителей 110 кВ

Справочные данные Расчётные данные Условия выбора/проверки

UН = 110 кВ

IН = 1000 А

сквi =80 кA

Вк.ном =1200 кА2с

UР = 110 кВ

Iрmax = 52 А

iУД = 30,8 кА

Вк. =276 кА2с

UН ≥ UР

IН ≥ Iрmax

сквi ≥ iУД

Вк.ном ≥ Вк

7.4 Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока 110 кВ на ПС выбираются:

по напряжению установки

Uуст Uном;

по току

64

Iнорм (Iмах) I1ном .

При этом номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему

току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению

погрешностей.

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

iуд = Кэд 2 I1ном,

где Кэд – кратность электродинамической стойкости, величина справочная;

I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока.

по термической стойкости:

Вк (Кт I1ном)2 tт,

где Кт – кратность термической стойкости, величина справочная,

tт – время термической стойкости, величина справочная.

по вторичной нагрузке:

Z2 Z2НОМ , (33)

где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z2НОМ – номинальная, допустимая нагрузка трансформатора тока в

выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 r2.

Вторичная нагрузка R2 состоит из сопротивления приборов rприб,

соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rК:

r2 = rприб + rпр + rконт. (34)

65

Прежде чем приступить к выбору трансформаторов тока, необходимо

определить число и тип измерительных приборов, включенных во вторичную

цепь и иметь данные о длине соединенных проводов. В качестве

соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с

бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой

оболочке. Согласно ПУЭ, по условию прочности сечение не должно быть

меньше 4 мм2 и для алюминиевых жил и 2,5 мм2 для медных жил.

На выключателях 110 кВ ПС устанавливаются трансформаторы тока

ТВГ-110. Вторичная нагрузка трансформаторов тока 110 кВ показывается в

таблице 8.

Таблица 8 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока 110 кВ

Прибор Тип Нагрузка, В*А, фазы

А В С

Амперметр Э-350 М 0.5

Счетчик АЭ и РЭ СЭТ-4ТМ.03М 0.12 0.12

Выбираем трансформатора тока элегазовый ТГ - 110 - У1.

Термическую и динамическую стойкость проверяем по параметрам тока

КЗ на шинах 110 кВ ПС.

213,1 (0.07 1.5 0.05) 276Вк кА2с,

220 3 1200НКВ кА2с.

Мощность вторичной обмотки S2Н=20 ВА.

Определяем номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом:

22Н 2

2

НSZ

I , (35)

2Н 2

200,8

5Z Ом .

66

Общее сопротивление приборов:

2

2

приб

приб

Sr

I (36)

2

0,50.02 ,

5прибr Ом

где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;

I2 – вторичный номинальный ток прибора, равный 5 А.

Выбираем провод сечение q=4 мм2 АКРВГ с алюминиевыми жилами и

удельным сопротивлением с=0,0283. Длину проводов примем l=60 м.

пр

lr

q

, (37)

пр

0.0283 800.57

4r

Ом,

где rКОНТ - сопротивление контактов ( rКОНТ = 0.05 Ом ).

2 0,05 0,57 0,02 0,64z Ом

Сопоставление каталожных и расчетных данных приведено в таблице 9.

Таблица 9 – Выбор трансформатора тока 110 кВ на ПС

Каталожные данные Расчетные денные Условия выбора

UН = 110 кВ UН = 110 кВ UН ≥ UР

IН = 100 А IР = 52 А IН ≥ Iрmax

Z2Н = 0,8 Ом

(для класса точности 0.5) ZНр =0.64 Ом Z2Н ≥ ZНр

ВКн = 1200 кА2с ВКр = 246 кА2с ВКн ≥ Вкр

IДИН = 45 кА IУД = 30,8 кА IДИН≥ IУД

Выбираются трансформаторы тока на вводах 10 кВ и секционном

выключателе 10 кВ ПС.

67

Таблица 10 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока 10 кВ

Прибор Тип Нагрузка, В*А, фазы

А В С

Амперметр Э-350 М 0.5

Счетчик АЭ и РЭ ПСЧ-4ТМ.05 0.12 0.12

Ватметр Д 8002 0.5 0.5

Варметр Н 3095 0.5 0.5

Итог 1.12 0.5 1.12

Из таблицы 10 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз

А и С. На вводах 10 кВ и на секционном выключателе выбираем ТТ марки

ТЛМ-10УЗ. Паспортные данные берём из [5].

Термическую и динамическую стойкость проверяем по параметрам тока

КЗ на шинах 10 кВ ПС:

218,3 (0.045 1,5 0.01) 516кВ кА2с,

216 3 768НКВ кА2с.

Мощность вторичной обмотки S2Н=12.5 ВА.

Определяем номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом:

2Н 2

12,50,5

5Z Ом.

Общее сопротивление приборов:

2

1,120.0448 ,

5прибr Ом Ом.

где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;

I2 – вторичный номинальный ток прибора, равный 5 А.

68

Выбираем провод сечение q=4 мм2 АКРВГ с алюминиевыми жилами и

удельным сопротивлением с=0,0283. Длину проводов примем l=5 м.

пров

0,0283 50,035

4r

Ом,

где rКОНТ - сопротивление контактов ( rКОНТ = 0.1 Ом ).

2 0,1 0,035 0,0448 0,23z Ом Ом.

Сопоставление каталожных и расчетных данных приведено в таблице 11.

Таблица 11 – Выбор трансформатора тока на шинах 10 кВ ПС

Каталожные данные Расчетные денные Условия выбора

UН = 10 кВ UН = 10 кВ UН ≥ UР

IН = 600 А IР = 570 А IН ≥ Iрmax

Z2Н = 0.4 Ом

(для класса точности 0.5) ZНр =0.23 Ом Z2Н ≥ ZНр

ВКн = 768 кА2с ВКр = 516 кА2с ВКн ≥ Вкр

IДИН = 50 кА IУД = 46,9 кА IДИН≥ IУД

7.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого

напряжения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных

цепей высокого напряжения.

На стороне 110 кВ выбираем трансформатор напряжения НАМИ - 110

УХЛ1.

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки: Uуст Uном;

по конструкции и схеме соединения;

по классу точности;

по вторичной нагрузке:

S2У Sном ,

69

где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности;

S2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к

трансформатору напряжения.

По аналогии с выбором трансформаторов тока для проверки на

соответствие классу точности, необходимо составить схему включения обмоток

напряжения измерительных приборов, составить таблицу нагрузок (таблица

12).

Таблица 12 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ

Прибор Тип Sпотр,

В*А/Вт

Число

приборов cos( ) sin ( )

Общая потребляемая

мощность

Р, Вт Q, Вар

Вольтметр Э-350 М 2 2 1 0 4 -

Ватметр Д 8002 1,5 2 1 0 3 -

Счетчик АЭ СЭТ-

4ТМ.03М

5 3 0,38 0,925 15 36,5

5 3 0,38 0,925 15 36,5

Итого - - - - - 37 73

Вторичная нагрузка трансформатора составит:

Р2 = 37 Вт,

Q2 = 73 Вар,

S2 = 82 ВА.

В таблице 13 приведены результаты выбора ТН-110 кВ.

Таблица 13 – Выбор трансформатора напряжения 110 кВ

Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора

UН = 110 кВ

SР = 82 ВА

UНТ = 110 кВ

SН =400 ВА

(для класса точности 0,5)

UНТ UН

SН SР

На стороне 10 кВ выбираем трансформатор напряжения НАМИ - 10

УХЛ1.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 14.

70

Таблица 14 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ

Прибор Тип Sпотр,

В*А/Вт

Число

приборов cos( ) sin ( )

Общая потребляемая

мощность

Р, Вт Q, Вар

Вольтметр Э-350 М 2 2 1 0 4 -

Ватметр Д 8002 1,5 2 1 0 3 -

Счетчик АЭ ПСЧ-

4ТМ.05

2 13 0,38 0,925 26 63,3

2 13 0,38 0,925 26 63,3

Итого - - - - - 59 127

Вторичная нагрузка трансформатора составит:

Р2 = 59 Вт,

Q2 = 127 Вар,

S2 = 140 ВА.

В таблице 15 приведены результаты выбора ТН-10 кВ.

Таблица 15 – Выбор трансформатора напряжения 10 кВ

Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора

UН = 10 кВ

SР = 140 ВА

UНТ = 10 кВ

SН =200 ВА

(для класса точности 0,5)

UНТ UН

SН SР

7.6 Выбор и проверка токоведущих частей

В РУ 110 кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами

АС. Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с

ОРУ.

Проверка сечения на нагрев:

допI ≥ макI

Принимаем сечение по допустимому току АС - 95/16.

Т. к. доп 330I А больше мак 52I , то условие выполняется.

71

Проверка на термическое действие КЗ не производится, т.к. шины

выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования не производится, т. к. согласно

ПУЭ, минимально допустимое сечение проводов по условию коронирования на

110 кВ составляет 70 мм2.

Проверим гибкие шины по условиям схлестывания:

Усилие от длительного протекания тока КЗ:

2(3)71,5

10I

fD

;

271.5 13100

10 10,2 Н/м2.5

f

Сила тяжести 1 м токопровода (масса 1 м провода АС-95/16 0,3 кг)

определяется:

9.8 1.1 0.3 3.2 Н/мg

Принимая время действия РЗ (дифференциальной) tз=0.1c, находим:

15,005,01,0 экt с;

10,23,2

3.2

f

g ;

2,510,5

0,15эк

h

t ,

где h - допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям.

Далее по диаграмме [3] определяем 0.11b

h , откуда

0.11 0.11 2.5 0.275b h .

72

Допустимое отклонение фазы, м:

;2

допдоп

D d ab

,

2.5 0.0135 0.451.02

2допb

,

где допa - наименьшее допустимое расстояние между фазами при их

сближении, для 110 кВ 0.45допa .

Схлестывания не произойдет, так как

b<bдоп;

0,275<1,02.

Проверка по экономической плотности тока:

рmax

э

Э

;J

Iq

2

э

5247

1.1q мм ?

где Jэ – экономическая плотность тока.

Провод АС – 95/16 загружен экономически оптимально.

В РУ 10 кВ применяется жёсткая ошиновка, рисунок 8.

73

b

h

l

a

Рисунок 8 – Жесткая ошиновка РУ 10 кВ

Выбираем сечение шин по допустимому току. Принимаем однополюсные

алюминиевые шины прямоугольного сечения 608 мм2 ,марки АДЗ1Т - из

алюминиевого сплава, закаленные и естественно состаренные; доп 1600I А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

max 570I А доп 1600I А.

Проверка на термическую стойкость:

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

min

Bкq

С ; (38)

32

min

516 107,9 .

91q мм

Определяется пролёт l при условии, что частота собственных колебаний

будет больше 200 Гц:

q

Jl

200

2.1732 , 1,2l м. (39)

74

где l - длина пролёта между осями опорных изоляторов, должна быть

меньше 1,2 м условия недопустимости резонанса, в выбранном типе КРУ СЭЩ-

65 расстояние 0,9 м;

3

12

b hJ

- момент инерции шины;

340.8 6

14.4 см12

J

;

q - поперечное сечение шины, равное 2480 мм .

Механический расчет однополосных шин:

Напряжение в материале шины при воздействии изгибающего момента:

2 2

83 10УД

РАСЧ

i l

W a

, (40)

2 28 46300 0,9

3 10 1040.64 0.45

РАСЧ

МПа,

где 20.8 6

0.646

W

- момент сопротивления шины относительно оси,

перпендикулярной действию усилия, см3,

а - расстояние между фазами, для выбранного КРУ равно 0,45 м ;

l - длина пролета между опорными изоляторами, м.

Шины механически прочны, если расч<доп , т. е. 104<110 МПа, а также

доп0.7разр, т. е. 1040,7∙160=112. Условия механической прочности

соблюдены.

Таблица 16 – Выбор жёстких шин 10 кВ

Расчётные данные Справочные данные Условия выбора

Imax = 570 А

расч = 104 МПа

qmin = 7,9 мм2

I.доп = 1600 А

доп=110 МПа

q=480 мм2

I.доп ≥ Imax

доп ≥расч

q ≥ qmin

7.7 Выбор и проверка изоляторов

Опорные изоляторы выбираются по напряжению, роду установки и

допускаемой механической нагрузке.

75

Расчетная нагрузка на изолятор Fрасч в многопролетной шинной

конструкции определяется расчетной нагрузкой шин на один пролет. Согласно

ПУЭ расчетная нагрузка не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки

Fразр, приводимой в паспортных данных на изоляторы, и должны соблюдаться

следующие условия при выборе изоляторов:

уст номU U ,

0,6расч разр допF F F . (41)

Выбор опорных изоляторов 10 кВ:

Выбираем опорные изоляторы марки ОНШП-10-20 УХЛ1 с Fразр =3000 Н.

Проверяем изоляторы на механическую прочность при изгибе:

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

2

73 10yд

расч

i lF

a

, (42)

2746300 0.9

3 10 5570.8

расчF Н.

Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется как

0.6доп разрF F ,

0.6 3000 1800допF Н.

Таблица 17 – Выбор опорных изоляторов 10 кВ


Uр = 10 кВ UН = 10 кВ UН ≥ Uр

FРАСЧ = 557 H FДОП = 2400 H FДОП ≥ FРАСЧ

Выбор опорных изоляторов 110 кВ:

76

Выбираем опорные изоляторы марки ИОС-110-1000 УХЛ, Т1 с Fразр

=10000 Н.

Проверяем изоляторы на механическую прочность при изгибе:

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

2730800 0.9

3 10 2460.8

расчF Н.

Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется как

0.6 10000 6000допF Н.

Таблица 18 – Выбор опорных изоляторов 110 кВ


Uр = 110 кВ UН = 110 кВ UН ≥ Uр

FРАСЧ = 246 H FДОП = 6000 H FДОП ≥ FРАСЧ

Все изоляторы выбраны правильно.

7.8 Выбор и проверка ячеек КРУ

Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это

распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными

в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и

вспомогательными устройствами.

Шкафы с полностью собранными и готовыми к работе оборудованием

поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины

на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ

позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в

обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты

металлическим кожухом.

Для КРУ 6 – 10 кВ применяются выключатели обычной конструкции, а

вместо разъединителей втычные контакты.

77

В работе рационально принять КРУ серии СЭЩ-75. Шкаф КРУ состоит

из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся

аппаратура. Выключатель с приводами установлен на выкатной тележке. В

верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие

контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и

линейным неподвижными контактами. При выкатывании тележки с

предварительно отключенным выключателем разъемные контакты

отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и

кабельных вводов. Когда тележка находится вне корпуса шкафа,

обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта.

Выбор ячеек КРУ 10 кВ ПС производят по следующим параметрам:


Uуст Uном ;

10 кВ 10 кВ;


Iмах Iном;

570А 1600 А;

Проведем проверку по термической устойчивости:

218,3 (0.045 1,5 0.01) 516кВ кА2с,

где откt - собственное время отключения выключателя, принимаем откt =0.045с,

с учётом ступени селективности 1с.

2 231,5 3 2977KномВ кА с кА2с;

78

а.номi = 2 0.40 31,5 17,6 кА,


составляющей в отключаемом токе, для данного выключателя н = 40%;

ном отклI – номинальный ток отключения.

(3) н2 2 номотк2 2 I 1

100пок at кI i

;

0.402 18,3 25,8 2 31,5 1

100

;

51,6 61,7 кА.



КРУ 10 кВ


Uуст = 12,5 кВ

Iном =1600 А

сквi =51 кA

Вк.ном =2977 кА2с

iа.ном =17,6 кА

U ном = 10 кВ

Iрmax =570 А

удi = 46,9 кА

Вк. = 516 кА2с

iat= 13,1 кА

Uуст ≥ U ном

Iном ≥ Iрmax

сквi ≥

удi

Вк.ном ≥ Вк

iа.ном ≥ iat

По данным сравнения выбранная марка КРУ подходит.

7.9 Выбор ОПН

ОПН – предназначен для защиты изоляции электрооборудования в

энергетических системах и сетях от грозовых и внутренних перенапряжений На

стороне ВН трансформаторов приняты ОПН марки ОПН – У/TEL У1 с классом

напряжения 110 кВ, предназначенный для защиты от грозовых и

коммутационных перенапряжений воздушных электрических сетей 27-220 кВ.

Выбор ОПН 110 кВ:

Энергия поглощения ОПН, кДж:

2остост

U UЭ U T n

z

, (43)

79

где U - величина неограниченного перенапряжения, определяемая в

процентном соотношении от пятидесятипроцентного напряжения, принимается

равной 270 кВ в соответствии с [12].

остU - остающееся напряжение ОПН, 180 кВ в соответствии с

каталожными данными;

z - волновое сопротивление провода, 485 Ом;

n - количество последовательных токовых импульсов;

T - время распространения волны:

lТ

, (44)

где l и - длина защищенного подхода и скорость распространения волны

соответственно.

6

8

250010 7,94

3,15 10Т

мкс;

6270 180100 2 7,94 10 20 589

485Э кДж .

Далее определяется удельная энергоёмкость ОПН, кДж/кВ:

*

номОПН

ЭЭ

U , (45)

* 5895,3

110Э .

Выбирается ОПН-110 кВ с классом 4 энергоёмкости (до 5,8 кДж/кВ).

На стороне НН трансформаторов приняты ОПН марки ОПН – РВ/TEL У1

с классом напряжения 10 кВ, для которых остU = 43 кВ, U = 60 кВ, далее по

80

приводимой выше формуле рассчитывается энергия поглощения и удельная

энергоёмкость ОПН 10 кВ:

660 43100 2 7,94 10 20 11

485Э кВт.

Далее определяется удельная энергоемкость ОПН:

* 11,31,13

10Э . кВт/кВ.

Выбирается ОПН-10 кВ с классом 2 энергоёмкости (до 2,3 кДж/кВ), [12].

7.10 Выбор и проверка устройств ВЧ обработки линии

На стороне 110 кВ устанавливаем высокочастотные заградители типа ВЗ-

630-0.5У1 (терм дин16 , 41i кА i кА ) с конденсаторами связи СМП-110/√3 - 6.4, с

фильтром присоединения серии ФПМ.



устройств ВЧ обработки линии 110 кВ


Uуст = 110 кВ

Iном =630 А

сквi =41 кA

Iтерм = 16 кА

U ном = 110 кВ

Iрmax =43А

удi = 30,8 кА

Iпо= 13,1 кА


Iном ≥ Iрmax

сквi ≥

удi

Iтерм ≥ Iпо

Все устройства ВЧ обработки линий проверку проходят.

7.11 Выбор предохранителей для защиты ТСН и ТН

Выбор предохранителей производиться по следующим параметрам:

- по напряжению установки:

Uуст Uном;

81

- по длительному току:

Iнорм Iном , Iмах Iном.

Проверяют предохранители по отключающей способности:

Iпо Iоткл ном.

Ток максимального режима:

.3

тснраб мак

ном

SI

U

;

.

1006

3 10раб макI

А.

Ток КЗ был посчитан в пятом пункте: . 8,8п оI кА.

Примем предохранитель типа ПКТ-10-10-20У1.

Таблица 21 – Выбор предохранителей ТСН

Справочные данные Расчётные данные Условия выбора

Uуст = 10 кВ

Iном =10 А

Iоткл = 20 кА

U ном = 10 кВ

Iрmax =6 А

Iпо= 18,3 кА


Iном ≥ Iрmax

Iоткл ≥ Iпо

Данный тип предохранителя подходит.

8. Выбор системы оперативного тока

Для питания сетей управления, автоматики и сигнализации, а также для

освещения ПС используется установки постоянного тока с аккумуляторными

батареями. В ряде случаев в качестве оперативного тока используется

оперативный ток или выпрямленный специальными тиристорными

(вентильными) преобразователями постоянный ток.

82

Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220 кВ со

сборными шинами этих напряжений, на подстанциях 35-220 кВ без сборных

шин на этих напряжениях с масляными выключателями с электромагнитным

приводом, для которых возможность включения от выпрямительных устройств

при зависимом питании не подтверждена заводом-изготовителем. В качестве

источника постоянного оперативного тока для подстанций используются

аккумуляторные батареи типа СК на напряжение, как правило, 220 В без

элементного коммутатора, работающие в режиме постоянного подзаряда.

Используем постоянный оперативный ток.

9. Выбор и проверка ТСН

Мощность трансформаторов СН выбирается по расчетной нагрузке всех

присоединенных электроприемников, согласно таблице 22.

Таблица 22 – Потребители СН

Нагрузка Р, кВт cos (φ) tg (φ) Q, Квар

Система охлаждения 1 0,85 0,62 0,6

Подогрев выключателей и приводов 110 кВ 12,4 0,95 0,33 4,1

Подогрев шкафов КРУ 10 кВ 17 0,95 0,33 5,6

Подогрев приводов разъединителей 6,6 0,95 0,33 2,2

Подогрев релейного шкафа 2 0,95 0,33 0,7

Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ 10 кВ 7 0,9 0,48 3,4

Освещение ОРУ 110-10 кВ 12 0,95 0,33 3,9

Маслохозяйство 75 0,85 0,62 46,5

Всего 133 66,9

Расчётная нагрузка ТСН, кВА:

2 2

расч с расч расчS k P Q , (46)

2 20,8 133 66,9 119,1расчS

где сk – коэффициент одновременности загрузки, принимается 0,8 по [4];

,расч расчP Q - суммарная мощность потребителей СН по таблице 40 кВт,

Квар.

Определяем мощность трансформатора по формуле, кВА:

83

расч

Т

З T

SS

к N

, (47)

119,185

0,7 2

расч

Т

З T

SS

к N

где Зк – коэффициент загрузки, принимается 0,7 для двух ТСН по [11];

TN - количество ТСН на ПС.

Выбирается трансформатор ТМ 100/10.

10. Выбор аккумуляторной батареи

- Основную нагрузку аккумуляторной батареи ПС составляют

следующие приемники:

- аппараты устройств дистанционного управления, сигнализации,

блокировки и релейной защиты;

- приводы выключателей, автоматов, контакторов;

- аварийное освещение;

- ЭД аварийных насосов системы уплотнения вала генератора;

- ЭД аварийных маслонасосов системы смазки агрегатов;

Аккумуляторной батареи выбирают по необходимой емкости, уровнем

напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Как правило, аккумуляторной батареи эксплуатируются в режиме

постоянного подзаряда по схеме с элементным коммутатором.

Напряжение при этом на элементе в начале разряда составляет 2,15 В, а

допустимое напряжение в конце полного разряда в получасовом режиме

принимается равным 1,75 В.

По данным научного – исследовательского аккумуляторного института

токи разряда в указанном получасовом режиме принимаются: для разряда при

начальной температуре электролита 100 С – 21 А, при 250 С – 25А.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного

подзаряда определяется по формуле:

84

0Ш

ПА

Un

U , (48)

0

230108

2,15n шт,

где 0n - число основных элементов в батарее;

ШU - напряжение на шинах, принимаем 230ШU В;

ПАU - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,6 В к

шинам присоединяется минимальное число элементов:

min

23088

2,6n шт.

В режиме аварийного заряда при напряжении на элементе 1,75 В к шинам

присоединяется:

230130

1,75n шт.

где n - общее число элементов батареи.

Таким образом, типовой номер батареи N выбирается по формуле:

1.05 ABIN

J

, (49)

где ABI - нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного

разряда, А;

1,05 – коэффициент запаса;

85

J - допустимая нагрузка аварийного разряда, А/N, приведенная к

первому номеру аккумуляторов, в зависимости от температуры электролита.

Полученный номер округляется до ближайшего большего типового

номера.

Определяем нагрузку установившегося получасового аварийного разряда:

(110) (10)AB выкл выкл привод преобрI I I I I , (50)

15 5 200 30 250ABI А.

2501,05 11

24N

.

Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему

толчковому току по следующему неравенству:

.max46 TN I , (51)

где 46 – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку.

.maxT АВ прI I I ,

.max 250 20 270TI А.

где прI - ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей,

включающихся в конце аварийного режима, равный 20 А.

503,102 А 270 А .

Напряжение подзарядного устройства определяется по условию:

02,15U n , (52)

2,15 108 232,2U В.

86

Зарядное устройство рассчитывается на ток разряда:

5A ПI N I , (53)

5 11 20 75AI А.

где ПI - ток постоянно включенной нагрузки.

Определяем напряжение в конце заряда:

2,75ЗU n , (54)

2,75 130 357,5ЗU В.

Выбираем аккумуляторные батареи марки СК-1-12,5х1.

87

10 МОЛНИЕЗАЩИТА

10.1 Выбор мероприятий по повышению надёжности грозозащиты

ВЛ

В качестве основных средств грозозащиты ВЛ используются:

• подвеска заземленных тросов,

• снижение сопротивления заземления опор,

• повышение импульсной прочности линейной изоляции,

• защита отдельных опор и участков с ослабленной изоляцией,

• ограничители перенапряжений (ОПН).

Резервным средством повышения надежности и бесперебойности

работы ВЛ является автоматическое повторное включение (АПВ), в

особенности быстродействующее (БАПВ) и однофазное (ОАПВ). Коэффициент

успешности АПВ при грозовых отключениях, по данным опыта эксплуатации,

для ВЛ 110-500 кВ составляет в среднем 0,6-0,8, а для ВЛ 750 и 1150 кВ — 0,8-

0,9. АПВ позволяет частично компенсировать низкую грозоупорность ВЛ при

трудностях устройства хороших заземлений и т.п. Однако применение АПВ не

должно исключать использование основных средств грозозащиты, так как к.з.

снижают ресурс оборудования ПС.

Подвеска заземленных тросов позволяет уменьшить в сотни раз число

ударов молнии непосредственно в провода, представляющих наибольшую

опасность для изоляции ВЛ: в этом случае гирлянды ВЛ 110-1150 кВ

перекрываются при небольших токах молнии (от нескольких килоампер до 30

кА).

Расположение тросов относительно проводов должно обеспечить

наибольшую эффективность тросовой защиты при преобладающем для данной

ВЛ типе грозовых отключений (прорывы или обратные перекрытия. В первом

случае снижение вероятности прорыва достигается уменьшением угла защиты

троса (тросов), в том числе подвеской тросов с отрицательным углом защиты, и

88

увеличением расстояния между тросом и проводом по вертикали. Во втором

случае вероятность обратного перекрытия уменьшается при увеличении числа

тросов, разнесении их на большее расстояние, в том числе при подвеске части

тросов под проводами. Перечисленные мероприятия способствуют

уменьшению импульсного тока через опору и усиливают электростатическое

экранирование проводов тросами.

На ВЛ, ранее выполненных на деревянных опорах, трос подвешивался

только на подходах к ПС, так как грозоупорность ВЛ на деревянных опорах без

троса достаточно высока (грозовые отключения происходят только при

междуфазном перекрытии по двум гирляндам и участку траверсы). В процессе

эксплуатации грозоупорность и надежность ВЛ резко снижаются из-за

расщепления и загнивания стоек и траверс, что требует больших трудозатрат на

ремонт ВЛ. Для нового электросетевого строительства рекомендуются только

комбинированные деревянные опоры (с грозозащитным тросом - одним или

двумя, стальными траверсами, железобетонными фундаментами и стальным

заземляющим спуском - разработка НИИПТ); у ВЛ с такими опорами

грозоупорность и надежность примерно те же, что у ВЛ со стальными и

железобетонными опорами.

Снижение сопротивлений заземления опор ВЛ с тросом является одним

из основных средств уменьшения вероятности импульсного перекрытия

изоляции при ударе молнии в трос или опору. Исключением являются ВЛ или

участки на очень высоких опорах (переходы через реки и т.п.), грозоупорность

которых в значительной мере определяется индуктивностью опор. В тех

случаях, когда не удается осуществить низкое сопротивление заземления опор,

тросовая защита может оказаться малоэффективной, так как большинство

ударов молнии в трос или опору будет приводить к перекрытиям изоляции.

Сопротивление заземления металлических и железобетонных опор на

ВЛ без троса должно быть по возможности низким. Это способствует

уменьшению вероятности перекрытия изоляции при ударах в опору и

89

уменьшению вероятности перехода однофазных перекрытий в многофазные

при ударах молнии в опоры и провода.

В обычных грунтах с удельным сопротивлением не более 100-300 Омм

выполнение заземлений опор с достаточно низким сопротивлением не

вызывает больших трудностей и их стоимость невысока. В сухих песчаных и

скальных грунтах для этого приходится применять глубинные вертикальные

заземлители, достигающие хорошо проводящих слоев грунта, или

горизонтальные (лучевые) заземлители длиной до 60 м. Применение сплошных

противовесов, проложенных в земле от опоры к опоре, часто неэкономично, так

как даже в грунтах высокого удельного сопротивления большая часть

импульсного тока стекает с противовеса в землю на участке 60-100 м от опоры.

Прокладка параллельных лучей нецелесообразна из-за снижения коэффициента

их использования вследствие взаимного экранирования. При применении двух

лучей их следует направлять в противоположные стороны вдоль оси ВЛ.

Электромагнитная связь между проводами ВЛ и лучами в земле не оказывает

существенного влияния на эффективность заземлителя.

Для повышения грозоупорности ВЛ, проходящих в районах с высоким

удельным сопротивлением грунта, по совокупности факторов (трудности

прокладки, повреждаемость в эксплуатации, низкая эффективность при

стекании тока молнии) можно увеличить число тросов (с подвеской одного или

двух из них под проводами).

Изоляцию очень высоких переходных опор, выбранную по рабочему

напряжению, рекомендуется усиливать на 15%. Эта мера позволяет

компенсировать накапливаемые в эксплуатации поврежденные изоляторы и

исключить проведение труднодоступных профилактических и ремонтных работ

по замене изоляторов на переходных опорах в течение 25 лет.

Особое внимание уделяется защите опор с ослабленной изоляцией. На

ранее построенных ВЛ с деревянными опорами без троса к ним относятся:

отдельные металлические или железобетонные опоры; опоры, ограничивающие

тросовый подход к ПС; опоры отпаек, подключенных через трехполюсные

90

разъединители, скомплектованные на металлической раме; транспозиционные

опоры. К ослабленной изоляции относятся также воздушные промежутки,

образующиеся при пересечении воздушных линий между собой.

При наличии на трассе опор с ослабленной изоляцией грозоупорность

ВЛ снижается вследствие увеличения вероятности перекрытия ослабленной

изоляции при ударе молнии в такую опору и от волн атмосферных

перенапряжений, набегающих на нее с прилегающих участков трассы с

нормальной изоляцией.

Защита опор с ослабленной изоляцией ранее осуществлялась с помощью

трубчатых разрядников, обеспечивающих гашение дуги после импульсного

перекрытия. Недостатком трубчатых разрядников является нестабильность их

характеристик, что нередко приводит к развитию аварий при отказе и

разрушении разрядников. Обслуживание трубчатых разрядников трудоемко.

Необходимо использование ОПН. Опоры с ослабленной изоляцией могут

защищаться также специально предусмотренными искровыми промежутками.

Грозозащита пересечений ВЛ между собой и с линиями

электрифицированного транспорта и связи обеспечивается соблюдением

нормированных расстояний по воздуху. Кроме того, на ВЛ с деревянными

опорами и АПВ для ограничения амплитуды перенапряжений применялись

разрядники или искровые промежутки, установленные на опорах,

ограничивающих пролет пересечения. В настоящее время более удобны ОПН.

Дополнительным средством повышения грозоупорности ВЛ могут

служить ОПН, устанавливаемые непосредственно на опорах ВЛ. Применение

ОПН на ВЛ наиболее эффективно в следующих случаях:

• на одной из цепей двухцепной ВЛ, что практически полностью

предотвращает грозовые отключения одновременно двух цепей;

• при высоком сопротивлении заземления опор;

• на высоких опорах, например, на переходах через водные преграды.

При этом ОПН могут устанавливаться либо на всех фазах каждой опоры,

либо на части опор или только на одной или двух фазах.

91

10.3 Молниезащита ОРУ ПС

В соответствии с [12], защита ОРУ ПС от прямых ударов молнии

осуществляется установкой молниеотводов.

Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии,

поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения.

Благодаря этому защищаемое здание, более низкое по сравнению с

молниеотводом по высоте, практически не будет поражаться молнией, если

всеми, своими частями оно будет входить в зону защиты молниеотвода. Зоной

защиты молниеотвода считается часть пространства вокруг молниеотвода,

обеспечивающая защиту зданий и сооружений от прямых ударов молнии с

определенной степенью надежности. Наименьшей и постоянной по величине

степенью надежности обладает поверхность зоны защиты; по мере

продвижения внутрь зоны надежность защиты увеличивается. В зависимости от

типа, количества и взаимного расположения молниеотводов зоны защиты могут

иметь самые разнообразные геометрические формы.

Используем 4 отдельно стоящих молниеотвода расположенных по

периметру подстанции таким образом, что бы зона покрытия молниезащиты

была максимальной. На рисунке 17 показывается план расстановки

молниеотводов по территории ОРУ.

92

КР

У 1

0 ê

Â

25

00

3000

5950

800013950

67

40

0

3000

М1

М3 45000

54

50

0

М2

М4

Рисунок 17 - План расстановки молниеотводов

93

Используется система из 4 молниеотводов высотой 27 м: 1 и 2 -

расположены на тросостойках линейных порталов, 3 и 4 – отдельностоящие

мачтовые молниеотводы с корзинами для освещения.

Рассчитывается система молниеотводов 1-2.

Принимаем высоту молниеотвода:

27H м.

Высота зоны защиты при высоте МО до 150 м включительно:

0.85ЭФh H , (81)

0.85 27 23ЭФh м;

Радиус круга зоны защиты на уровне земли:

0 1.1 0.002r H H ; (82)

0 1.1 0.002 27 27 28,2r м;

Высота защищаемого объекта принимается для здания КРУ-10 кВ:

4ih м.

Расстояние между молниеотводами:

22L м.

Половина ширины внутренней зоны на уровне земли для равновеликих

МО при 2 , 22 54L H :

94

0 028,2

Cr r м.

Минимальная высота зоны защиты:

40,17 3 10 ,CX ЭФh h H L H (83)

423 0,17 3 10 27 27 22 22,1 .CXh м

Радиус внутренней зоны:

0 1 iX

ЭФ

hr r

h

, (84)

428,2 1

2323,3Xr

м.

Половина ширины внутренней зоны на высоте защищаемого объекта:

0CX i

CX C

CX

h hr r

h

, (85)

22,1 428,2 23,1

22,1CXr

м.

По указанному порядку попарно рассчитываются остальные системы

молниеотводов, результат расчёта показан в таблице 35.

95

Таблица 35 – Зоны защиты

Характеристика молниезащиты

Система

молниеотвод

ов 1 - 2

Система


ов 3- 4

Система


ов 1 - 3

Система


ов 2- 4

Принимаем высоту молниеотвода H,

м 27,0 27,0 27,0 27,0

Высота зоны защиты при высоте МО

hэф, м 23,0 23,0 23,0 23,0

Радиус круга зоны защиты на уровне

земли r0, м 28,2 28,2 28,2 28,2

Высота защищаемого объекта hi, м 4,0 4,0 4,0 4,0

Радиус зоны защиты на высоте

защищаемого объекта rx, м 23,3 23,3 23,3 23,3

Расстояние между молниеотводами

L, м 22,0 22,0 54,5 54,5

Половина ширины внутренней зоны

на уровне земли rС0, м 28,2 28,2 28,1 28,1

Минимальная высота зоны защиты

hсх, м 22,1 22,1 18,1 18,1

Половина ширины внутренней зоны

на высоте защищаемого объекта rСХ,

м

23,1 23,1 21,9 21,9

96

11 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

11.1 Виды защиты трансформатора

При проектировании устройств релейной защиты трансформатора

должны быть рассмотрены все возможные виды его повреждений и

ненормальных режимов:

– многофазные замыкания в обмотках и на выводах;

– однофазные замыкания в обмотках (включая витковые) и на выводах;

– внешние короткие замыкания;

– перегрузка обмоток;

– возгорание масла;

– понижение уровня масла;

Защитой от всех видов коротких замыканий и на выводах

трансформатора, включая витковые замыкания в обмотках является продольная

дифференциальная токовая защита.

В проекте используются блоки микропроцессорной защиты «Сириус –

Т», [17].

Для защиты от замыканий внутри бака трансформатора и в

контакторном объеме РПН, сопровождающихся выделением газа используется

газовая защита.

Расчет дифференциальной токовой защиты.

Определяются номинальные токи обмоток трансформатора,

соответствующие его проходной мощности.

Номинальный ток обмотки ВН трансформатора определяется по

формуле:

2203

номном

В

SI

U

, (86)

110

1000050,2

3 115номI

А,

97

где Sном – номинальная мощность трансформатора;

Uв - номинальное напряжение обмотки ВН

Номинальный ток обмотки НН трансформатора

определяется по формуле:

.10

10000551

3 10.5номI

А,

где Uн - номинальное напряжение обмотки НН

Вторичный ток в плечах защиты определяется по формуле:

.ном сх

ном в

I

I kI

K

,

(87)

где kсх – коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду,

и 3 при соединении в треугольник;

KI – коэффициент трансформации ТТ, на стороне НН

трансформатора 600/5 120 , на стороне ВН трансформатора 100/5 20 .

Вторичные токи в плечах защиты определенные по формуле:

I.ном.в.110 =50,3 3

4,320

А,

I.ном.в.10 =551 1

4,6120

А,

Определяются токи небаланса.

ТТ max регmaxнб нб нбI I I , (88)

где Iнб ТТ – составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ;

Iнб рег – составляющая тока небаланса, вызванная регулированием

напряжения на трансформаторе;

max КЗ НН max ,нб ТТ а однI К К I (89)

98

max 1 1 0,1 18300 1828 ,нб ТТI А

где Кодн – коэффициент однотипности ТТ (Кодн=1 при разных типах ТТ);

Ка – коэффициент, учитывающий увеличение тока КЗ из-за наличия в

нём апериодической составляющей (Ка=1);

=0,1 – допустимая погрешность трансформаторов тока;

IКЗ НН max – максимальное значение тока трехфазного КЗ на выводах

силового трансформатора со стороны противоположной питанию IКЗ НН max=

(3)

по 18,3I кА (см п. 7.2).

% (3)

max по ,100

рег

нб рег

UI I

(90)

max

1218,3 2193 А,

100нб регI

где %регU – максимальное значение изменения коэффициента

трансформации силового трансформатора при регулировании (с РПН

% 12регU ).

Ток срабатывания защиты выбирается из двух условий:

- отстройки от максимального тока небаланса:

. . с з зап нбI К I , (91)

. . 1.3 (2194 1828) 5228с зI А ,

где 1.3запК .

- отстройки от номинального тока (обрыв провода во вторичной цепи):

. . 3с з номI I , (92)

. . 3 50,3 150,8с зI А ,

где номI - первичный номинальный ток.

Принимаем большее значение тока срабатывания защиты . . 5228 .с зI А .

Чувствительность защиты проверяем по предварительной формуле:

99

(3)

. .

3

2 ,КЗ

ч

с з

I

КI

(93)

318300

2 3 2.5228

чК

Условие выполняется.

Определяем ток срабатывания защиты (ВН):

. .. . ,с з

с р сх

ТА

II К

n (94)

. .

52283 452 .

100 / 5с рI А

На трансформаторах наряду с защитами, действующими при

повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются

резервные защиты для действия при внешних коротких замыканиях в случае

отказа защит или выключателей смежных элементов. Одновременно они

являются основными защитами шин, на которые работает трансформатор, если

на шинах отсутствует собственная защита.

Расчёт МТЗ трансформатора:

1) Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

. . .maxн сам

с з раб

В

К КI I

К

, (95)

. .

1.3 1.5550 1342

0.8с зI А

,

где .maxрабI - первичный номинальный ток;

нК - коэффициент надежности, принимается из диапазона (1.2 - 1.3);

самК - коэффициент самозапуска, принимается из диапазона (1.5 - 2);

ВК - коэффициент возврата, принимается из диапазона (0.8 - 0.85);

100

2) Коэффициент чувствительности:

(3)

. .

3

2 ,КЗ

ч

с з

I

КI

. (96)

318300

2 12 1.51342

чК

.

3) Ток срабатывания:

. .. .

с зс р сх

ТА

II К

n . (97)

. .

3 1342116

100 / 5с рI А

.

Перегрузка обычно является симметричным режимом трансформатора,

характеризующимся появлением сверхтоков во всех фазах.

Защиту от перегрузки устанавливаем со стороны питания (на стороне 110

кВ трансформатора).

Расчёт защиты трансформатора от перегрузок:

1) Ток срабатывания защиты от перегрузки (с действием на сигнал)

определяется следующим образом:

. . ,НС З

kI Iном

kв (98)

. .

1.0550,2 66

0.8С ЗI А

где Нk - коэффициент надежности, принимается равным 1.05.

2) Ток срабатывания защиты по формуле:

. .

. .

с з

с р

T

I kсхI

n

,

101

. .

66 35,7

100 / 5с рI A

.

Газовая защита трансформатора основана на использовании явления

газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность

газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает

возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень

повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле,

устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Элементы

выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек вращающихся вместе с

подвижными контактами вокруг осей. Эти контакты замыкаются с

неподвижными контактами при опускании чашек.

11.2 Устройства автоматического включения резерва

Устройства автоматического включения резерва (АВР) быстро

восстанавливают электроснабжение потребителей при отключении рабочего

источника питания.

Выбираем напряжение срабатывания пусковых реле:

Uс.з.=(0,250,40)·Uном, (99)

Uс.з =0,4·10000=400 В.

Выдержка времени АВР tАВР=0,525 + 0.5=1,025с отстроена от

наибольшего времени срабатывания защит отходящих от шин присоединений

(от МТЗ). Выдержка времени АВР выбрана таким образом, чтобы обеспечить

недействие устройства при кратковременном исчезновении или снижении

напряжения на резервируемом элементе из-за возникновения КЗ в сети, до

отключения этих повреждений, [17].

102

ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ

Надежность – это свойство объекта сохранять во времени в

установленных пределах значения всех параметров, характеризующих

способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях

применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и

транспортировки (ГОСТ 27.002-83).

Под надежностью любого технического объекта, в том числе и ЭЭС,

понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме

при определенных условиях функционирования; применительно к ЭЭС –

бесперебойное снабжение электрической энергией в пределах допустимых

показателей ее качества и исключение ситуаций, опасных для людей и

окружающей среды.

Необходимо оценить показатели надежности мостиковой схемы, [13].

В качестве критериев оценки надежности схемы сетей, питающих

потребителей III категории, принимаются следующие технические показатели

надежности:

параметр потока отказов (среднее количество отказов в год) , 1/год;

среднее время восстановления электроснабжения Тв, ч;

продолжительность ремонтов (планового, текущего, капитального)

Тр, ч;

Для выключателей кроме основных используются:

аОР - относительная частота отказов выключателя;

аКЗ - относительная частота отказов выключателя при КЗ.

Для оценки надежности схемы воспользуемся аналитическим методом.

Рассматриваемая схема «мостик с выключателями в цепях

трансформаторов» представлена на рисунке 11. Примем во внимание, что в

рассматриваемой схеме есть 3 линии от каждой секции шин низкого

напряжения 10 кВ. Рассмотрим случай полного погашения подстанции. В этом

103

случае учтем все возможные варианты неполучения мощности потребителями.

Для такого случая необходимо составить схему замещения, представленную на

рисунке 12.

2 7

3 8

61

4 9

512

10

11

Рисунок 11 – Схема подстанции

1 2

6 7

2/3

7/8

3

8

1

7

11

87/8

4

9

9

4/3,5

9/8,10

9/8,10

6

2

11

32/3 4 4/3,5

АВР

Рисунок 12 –Схема замещения для расчета надежности

104

Теперь для каждого из элементов схемы замещения необходимо

определить следующие показатели надежности:

- интенсивность отказа, или параметр потока отказов ;

- среднее время восстановления tв;

- частота плановых или преднамеренных отключений ï ë ;

- время плановых или преднамеренных отключений tпл.

Для выключателя дополнительно определяются:

- относительная частота отказов при автоматическом отключении по-

врежденного смежного элемента, аавт;

- относительная частота отказов при оперативных переключениях, аоп;

- коэффициент неуспешного действия АПВ, КАПВ;

- число оперативных переключений, Nоп;

- длительность оперативных переключений, Топ.

Общая формула нахождения вероятности отказа для одного элемента

схемы замещения:

;a

A

tq

Т

где q – вероятность отказа (отключения) элемента;

- параметр потока отказов данного элемента, 1/год, [14];

tв – время восстановления элемента после отказа, ч;

Tг – количество часов в году, ч/год.

Для секции шин 10 кВ находится вероятность отказа в год по формуле:

10 10

10 ;сш кв В сш кв

сш кв

г

tq

Т

4

10

0,03 7,55,993 10

8760сш квq

.

105

Данная формула используется для всех элементов, кроме выключателей.

В модель выключателя включаются вероятности отключения выключателя из-

за отказа в смежных элементах и неправильной работы релейной защиты и

автоматики. Модель выключателя (вероятность отказа) описываектся

следующей формулой:

1 1- 1- 1- 1-

,

k iв ст КЗ АПВ РЗ СМ

k i

ОП ОП ОП

q q а а К q q

а N t

где qст – вероятность отказа выключателя в статическом состоянии;

АПВК - коэффициент учитывающий вероятность несрабатывания АПВ;

i, k – количество смежный элементов и их РЗиА;

kРЗq - вероятность отказа k-й релейной защиты;

iСМq - вероятность отказа i-го смежного элемента;

Для определения параметра потока отказов воспользуемся следующей

формулой:

1 1 1 1 1

.

k iв ст КЗ АПВ РЗ СМ

k i

ОП ОП

а а К

а N

Таким образом, для расчета надежности нам необходимы исходные

данные для элементов схемы замещения. Приведем их в таблице 30.

Таблица 30– Исходные данные для расчета надежности

Элемент схемы , 1/год tв, ч пр, 1/год tвпр, ч

Выключатели 110 кВ 0,02 25 0,14 9

Разъединители 110 кВ 0,01 6 0,166 5,5

Шины 10 кВ 0,03 7 0,166 5

Трансформатор 10 МВА 0,007 65 0,25 26

Выключатели вакуумные 10 кВ 0,04 20 0,083 4

Линии 110 кВ 0,2 8 0,3 9

106

Рассмотрим расчет модели выключателя на примере элемента 2

(выключатель 110 кВ):

2 1 1 1

1 1 ;

k

i

р врв ввр КЗ АПВ РЗ

kГ Г

СМ ОП ОП ОП

i

ttq n а а К q

T T

q а N t

2 1 1 1

1 1 .

k

i

в р р КЗ АПВ РЗ

k

СМ ОП ОП

i

n а а К

а N

Для выключателя 110 кВ определяется параметр потока отказов:

35 35 35( );В кВ ст РЗТР раз ТР ОП раз ТРа

35 0,02 0,0012 0,01 0,007 0,004 (0,166 0,25) 0,022 / .В кВ раз год

Для данного выключателя получим: 5

2 7,097 10q .

Результаты расчетов показателей надежности для каждого из элементов

покажем в таблице 31.

Таблица 31 – Результаты расчета показателей надежности по элементам схемы

замещения

№ элемента схемы , 1/год q

1 9,476 8,564 . 10-3

2 0,02 7,097 . 10-5

3 0,007 5,194. 10-5

4 0,04 1,053 . 10-4

5 0,75 5,993 . 10-4

6 2,13 1,945 . 10-3

7 0,02 7,097 . 10-5

8 0,007 5,194. 10-5

9 0,04 1,053 . 10-4

10 0,75 5,993 . 10-4

11 0,02 7,097 . 10-5

12 0,04 1,053 . 10-4

107

Необходимо отметить, что разъединители и отказ работы смежных

элементов схемы относительно выключателей учтены в модели выключателя.

Далее схему на рисунке 2 необходимо эквивалентировать для нахождения

комплексных показателей надежности всей схемы. При эквивалентировании

были использованы следующие формулы:

- для параллельного соединения:

i

i

q q ;

nn

i j

i j

q .

- для последовательного соединения:

n

i

i

q q ;

n

i

i

.

Используя приведенные выше формулы, получим следующие выражения

для нахождения параметра потока отказов и вероятности отказов схемы

1 6 6 1 2 3 4 7 8 9

7 8 9 2 3 4 1 11 7 8 9

1 11 7 8 9 1 11 7 8 9

6 11 2 3 4 6 11 2 3 4 6 11 2 3 4

[

] [

]

;

C q q q q q

q q q q q q q

q q q q q q

q q q q q q q q q q

1 6 2 3 4 7 8 9 1 11 7 8 9

6 11 2 3 4 .

Cq q q q q q q q q q q q q q

q q q q q

Среднее время безотказной работы системы находится по формуле:

108

1;с

с

Т

127

0,0369сТ лет.

Расчетное время безотказной работы системы определяем по формуле,

лет:

10,105 ;р

с

Т

(60)

10,105 3

0,0369рТ года

Количество недоотпущеной электроэнергии определяется по выражению

при Рдеф=9100 кВт (расчётная нагрузка на шинах 10 кВ ПС), кВт∙ч:

Wнед = Рдеф ∙qc ∙ 8760; (61)

Wнед = 9100 ∙0,000017 ∙ 8760 = 1346 кВт∙ч.

Ограничения мощности определяется по выражению, кВт:

Рнед = РР ∙qc ; (62)

Рнед = 9100 ∙ 0,000017 = 0,15 кВт.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии за год определяется по

выражению, руб.:

У = С ∙ Wнед; (63)

У = 2,7∙ 1346= 3634 руб,

109

где С – стоимость электроэнергии, отпускаемой потребителям, равная 2,7

руб/кВт∙ч.

Расчёты производятся в программе Mathcad по описанному выше

алгоритму и показаны в приложении Б.

Таблица 32 – Результат расчёта надёжности ПС

с ,1/год qc КПС ТС, года Тр, лет tBc, сек Wнед,

кВт∙ч

Рогр,

кВт

У, тыс.

руб

0,0369 0,000017 0,000017 27 3 1,6 1346 0,15 3634

110

11 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

11.1 Расчет капиталовложений проектируемой сети

Капитальные вложения – это расходы, необходимые для сооружения

электрических сетей, электростанций и энергообъектов. Рассчитаем суммарные

затраты, связанные со строительством сети электроснабжения, в которые

входят затраты на строительство ВЛ, а так же затраты на реконструкцию

подстанций.

При расчете затрат на реализацию проекта был использован материал из

«Укрупненных стоимостных показателей электрических сетей 35 – 1150 кВ».

Данные показатели предназначены для оценки эффективности инвестиционных

проектов, оценки объемов инвестиций при планировании электросетевого

хозяйства и основываются на материалах, обобщающих сметные расчеты к

проектам конкретных объектов, и отчетных данных Департамента

инвестиционной политики РАО «ЕЭС России» по текущему финансированию

объектов электрических сетей в 1995 – 2002 гг. с учетом действующих

расценок на оборудование и материалы заводов – поставщиков.

Капиталовложения были определены ранее в п при технико-

экономическом сравнении вариантов.

11.2 Расчет эксплуатационных издержек

Эксплуатационные издержки связаны с постоянным обслуживанием

элементов сети электроснабжения, а так же проведением технических ремонтов

и амортизационных издержек, связанных с износом и старением оборудования.

Эксплуатационные издержки определены ранее в п 6.2.

Потери мощности в предлагаемой схеме сети определены как разница

между фактическими и прогнозируемыми потерями мощности по результату

расчёта режимов и составляют 0,23 МВт.

Потери электроэнергии при этом:

111

ΔW = ΔР∙ Тmax , (123)

ΔW = 0,23 ∙ 6000 =1380 МВтч,

где ΔР –потери мощности, 0,23 МВт по результату расчёта режима;

maxT - время использования максимальных нагрузок

(принято 6000 ч).

Издержки потерь электроэнергии определяются как:

СДW = ΔW ∙ Суд. , (120)

СДW = 1380 ∙ 1,84 = 2538,14 тыс.руб,

где ΔW - суммарные потери электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах;

Суд – стоимость потерь электроэнергии, равная 1,83923 руб/кВт∙ч, по

[23].

Расчёт суммарных издержек от эксплуатации элементов сети

электроснабжения показан в таблице 30.

Таблица 30 - Расчёт суммарных издержек от эксплуатации

Иэкс , тыс.руб. Иам, тыс.руб. Ипот тыс. руб. Исум тыс.руб.

10808,63 10052,34 2538,14 23399,11

11.3 Штатная численность персонала

Штатная численность персонала на предприятии складывается из

численности работников трех категорий: рабочие, инженерно-технические,

работники и административно-управленческий персонал.

К числу рабочих относят персонал занятый непосредственно ремонтом,

эксплуатацией и обслуживанием электроустановок и электрического

оборудования.

Инженерно-технические работники – это работники, занимающиеся

организацией проведения ремонтно-эксплуатационных работ, а также

информационно-техническим обслуживанием предприятия.

112

К функциям административно-управленческого персонала можно

отнести, непосредственное управление организацией (заключение договоров,

составление приказов по предприятию и т.д.), подбор персонала, расстановка

персонала, обеспечение работающих социальными гарантиями, организация

труда и отдыха и т.д.

Расчет численности персонала выполнен в таблице 31.

Таблица 31 – Определение штатной численности рабочих на предприятии, [24]

Рабочие

Показатель Единица

измерения

Количество

единиц

Условные

единицы Численность,чел.

ВЛЭП 110 км 9 4,2 0,1

Силовой

трансформатор 110 ед. 2 1 2

Присоединение

с элегазовым

выключателем 110 ед. 7 0,15 0,45

ПС 110 ед. 1 2,6 2,6

РЗ и А 110/220 ед. 7 0,03 0,09

ИТР

Подразделение по организации сбыта в

сети 110 кВ Инженер 1

Вычислительный отдел Инженер 0,5

Оперативно-диспетчерское

подразделение для сетей 110 кВ Диспетчер района 1

Подразделение по организации

ремонто-эксплуатационного

обслуживания оборудования 110 кВ Мастер 1

АУП

Общее руководство 1

Бухгалтерский учет и финансовая деятельность 1

Управление персоналом 0,5

Материально-техническое снабжение и хозяйственное

обслуживание 1

Делопроизводство 0,5

Производственно-техническая деятельность 1

Организация охраны труда и техники безопасности 1

Правовое обслуживание 0,5

Технико-экономическое планирование 0,5

Всего по предприятию 15,75

11.4 Расчет заработной платы

Заработная плата – это цена использования труда. В основе

предложения труда лежит проблема выбора каждым человеком соотношения

113

между трудом и отдыхом. Решение, принимаемое отдельным индивидом о

необходимости и продолжительности своей работы зависит, прежде всего, от

уровня предлагаемой ему заработной платы.

Существует несколько наиболее распространенных форм оплаты труда,

используемых в рыночной экономике, в том числе и в России.

Повременная оплата труда, при которой размеры заработной платы

работника практически зависят от отработанного им времени и его тарифной

ставки (оклада). Для рабочих часто устанавливаются часовые ставки.

Сдельная форма предполагает оплату труда работников по количеству

(объему) произведенной продукции требуемого качества. Одной из

разновидностей сдельной оплаты труда является бригадная или коллективная.

Начисление общей суммы заработной платы и индивидуально каждому

работнику производится на основании единого наряда по конечным

результатам работы всего коллектива.

Премиальная форма предусматривает дополнительную оплату к

повременному или сдельному заработку.

Для более полного учета количества и качества труда используются

поощрительные системы оплаты.

Среди наиболее типичных форм и принципов оплаты труда и

материального стимулирования на Западе можно назвать:

– увеличение доли нестабильных элементов заработной платы (премии,

бонусы и т.п.), достигающих 1/3 всей заработной платы и используемых в

качестве поощрения за экономию сырья и материалов, прирост

производительности труда и улучшение качества продукции;

– применение аналитической системы оценки трудового вклада, где

дифференцированно в баллах оцениваются многочисленные факторы процесса

труда: квалификация работника, объем работы, ее качество, финансовые

результаты деятельности фирмы;

114

– для оценки результатов труда административно-управленческого и

инженерно-технического персонала в западных фирмах широко применяется

метод, основанный на достижении поставленных целей;

– использование системы тарифных ставок, которые стимулируют

рабочих к достижению высоких конечных результатов, прежде всего, по

параметрам качества, а также к овладению смежными и иными профессиями,

например профессиями по ремонту производственного оборудования;

– использование различных планов группового (бригадного)

стимулирования, устанавливающего связь между конечными результатами

деятельности бригады или другого трудового коллектива;

– участие работников во владении акциями.

Поскольку реальные данные о заработной плате по предприятию

отсутствуют, то необходимо воспользоваться статистической отчетностью

федеральных организаций статистики. В этом случае в целом по предприятию

годовой фонд заработной платы может быть определен, [25]:

ФЗПгод = ФЗПтариф ∙ N ∙ 12 = ЗП ∙ N ∙ 12 ∙ К1 ∙ К2, (125)

где ЗП – среднемесячная заработная плата, для работника района по

обслуживанию электрических сетей Приморского края ЗП =33,08 тыс.руб.,

[primstat.gks.ru];

N – численность рабочих, обслуживающих сеть электроснабжения, N=16;

K1 – коэффициент, учитывающий величину доплаты, K1 = 1,6;

K2 – районный коэффициент, K2 = 1,6.

Фонд заработной платы равен, млн.руб.:

ФЗПгод = ЗП ∙ N ∙ 12 ∙ К1 ∙ К2 = 33,08 ∙ 16 ∙ 12 ∙ 1,6 ∙ 1,6 = 16,26145,

11.5 Расчет себестоимости электроэнергии

115

Расчет себестоимости электроэнергии производится по статьям

калькуляции. Все затраты электроснабжающей организации включают в себя

затраты на эксплуатационные расходы, а так же плату энергосистеме за

поставляемую электроэнергию.

Стоимость покупной электроэнергии определяется по выражению,

тыс.руб./год, [27]:

Иэ = Тэ ∙ W∑ (126)

где Тэ – тариф на транспорт электроэнергии, по [28] на момент 2 полугодие

2016 года принимаем 0,32269 руб/кВт·ч;

W∑– количество электроэнергии за год, определяется исходя из разницы

в величине фактической и планируемой с учётом перспективы нагрузки

подстанции (9100 кВт), 54600000 кВт·ч/год:

Оплата за транспорт электроэнергии составляет, тыс.руб./год:

Иэ = 0,32269 ∙ 54600000 = 17618,87 .

Прочие расходы определяются по выражению, тыс.руб., [26]:

Ипр = 0,3 ∙ (Иам + Ир + СДW + Иэ + ФЗПгод) +0,03 ∙ К∑ (127)

Ипр = 0,3 ∙ (10052,34+10808,63+2538,14+17618,87+16261,45) +

+0,03 ∙ 201046,8=23215,23.

Страховые взносы в соответствии с Федеральным законом от 24.07.2009

№212-ФЗ составляют в целом 34% от ФЗП, тыс.руб.:

Истр взносы = 0,34 ∙ ФЗПгод = 0,34 ∙ 201046,8 = 5528,89.

Эксплуатационные расходы приведены в таблице 33.

116

Таблица 33 – Смета эксплуатационных расходов

Расходы Тыс. руб.

Заработная плата рабочих (ФЗПгод) 16261,45

Страховые взносы (СВ=0,34 ∙ ФЗПгод) 5528,89

Текущий ремонт (ТР=0,03 ∙ К∑) 6031,40

Амортизационные отчисления Иам 10052,34

Прочие (Пр=1,25 ∙ ФЗПгод) 20326,81

Итого 58200,89

Результат расчёта себестоимости электроэнергии приведен в таблице 34.

Таблица 34 – Результаты расчета себестоимости электроэнергии

Показатели и статьи расходов Обозначение Единица

измерения Значение

Амортизация основных средств Иам Тыс. руб. 10052,34

Затраты на ремонт и эксплуатацию Иэкс Тыс. руб. 10808,63

Затраты на потери электроэнергии ИДW Тыс. руб 2538,14

Затраты на покупную

электроэнергию Иэ Тыс. руб. 17618,87

Прочие расходы Ипр Тыс. руб. 23215,23

Всего годовых затрат ИУ Тыс. руб 64233,21

Электроэнергия потребляемая

потребителями W кВт·ч 54600000

Себестоимость одного кВт·ч

электроэнергии (передачи) С= ИУ/ W Руб./кВт·ч 1,17643

11.6 Стоимостная оценка результатов

Немаловажным при проектировании сетей электроснабжения является

оценка полезно отпускаемой электроэнергии, которая в свою очередь зависит

от объемов продаж электроэнергии потребителям за год и определяется по

выражению, тыс.руб., [27]:

ОР = ∑W ∙ Ti ∙ Di , (128)

ОР = 54600000 ∙ 2,7 ∙ 0,6 = 88452,

где W – полезно отпускаемая электроэнергия потребителю, кВт∙ч;

Ti – тариф для потребителя электроэнергии, принимается 2,7 руб/кВт∙ч

для городского населения по [29];

117

Di – доля потребления электроэнергии за год, составляет 0,6 о.е.

Полезно отпускаемая электроэнергия определяется по выражению,

кВт∙ч/год, [27]:

W = ∑РР ∙ Тmax, (129)

W = 9100 ∙ 6000 = 54600000,

где РР – подключаемая нагрузка, находится как разница в величине

фактической и планируемой с учётом перспективы нагрузки подстанции (9100

кВт);

Тmax – число часов использования максимума нагрузки для населения, Тmax

= 6000 ч.

Результаты расчёта сведём в таблицу 34.

11.7 Оценка экономической эффективности проекта

Данный проект по виду эффективности инвестиций будем относить к

абсолютному.

Экономическая оценка эффективности инвестиций в проектируемые

объекты заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам

финансирования, эксплуатационных издержек и прочих затрат с

поступлениями, которые будет иметь место при эксплуатации

рассматриваемых объектов.

Различают два основных подхода к оценке экономической

эффективности:

– без учёта фактора времени (равные суммы дохода, получаемые в

разное время, рассматриваются как равноценные);

– с учётом фактора времени.

В соответствии с этим методы оценки экономической эффективности

подразделяются на две группы: простые (статические) и методы

дисконтирования (интегральные).

118

11.7.1 Статические методы оценки экономической эффективности

инвестиций.

Статические методы оценки оперируют «точечными» или статическими

значениями исходных данных, например годовыми показателями работы

проектируемых объектов. При их использовании не учитываются

продолжительность всего срока жизни проекта, а также неравнозначность

денежных потоков, возникающих в разные моменты времени.

Тем не менее, по причине простоты и иллюстративности они достаточно

широко применяются для ускоренной оценки проектов на предварительных

стадиях разработки.

Наиболее широко распространены такие показатели, как норма прибыли

или рентабельность инвестиций и срок окупаемости.

Прибыль от реализации проекта определяется по выражению, тыс.руб.,

[27]:

Пбt = Орt – И't – Нt = 88452 –54180,87 – 21213,064= 67184,755, (130)

где Орt – стоимостная оценка результатов деятельности объекта,

реализованной продукции в год.

И't – полные эксплуатационные расходы, которые определяются по

выражению, тыс.руб., [27]:

И't = И∑ – Иам . (131)

И't = 64233,21-10052,34 =54180,87.

Ежегодные налоговые отчисления на прибыль определяются по формуле,

тыс.руб., [27]:

Нt = 0,24 ∙ (Орt - И∑ ), (132)

Нt = 0,24 ∙ (88452-64233,21) = 21213,064.

119

Ликвидационная стоимость оборудования принимается в пределах 15%

от стоимости капиталовложений в проектируемую сеть электроснабжения,

тыс.руб., [27]:

Кtлик = 0,15 ∙ К, (133)

Кtлик = 0,15 ∙ 201046,8 = 9047,106.

При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно

определить по формуле, лет:

ОК

КТ

П . (134)

201046,83

67184,755ОКТ .

11.7.2 Динамические методы оценки экономической эффективности

инвестиций.

Динамические модели учитывают несколько периодов. Инвестиционные

объекты характеризуются поступлениями и выплатами, которые ожидаются

при реализации инвестиционных проектов во времени.

Процедура приведения разновременных платежей к базовому моменту

(началу процесса инвестирования) называется дисконтированием (discounting

— уценка), а получаемая величина — дисконтированной стоимостью. В

отличие от дисконтирования приведение к более позднему периоду (например,

капитальных вложений к моменту окончания строительства) известна как

наращивание, капитализация, ревальвация.

Для данного проектируемого объекта в качестве метода определения

экономической эффективности инвестиций выбран расчёт чистого

дисконтированного дохода.

120

ЧДД — это сумма всех дисконтируемых или ревальвируемых на какой-

либо момент поступлений и выплат, возникающих в результате реализации

инвестиционного объекта.

Денежный поток определяется по выражению для начала проекта,

тыс.руб.:

ДП = Пбt –К, (127)

ДП = 0- 60314,04=-60314,04.

Дисконтированный денежный поток определяется по выражению для

начала проекта, тыс.руб., [30]:

ДДП = ДДП ∙ (1+Е)t , (128)

ДДП = -60314,04∙ (1+0,12)1 =-53851,82.

где Е – нормативный коэффициент сравнительной эффективности

капитальных вложений, Е=0,12;

Чистый дисконтированный доход за первый год эксплуатации сети

определяется по выражению, тыс.руб., [27]:

ЧДД = 20

0t

(–К + Орt – И't – Нt + Кtлик)/(1+Е)t (135)

ЧДД = (-60314,04+88452-54180,87-21213,064)/ (1+0,12)1 =

= -53851,82,

За первый год эксплуатации сети прибыль не поступает, соответственно

учитываются только затраты на сооружение сети.

Необходимо составить таблицу 35, в которой отражены прибыль от

реализации, полные эксплуатационные расходы, отчисления налога на

прибыль.

121

Таблица 35 - Экономические показатели проекта

год Кt, тыс.руб. Пбt,

тыс.руб. ДП, тыс.руб. ДДП, тыс.руб. ЧДД, тыс.руб.

0 - - - - -

1 60 314,04 -60 314,04 -53 851,82 -53 851,82

2 60 314,04 -60 314,04 -48 081,98 -101 933,80

3 80 418,72 -80 418,72 -57 240,46 -159 174,26

4 - 67 185 67 184,76 42 697,13 -116 477,13

5 67 185 67 184,76 38 122,43 -78 354,70

6 67 185 67 184,76 34 037,89 -44 316,81

7 67 185 67 184,76 30 390,97 -13 925,84

8 67 185 67 184,76 27 134,80 13 208,95

9 67 185 67 184,76 24 227,50 37 436,45

10 67 185 67 184,76 21 631,69 59 068,14

11 67 185 67 184,76 19 314,01 78 382,16

12 67 185 67 184,76 17 244,65 95 626,81

13 67 185 67 184,76 15 397,01 111 023,82

14 67 185 67 184,76 13 747,33 124 771,15

15 67 185 67 184,76 12 274,40 137 045,56

16 67 185 67 184,76 10 959,29 148 004,84

17 67 185 67 184,76 9 785,08 157 789,92

18 67 185 67 184,76 8 736,68 166 526,60

19 67 185 67 184,76 7 800,61 174 327,21

20 67 185 76 231,86* 7 902,71 182 229,92

*- учтена ликвидационная стоимость оборудования tЛИКK

122

Рисунок 20 – Окупаемость проекта

Положительное значение ЧДД указывает на то, что инвестор:

во-первых, вернет вложенный капитал;

во-вторых, получит проценты в размере ставки дисконтирования;

в-третьих, будет иметь фактическую стоимость превышения поступлений

над платежами (т.е. полученные проценты на капитал будут выше, чем в банке).

При отрицательном значении ЧДД инвестор вернет вложенный капитал

(при положительном значении чистой прибыли), но с процентами меньшими,

чем он получил бы в банке.

Таким образом, критерием абсолютной эффективности инвестиций в

сооружение объекта является условие Эд > 0.

-200 000

-150 000

-100 000

-50 000

-

50 000

100 000

150 000

200 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Пбt, …

123

На рисунке 20 показан жизненный цикл проекта, так же, на рисунке

видно, что срок окупаемости составляет 8 лет, по истечении срока реализации

проекта доход составит 182 млн.руб.

Капиталовложения осуществляются в течении 3х лет с начала реализации

проекта: 1й год – 60314,045 млн.руб. (30%), 2й год – 60314,045 млн.руб. (30%),

3й год – 80418,72 млн.руб (40%).

124

15 БЕЗОПАСНОСТЬ

При эксплуатации подстанции возможны следующие опасные факторы:

- поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим

частям;

- поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим

частям нормально не находящимся под напряжением;

- влияние электромагнитного поля на организм;

- поражение электрическим током при работе с неисправным

инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

- поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне

растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

- возможность падения персонала с высоты;

- возможность поражения персонала при проведении коммутационных

операций.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал,

необходимо предусматривать следующие мероприятия:

- персонал должен действовать согласно ПТБ [24], при работе в

электроустановках должна проводится, ежегодная проверка знаний по технике

безопасности;

- при невозможности ограничения времени пребывания персонала под

воздействием электрического поля необходимо применить экранирование

рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над

шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110

кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.

- установка заземляющего контура, заземление и зануление

оборудования;

- соблюдение расстояний до токоведущих частей;

125

- применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях –

повышенной;

- надежного и быстродействующего автоматического отключения частей

электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и

поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

- выравнивание потенциалов;

- применения разделительных трансформаторов;

- применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 ГЦ

и110 В и ниже постоянного тока;

- применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

- пожаро и взрывобезопасность электроустановок, содержащих

маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования,

покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т.п., должна

обеспечиваться в соответствии с требованиями ПУЭ. При сдаче в

эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены

противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими

положениями

- выполнение организационно-технических мероприятий для

безопасного проведения работ.

Организация охраны труда на подстанции.

К работе по обслуживанию ПС допускаются лица, не моложе 18 лет,

прошедшие медицинский осмотр и признанные годными к выполнению

вышеуказанной работы, имеющие профессиональное специальное образование

и практический стаж работы в электрических установках высокого напряжения

не менее 1 года. В виде исключения к оперативному обслуживанию ПС могут

быть допущены лица, из числа грамотных практиков, имеющих стаж работы на

электрических станциях, подстанциях и в распределительных сетях не менее 3-

х лет, после проверки их общеобразовательной и технической подготовки

квалификационной комиссией, в состав которой должен входить ИТР СПС.

126

Каждый, вновь принятый работник РДС, ОВБ, допускаемый к

обслуживанию ПС, перед допуском к самостоятельной работе обязан пройти в

сроки, установленные руководством предприятия:

- первичный инструктаж;

- необходимую теоретическую подготовку по утвержденной программе;

- производственное обучение на рабочем месте (стажировку);

- проверку знаний действующих правил технической эксплуатации

электрических станций и сетей (ПТЭ) и правил техники безопасности (ПТБ)

при эксплуатации электрических установок, инструкций по охране труда,

правил пожарной безопасности;

- исполнение обязанностей под наблюдением дежурного на рабочем

месте (дублирование);

- противоаварийную и противопожарную тренировки.

После проверки знаний персонал РДС, ОВБ, готовящийся к

обслуживанию ПС, получает удостоверения, в которых указывается

присвоенная группа по электробезопасности и право на выполнение работ по

обслуживанию ПС, после чего персонал допускается к дублированию. Во время

дублирования за все действия дублера, отвечают в равной степени как

работник, ответственный за дублирование так и сам дублер.

Приступает к самостоятельной работе персонал на основании

соответствующего приказа. Самостоятельно работающие диспетчер РДС,

электромонтеры ОВБ по обслуживанию ПС должны иметь группу по

электробезопасности не ниже IV.

Персонал РДС, ОВБ, обслуживающий ПС должен проходить в процессе

работы:

- противоаварийные и противопожарные тренировки не реже 1 раза в

квартал и полугодие соответственно;

- повторные инструктажи (не реже 1 раза в месяц);

- проверку знаний ПТЭ и ППБ (не реже 1 раза в 3 года);

- проверку знаний ПТБ (не реже 1 раза в год);

127

- медицинский осмотр (1 раз в 2 года);

- обучение на курсах повышения квалификации (не реже 1 раза в 5 лет).

При изменении ПТБ, ПТЭ, ППБ и других руководящих документов,

устанавливающих порядок безопасной эксплуатации электрических установок,

при нарушениях работниками требований безопасности труда, которые могут

привести к травме, аварии, взрыву или пожару, при перерывах в работе более

чем на 30 календарных дней - проводится внеплановый инструктаж.

128

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Базуткин В.В. Техника высоких напряжений. Изоляция и

перенапряжения в электрических системах / В.В Базуткин, В.П. Ларионов,

Ю.С. Пинталь – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 344 с.

2 ГОСТ 12.2.024-87. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы

и методы контроля. – Взамен ГОСТ 12.2.024-76; Введ. 01.01.89 – М.: Изд-во

стандартов, 1990.

3 Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций

/ Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 266 с.

6 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов /

В.И. Идельчик – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.

9 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций:

Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б.Н.

Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

19 Постановление Правительства Российской Федерации от

11.08.2003г. № 486 г. Москва «Правила определения размеров земельных

участков для размещения воздушных линий электропередачи».

20 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий.

РД-153.-34.0-03.301-00 – СПб.: Издательство Деан, 2001. – 144 с.

21 Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 7-е изд. – М.:

«Издательство НЦ ЭНАС», 2002. – 488 с.

22 Приказ Министерства промышленности и энергетики от 22.02.2007

г. № 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и

реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп

энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии,

применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании

услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)

129

30 Справочник по проектированию электроэнергетических систем /

Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергия, 1977.

32 Файбисович Д.Л. Укрупненные стоимостные показатели

электрических сетей 35-1150 кВ. / Д.Л. Файбисович, И.Г. Карапетян – М.:

НТФ «Энергопрогресс», 2012. – 392 с.

36 Электротехнический справочник: В 4 т. Т.3. Производство, передача

и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ

В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). – 8-е изд., испр. и доп. – М.:

Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

НА 2016 – 2020 ГОДЫ, утвержденная Вице-губернатором Приморского края Е.В.

Вишнековым 7.09.2015

Официальный сайт АО «ДРСК»

Documents

irbis.amursu.ru1 Fинистерство образования и науки оссийской едерации Федеральное государственное