Развитие участка района сети филиала ОАО «Мосэнерго Восточные Электрические сети»

СОДЕРЖАНИЕ Содержание ВВЕДЕНИЕ

1. Общая характеристика РАЙОНА электрических сетей

2. Особенности режимов работы электрических сетей

3. ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ развития РАЙОНА ВОСТОЧНЫХ электрических сетей ОАО «МОЭСК»

4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РАЗВИТЯ РАЙОНА электрически сетей

5. Технико-экономическое сравнение вариантов развития восточных электрических сетей оао «МОЭСК»

5.1 Варианты развития электрических сетей

5.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

6. ВЫЯВЛЕНИЕ перспективных расчетных режимов работы электрических сетей

7. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

7.1 Режим максимальных нагрузок

7.2 Режим минимальных нагрузок

7.3 Послеаварийные режимы

7.3.1 Отключение одного трансформатора ТДН — 16 000/110 на п/ст. Соколовская

7.3.2 Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино — Жегалово

7.3.3 Отключение ЛЭП 220 кВ ТрубиноВосточная

7.3.4 Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН — 250 000/220/110 на п/ст. Трубино

7.3.5 Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 167 000/500/220 на п/ст. Трубино

8. Разработка проекта подстанции 110/10

8.1 Характеристика подстанции и ее нагрузок

8.2 Расчет токов короткого замыкания

8.3 Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

8.4 Выбор типов релейной защиты, автоматики, измерений

8.5 Выбор аппаратов и токоведущих частей

8.5.1 Выбор элегазовой ячейки ПАСС МО-145

8.5.2 Выбор высоковольтных выключателей и их приводов

8.5.3 Выбор ограничителей перенапряжений

8.5.4 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

8.5.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

8.5.6 Выбор сборных шин высшего напряжения

8.5.7 Выбор ошиновки силового трансформатора

8.5.8 Выбор кабельных линий к потребителю

8.5.9 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств67

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ

10.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

10.1 Установка заземлений на ВЛ

10.2 Работы на опорах и с опорами

10.3 Работа без снятия напряжения

10.4 Работа без снятия напряжения

10.5 Работы на ВЛ под наведенным напряжением; на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ

10.6 Пофазный ремонт ВЛ

10.7 Работы на пересечениях и сближениях ВЛ с дорогами

11. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Приложение1.

Введение

ОАО «МОЭСК» — самая крупная из 74 региональных энергоснабжающих компаний Российской Федерации. Энергетическая система компании является технологически неотъемлемой частью Единой энергетической системы России. Основные виды деятельности ОАО «МОЭСК» — производство, распределение и сбыт электрической и тепловой энергии.

Миссия ОАО «МОЭСК» заключается в обеспечении потребителей экологически чистой энергией, произведенной с применением ресурсосберегающих передовых технологий на современном оборудовании.

ОАО «МОЭСК» видит свою цель в достижении максимальной экономической эффективности, прибыльности, инвестиционной привлекательности и интегрированности в мировую экономику.

Стремясь к максимальной открытости и информационной прозрачности своего бизнеса, ОАО «МОЭСК» строго придерживается в своей деятельности основных принципов корпоративной политики, принятых в цивилизованном бизнесе. ОАО «МОЭСК» соблюдает права и защищает интересы акционеров, дорожит своей репутацией, неуклонно следует этическим нормам и правилам честного ведения бизнеса.

В своей деятельности ОАО «МОЭСК» руководствуется не только экономическими факторами, но и соображениями социальной ответственности: обеспечивая Москву и Московскую область теплом и светом, ОАО «МОЭСК» регулярно реализует благотворительные программы, оказывая поддержку культуре, спорту, образованию.

ОАО «МОЭСК» дорожит своими сотрудниками и создает условия, при которых каждый работающий в компании может полностью реализовать свои способности.

ОАО «МОЭСК» гордится своей историей, которая тесно переплетена с историей всей страны.

В данном дипломном проекте рассматривается развитие участка электрической сети ОАО «МОЭСК» Восточных Электрических Сетей.

Задачей проектирования является разработка и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых будет обеспечена оптимальная надежность снабжения потребителей электроэнергией необходимого объема и требуемого качества с наименьшими затратами на развитие.

Целью данного дипломного проекта является:

1. анализ состояния электрических сетей на текущий период;

2. расчет и анализ установившихся режимов работы электрической сети;

3. поиск, разработка и обоснование возможных вариантов развития электрических сетей с учетом перспективы на десятилетний период;

4. анализ технико-экономических показателей, оценка необходимых капвложений;

5. повышение надежности электроснабжения потребителей района;

Кроме того, разрабатываются организационно-экономические вопросы.

В разделе охраны труда рассматриваются основные вопросы по безопасности при работах под напряжением на воздушных линиях электропередачи

1. Общая характеристика района электрических сетей Восточные электросети — одно из старейших предприятий в системе ОАО «МОЭСК»

История Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК» началась в 1914 году, когда в Измайлове была построена приемная подстанция и первая в России высоковольтная линия напряжением 70 кВ для передачи электроэнергии от электростанции «Электропередача» в Москву.

Основные производственные показатели Восточных электросетей на 01.01.2011 г.

Таблица 1.1

Восточные электросети расположены в восточной части г. Москвы. Предприятие обеспечивает электроснабжение Восточного, Северо-Восточного, Юго-Восточного административных округов столицы, а также трех районов Московской области: Балашихинского, Щелковского и Пушкинского. В состав электросетей входят 42 подстанции напряжением 30 кВ — 500 кВ и связывающие их линии электропередач, общая протяженность которых составляет 397 км.

Предприятие занимается эксплуатацией распределительных сетей Щелковского и Балашихинского районов, линий 0,4 — 10 кВ общей протяженностью 1 379 км, 307 трансформаторных и распределительных подстанции, а также местных тепловых пунктов.

Сегодня Восточные сети оснащены современным оборудованием. Все подстанции, находящиеся в ведении филиала ОАО «МОЭСК», телемеханизированы, что обеспечивает высокий уровень надежности электроснабжения потребителей. На предприятии эксплуатируется большое количество средств релейной защиты, устройств телемеханики и связи, компьютерной техники и оргтехники.

Коллектив Восточных электросетей состоит из высококвалифицированных специалистов, обеспечивающих высокую степень надежности работы электросетей. Сегодня на предприятии трудятся 377 сотрудников. Администрация и профсоюзный комитет Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК» прилагают максимум усилий для решения социальных вопросов, связанных с нуждами работников электросетей. На предприятии успешно решаются вопросы по обеспечению персонала жилплощадью, а также организации отдыха сотрудников и их детей. С 1993 года неработающие пенсионеры получают доплаты из негосударственного пенсионного фонда ОАО «МОЭСК».

Основным промышленными потребителеми электроэнергии Восточных электросетей являются предприятия машиностроения и легкой промышленности. Также объекты ВПК и Министерства обороны Российской Федерации.

Рис. 1.1 Карта-схема восточных электросетей

Для выявления особенностей режимов работы рассмотрен режим зимнего максимума (19.12.2010 г.) нагрузок.

Исходные данные района нагрузок:

— данные по воздушным линиям (длина и марки проводов — в табл.1.2.);

— данные по мощности трансформаторов, напряжениям на их обмотках (табл. 1.3);

Таблица 1.2.

Таблица 1.3

2. Особенности режимов работы электрических сетей Для выявления особенностей режимов работы рассмотрен режим зимнего максимума (19.12.2010 г.) нагрузок.

Исходными данными для расчета данного режима являются:

— данные по воздушным линиям (длина и марки проводов — в табл.1.2.);

— данные по межсистемным связям (название линий, перетоки мощностей, напряжения на шинах подстанций смежных энергосистем — табл. 1.3);

— данные по коэффициентам трансформации трансформаторов;

— мощности генерации и нагрузок (P и Q табл 2.1);

— данные по номинальным напряжениям электрической сети и расположению балансирующего узла.

Все расчеты выполнены в программном комплексе «Energy300».

Исходные данные для расчета установившегося режима приведены в табл.1.2 — 1.3.

Таблица 2.1

Связь «Восточных Электрических сетей» в системе «МОЭСК» с соседними сетевыми предприятиями и энергосистемами осуществляется по ЛЭП 500 кВ, 220 кВ, 110 кВ и 35 кВ связи с энергосистемами и сетевыми предприятиями эквивалентированы. По результатам расчета зимнего контрольного дня нагрузок перетоки: по ВЛ Трубино — Н. Софрино составил S=-145.8-j90.3(МВ*А), по ВЛ Трубино — ТЭЦ-23 составил S=125.1+j78(МВ*А), по ВЛ Трубино — Речная составил S=-40-j24.7(МВ*А), по ВЛ Восточная — ЦАГИ составил S=111+j68.8 (МВ*А), по ВЛ Восточная — Жулебино составил S=101.8+j63.2 (МВ*А), по ВЛ Восточная — ТЭЦ-22 составил S=187,2+j116 (МВ*А), по ВЛ Восточная — Измайлово составил S=-50-j31(МВ*А), по ВЛ Баскаково — ТЭЦ-23 составил S=117.2+j72.6(МВ*А), по ВЛ Баскаково — БОР составил S=82.8+j51.3, по ВЛ Баскаково — ТЭЦ-11 составил S=42.1+j26.1(МВ*А), по ВЛ Баскаково — Фрезер составил S=-72.1-j44.6(МВ*А), по ВЛ Минеральная — Кудиново составил S=25+j15.5(МВ*А), по ВЛ Горенки — Дроздово составил S=-35-j21.7(МВ*А), по ВЛ КосиноЯсная составил S=-12.5-j7.75(МВ*А), по ВЛ Орбита — Монино составил S=-13.4-j8.3(МВ*А), по ВЛ Фрязино — Софрино составил S=-18.7-j11.5(МВ*А), по ВЛ Городищи — Монино составил S=15.4+j9.5(МВ*А), по ВЛ Кучино — Сатыковская составил S=-9.6-j4.9(МВ*А), по ВЛ Софрино — Горелово составил S=-6.1-j3.8(МВ*А), по ВЛ Гранит — Краф составил S=-5-j3.1(МВ*А), по ВЛ Гранит — Софрино составил S=-3.2+j1.9(МВ*А).

Результаты расчета установившегося режима представлены в табл. 2.2, 2.3, 2.4.

Таблица 2.2

Таблица 2.3

Таблица 2.4

Анализ результатов расчета, показывает, что напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Балансирующий узел выбран на подстанции Трубино на шинах 500 кВ, т.к. эти шины во всех режимах электроснабжения принимают на себя основной переток электроэнергии. Наиболее загруженной линией является ВЛ 35 кВ Жегалово — Соколовская Кз=0,624. Определим отношение реальной плотности тока к экономической и по этому отношению оценим режим работы ЛЭП.

jэ=1 А/ мм2

где

j — плотность тока,

jэ — экономическая плотность тока.

Из выше приведенных вычислений видно, что действующие значение

для ЛЭП Жегалово — Соколовская не выполняется [2], в соответствии с п. 1.3.7. возникает необходимость в сооружении дополнительной ЛЭП Жегалово — Соколовская.

На п/ст. Жегалово трансформаторы ТДТН-25 000/110 загружены (Кз=0.9) на 90%. На подстанции Соколовская трансформаторы ТМН-5600 загружены (Кз=0.97) на 97.4%, а трансформатор ТМН-6300 загружен (Кз=0.78) на 78%.

Из анализа режима видно, что с перспективным ростом нагрузок действующие трансформаторы на п/ст. Жегалово и п/ст. Соколовская потребуется замена. Воздушные линии Жегалово — Соколовская будут перегружаться.

3. Обоснование вариантов развития района Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК»

Целью дипломного проекта является выявление перспективных вариантов развития района электрических сетей. Расчет и анализ режимов работы Восточных электрических сетей энергосистемы в перспективе. В период с 2010 — 2015 гг. прогнозируем рост нагрузки на 10%-20% от уровня нагрузок зимнего максимума 2010 г.

На основании расчетов изложенных выше в разделе 2. Возможны 2 варианта развития района сети:

1. Строительство дополнительной ЛЭП 35 кВ Жегалово — Соколовская, замена трехобмоточных трансформаторов на п./ст. Жегалово, замена двухобмоточных трансформаторов на п./ст. Соколовская.

2. Перевод подстанции Соколовская на более высокое напряжение с 35 кВ на 110 кВ с заменой двухобмоточных трансформаторов и реконструкцией ОРУ. Замена трансформаторов на подстанции Жегалово не потребуется.

Результаты расчетов перспективных максимальных электрических нагрузок приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Рис. 3.1 Первый вариант.

Рис. 3.2 Второй вариант.

4. Разработка вариантов развития района электрической сети Первый вариант развития:

сооружение линии 35 кВ Жегалово — Соколовская, замена трехобмоточных трансформаторов на подстанции Жегалово и двухобмоточных на подстанции Соколовская.

Произведем выбор трансформаторов. Максимальная мощность протекающая через трехобмоточные трансформаторы на п./ст Жегалово составляет Smax=41.8+j30,6=51.8 МВ*А. для определения мощности трансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 — 0,7)* Smax (4.1);

Sном > (33,67 -36,3).

выбираем два трансформатора марки ТДТН — 40 000/110. Произведем проверку по загруженности трансформаторов в нормальном режиме Кз. ном= Smax / 2*Sном (4.2);

Кз.ном= 51.8 / 2*40 = 0,64.

Произведем проверку по загруженности трансформаторов в аварийном режиме Кз. п/ав= Smax / Sном (4.3);

Кз.п/ав= 51.8 / 40 = 1,29.

загрузка трансформатора в послеаварийном режиме не превышает до;

пустимой Кп. ав=1,4.

Максимальная мощность протекающая через двухобмоточные трансформаторы на п./ст Соколовская составляет Smax=15.5+j9,6=18.2 МВ*А. для определения мощности трансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 — 0,7)* Smax (4.4);

Sном > (11,83 -12,74).

выбираем два трансформатора марки ТДНС — 16 000/35. Произведем проверку по загруженности автотрансформаторов в нормальном режиме Кз. ном= Smax / 2*Sном (4.5);

Кз.ном= 18,2 / 2*32 = 0,56.

Произведем проверку по загруженности трансформаторов в аварийном режиме Кз. п/ав= Smax / Sном (4.6);

Кз.п/ав= 18,2 / 16 = 1,13.

загрузка автотрансформатора в послеаварийном режиме не превышает допустимой Кп. ав=1,4. Параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Произведем выбор дополнительной воздушной линии. Максимальная мощность передаваемая по этой ВЛ составляет Smax=5.73+j4,71=7.21 МВ*А. Определим ток, протекающий по линии

Iм.раб= (4.7);

Iм.раб= А.

где Iм. раб — максимальный ток, протекающий по проводу,

FЭ — экономическое сечение провода,

jЭ — экономическая плотность тока, определяемая, Выбираем провод АС 120/19 по.

Проверяем провод по нагреву:

I’ДОП>IМ.раб, (4.8);

390>95.85 А.

Проверка выполняется.

При Smax =7,21 МВ*А выбираем повод марки АС — 120/19.

Параметры провода приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.1.

Таблица 4.2.

Второй вариант развития:

Для обеспечения перспективных режимов работы электрической сети необходимо произвести следующие мероприятия:

— реконструировать подстанцию Соколовская;

— ввести отпайки воздушной линии 110 кВ Трубино — Жегалово.

Произведем выбор трансформаторов. Максимальная мощность протекающая через трансформаторы составляет Smax=15.5+j9,6=18,2 МВ*А. для определения мощности автотрансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 — 0,7)* Smax (4.9);

Sном > (11,83 -12,74).

выбираем два трансформатора марки ТДН — 16 000/110. Произведем проверку по загруженности трансформаторов в нормальном режиме Кз. ном= Smax / 2*Sном (4.10);

Кз.ном= 18,2 / 2*32 = 0,56.

Произведем проверку по загруженности автотрансформаторов в аварийном режиме Кз. п/ав= Smax / Sном (4.11);

Кз.п/ав= 18,2 / 16 = 1,13.

Загрузка трансформатора в послеаварийном режиме не превышает допустимой Кп. ав=1,4. Параметры автотрансформаторов приведены в таблице 4.3.

Произведем выбор воздушной линии. Максимальная мощность передаваемая по ВЛ составляет Smax=15.5+j9,6 МВ*А. Определим ток, протекающий по линии

Iм.раб= (4.12);

Iм.раб= А.

.

где Iм. раб — максимальный ток, протекающий по проводу,

FЭ — экономическое сечение провода,

jЭ — экономическая плотность тока.

Выбираем провод АС 70/11 по.

Проверяем провод по нагреву:

I’ДОП>IМ.раб, (4.13)

265>48 А.

Проверка выполняется.

При Smax =18,2 МВ*А выбираем повод марки АС — 70/11. Параметры провода приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.3.

Таблица 4.4.

Раздел 5. Технико-экономическое сравнение вариантов развития Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК»

5.1 Определение вариантов развития электрических сетей

1. Построение воздушной линии 35 кВ Жегалово — Соколовская с заменой трехобмоточных трансформаторов на подстанции Жегалово и двухобмноточных на подстанции Соколовская.

2. Перевод подстанции Соколовская на 110 кВ присоединив отпайками воздушной линии 110 кВ Трубино — Жегалово.

Результаты расчетов установившихся режимов рассматриваемых вариантов предоставлены в Приложение 1.

5.2 Условия сопоставимости вариантов при проектировании Энергетика в не зависимости от форм собственности на энергетических предприятиях имеет технологические особенности, без учета которых не возможен выбор вариантов технического решения. Таких особенностей достаточно много, их не обходимо учитывать:

— Не прирывность и соразмерность во времени процессов производства и потребления электроэнергии;

— Режимы производства электроэнергии соответствуют режимам ее потребления;

— Не возможность складирования энергетической продукции;

— Необходимость наличие резервных мощностей;

— Не возможность отбраковки энергетической продукции;

— В качестве продукции выступают и мощность и энергия.

При сравнении вариантов технических решений учитываются эти особенности, а так же следующие условия сопоставимости вариантов технических решений.

1.) Приведение вариантов к одинаковому энергетическому эффекту у потребителя, т. е одинаковая мощность и энергия при выборе любого варианта. Используемые ранее значения замещаемых мощностей и энергии в настоящее время использовать нельзя, т.к. нет единого собственника единого инвестора на территории страны. Обеспечение выполнения данного условия сопоставимости возможно при использовании удельных величин, приходящихся на единицу энергии Для определения необходимости инвестиций можно воспользоваться данными в соответствующей литературе с последующей корректировкой на уровень инфляции.

2.) Расчет для каждого варианта оптимального технического решения. Это означает, что сравнивать два варианта, один из которых морально устарел, а во втором используется современное оборудование нельзя.

При расчете затрат по каждому из вариантов необходимо учитывать затраты в смежные отрасли (объекты).

Под смежными объектами понимаются такие которые необходимо поддерживать в течении всего периода нормальной последующей эксплуатации основного объекта. Как правило, это условие сопоставимости бывает не обходимо при крупных проектных решениях, таких как, например, выбор места строительства мощных электростанций у топливной базы или у потребителя.

3.) Обеспечение единообразия расчетов отдельных элементов по всем рассматриваемым вариантом:

a) Должна быть обеспечена одинаковая степень подробности точности расчетов по всем элементам в каждом варианте;

b) При сравнении вариантов можно не принимать те затраты, которые являются одинаковыми для любого из вариантов;

c) Варианты должны обеспечивать одинаковую надежность, качество, долговечность;

d) В расчетах капиталовложения, используемые для увеличения основных фондов и оборотных средств должны быть приведены к одному году по всем вариантам;

e) Возможно использовать укрупненные показатели стоимости (УПС) одной проектной организацией для всех рассматриваемых вариантов

4.) Учет фактора времени. Сравниваемые варианты могут иметь различный срок строительства, срок службы или жизненный цикл, по этому следует все варианты привести (дисконтировать) к одному году, чаще всего к началу процесса инвестирования.

Все рассмотренные условия сопоставимости вариантов должны быть соблюдены при использовании рекомендуемых методов оценки эффективности инвестиций.

5.3 Технико-экономическое сравнение вариантов Для II климатического района выбираются железобетонные опоры линий. Для технико-экономического сравнения вариантов определим приведенные затраты по вариантам проекта сети. Для этого предварительно определим капиталовложения и эксплуатационные расходы.

1. Определение капиталовложений КУ=КЛЭП+КПС-КЛИКВ, где КУ — суммарные капиталовложения на сооружение сети ,

КЛЭП — стоимость ЛЭП, КПС — стоимость подстанции, КЛИКВстоимость ликвидируемого оборудования.

КЛЭП=к0· ?I,

где к0 — стоимость сооружения 1 км ВЛ в зависимости от напряжения и сечения провода с учетом конструкций, материала опор и района по гололеду, ?i — длина ВЛ, км.

КПС=Ктр+Кру +КПОСТ, где КТР — расчетная стоимость силового трансформатора, КРУ — расчетная стоимость РУ, КПОСТ — постоянная часть затрат.

Вариант 1

КЛЭП=33· 8=264 тыс. руб.,

КПС=2· 320+2·110+2·75=1010 тыс. руб.,

КЛИКВ=(2· 255+2·70+95) · 0.05=37.25 тыс. руб.,

т.к. стоимость объектов взята по ценам 1991 г., то с учетом удорожания оборудования следует ввести коэффициент удорожания К (лин)=66, К (пс)= 72 по.

КУ1=264*66+1010*72−37.25*72=87 462 тыс. руб.,

Вариант 2

КЛЭП=57· 1=57 тыс. руб.,

КПС=2· 172+5·290=1794 тыс. руб.,

КЛИКВ=(2· 70+95+700+8·50) · 0.05=66.75 тыс. руб.,

т.к. стоимость объектов взята по ценам 1991 г., то с учетом удорожания оборудования следует ввести коэффициент удорожания К (лин)=66, К (пс)= 72 по.

КУ2=57*66+1794*72−66.75*72=90 960.48 тыс. руб.,

Определение издержек:

И=ИЛЭП+ИПОДС+И?Э +ИРЕМ, ИЛЭП=бЛЭП%/100 · КЛЭП, ИПОДС= бПОДС%/100 · КПОДС, где ИЛЭП, ИПОДС — отчисления от капиталовложений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ и подстанций, бЛЭП%, бПОДС% -нормы отчислений для ВЛ и подстанции, ИРЕМиздержки на ремонт, И? Э=З· ?ЭПЕР, где З — удельные затраты на возмещение переменных и постоянных потерь 1 кВт · ч электроэнергии, для ОАО «МОЭСК» З=0.8 руб/ кВт · ч,

?ЭПЕР=??Pмаксi· фсв, где?? Pмакс — потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок, ТМПсв — средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети. ТМПсв=5200 ч.

По находим фсв=3000 ч ИРЕМ =0.1 · КУ Вариант 1

ИЛЭП=(2· 10−2)·264=5.28 тыс. руб./г, ИПОДС=(4.4· 10−2)·1010=44.44 тыс. руб./г,

??Pмакс=8.6 МВт,

?Эпер=8.6· 3000=25 800 МВт· ч, И? Э=800· 25 800=20640 тыс. руб./г, ИРЕМ =0.1· 1236.75=123.675 тыс. руб./г.

И=(5.28+44.44+123.675) · 21.6+20 640=24385.5 тыс. руб./г, Вариант 2

ИЛЭП=(2· 10−2)· 57 = 1.14 тыс. руб./г, ИПОДС=(4.4· 10−2)· 1794=78.9 тыс. руб./г,

??Pмакс=7.17 МВт,

?Эпер=7.17· 3000=21 510 МВт· ч, И? Э=800· 21 510 =17 208 тыс. руб./г, ИРЕМ =0.1· 1784.25=178.425 тыс. руб./г.

И=(1.14+78.9+178.425)· 21.6+17 208 =22 791 тыс. руб./г, Определение приведенных затрат З=Ен· К+И, Где ЕН — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, равный обратной величине срока окупаемости, ЕН=0.12,

Вариант 1: З=0.12· 26 713.8+24 385.5 =27 591.16 тыс. руб./г.

Вариант 2: З=0.12· 38 539.8+22 791 =27 415 тыс. руб./г.

?З=((27 591.16−27 415)/ 27 591.16) · 100%=1%.

Варианты 1 и 2 можно считать равноэкономичными.

Определение периода окупаемости проекта

лет.

Вариант 1 и 2 можно считать равноэкономичными. Из равноэкономичных вариантов предпочтение отдается варианту с более высоким номинальным напряжением т. е. Варианту 2.

6. Выявление перспективных расчетных режимов работы электрических сетей Режим работы электрической сети характеризуется состоянием ее схемы и ее отдельных элементов, величинами потребляемой и генерируемой мощности. В соответствии с этим различают нормальные и послеаварийные установившиеся режим работы электрической сети.

Выбор режимов производится для анализа работы перспективной сети. Рассмотрим режимы работы таких важных, вновь сооружаемых объектов, как новая подстанция Соколовская, воздушных линий 110 кВ.

На основании изложенного выше в разделе 3 принимаются в качестве расчетных следующие режимы:

1. Режим максимальных нагрузок при перспективном уровне электроснабжения на 2015 г. с увеличением мощности нагрузок на 20% (см. чертежи 2, 3).

2. Рассчитываются основные послеаварийные режимы.

В дипломном проекте рассмотрены наиболее характерные послеаварийные режимы, которые наступают вследствие отключения наиболее важных элементов. Такими элементами для данной сети являются ВЛЭП 220 кВ Трубино-Восточная, ВЛЭП 110 кВ ТрубиноЖегалово; трансформаторы на подстанции Соколовская, автотрансформаторы АТДЦТН — 250 000/220/110 на подстанции Трубино, группа однофазных трансформаторов АОДЦТН — 167 000/500/220.

Расчет установившихся режимов производится для определения уровней напряжения на подстанциях, загрузки воздушных линий и автотрансформаторов на подстанциях с возросшими нагрузками.

7. Расчет и анализ перспективных режимов работы электрических сетей В данном разделе представлены расчеты перспективных режимов работы проектируемой сети и их анализ.

Исходными данными для расчетов установившихся режимов указанных в разд. 6 по узлам и ветвям приведены в табл. 7.1, 7.2 и 7.3.

Таблица 7.1

Таблица 7.2

Таблица 7.3.

7.1 Режим максимальных нагрузок Результаты расчета установившегося режима представлены в П. 1. В результате анализа расчета установлено:

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.1.

2. Наиболее загруженной является воздушная линия Восточная — Горенки Кз=0,634. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения результат расчета предоставлен в табл. П. 1.2.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.3.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.2 Режим минимальных нагрузок Расчет режима минимальных нагрузок проводился для оценки уровней напряжения на подстанциях, и анализа перетоков реактивной мощности, при этом нагрузки на подстанциях составляли 40% от нагрузок в максимальном режиме:

1. Анализ результатов расчета (табл. П. 1.4.), показывает, что напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы находится в пределах Uном. Напряжение в сети 110 кВ находится в пределах 110−112 кВ (1,0 — 1,02 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=230 кВ (1,05 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Трубино U=218 кВ (0,995 от Uном).

2. Анализ результатов расчета (в табл. П. 1.5.), показывает, что наиболее загружена воздушная линия Трубино — Восточная Кз=0,98. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.6.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3 Послеаварийные режимы Ниже представлены результаты расчетов послеаварийных режимов работы сети для перспективной нагрузки на 2015 год:

1. Отключение одного трансформатора ТДН -16 000/110/10 на п/ст. Соколовская.

2. Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино — Жегалово.

3. Отключение ЛЭП 220 кВ ТрубиноВосточная.

4. Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН — 250 000/220/110 на п/ст. Трубино.

5. Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 167 000/500/220 на п/ст. Трубино.

Результаты расчета установившегося режима представлены в Прил. 1.

7.3.1 Отключение одного трансформатора ТДН — 16 000/110 на п/ст. Соколовская В результате анализа расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.7.

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная — Горенки Кз=0,635. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П. 1.8.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.9.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Трансформатор ТДН — 16 000/110 работает с Кз=1.23, что не превышает предельного значения Кз=1.4. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.2 Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино — Жегалово В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.10.

2. Наиболее загружена воздушная линия Трубино — отп. Соколовская Кз=0,7. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П. 1.11.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.12.) увеличилась по сравнению с нормальным режимом работы, но не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.3 Отключение ЛЭП 220 кВ ТрубиноВосточная В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=110 кВ (1,0 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=114 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=225 кВ (1,02 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.13.

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная — Горенки Кз=0,875. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П. 1.14.

3. Загрузка автотрансформаторов (табл. П. 1.15.) увеличилась по сравнению с нормальным режимом работы, но не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.4 Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН -250 000/220/110 на п/ст. Трубино В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=113 кВ (1,027 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Баскаково U=118 кВ (1,07 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Трубино U=226 кВ (1,03 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=223 кВ (1,02 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.16.

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная — Горенки Кз=0,97. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П. 1.17.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.18.) не превышает номинальных значений (Кз<1). На п./ст. Трубино автотрансформатор АТДЦТН — 250 000/220/110 работает с Кз=1.4, что является предельным значением. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.5 Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 167 000/500/220 на п/ст. Трубино В результате расчета установлено:

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=110 кВ (1,0 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Баскаково U=114 кВ (1,04 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=225 кВ (1,024 от Uном), минимальный уровень — на шинах п/ст. Трубино U=224 кВ (1,018 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П. 1.19.

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная — Горенки Кз=0,65. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П. 1.20.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П. 1.21.) не превышает номинальных значений (Кз<1). На п./ст. Трубино группа однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 167 000/500/220 работает с Кз=0.8, что не превышает предельного значения Кз=1.4. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

Работа сети в нормальном режиме соответствует требования с точки зрения уровней напряжений, величины загрузки элементов сети.

Выбранные номера ответвлений РПН и ПБВ автотрансформаторов и трансформаторов и линейных регуляторов выше описанных режимов предоставлены на схемах в Прил. 1.

8. Разработка проекта подстанции 110/10

8.1 Характеристика подстанции и ее нагрузок Проектируемую подстанцию «Соколовская» можно отнести к категории тупиковых подстанций, питаемая по двум отпайкам (ЛЭП Трубино — Жегалово). Высшее напряжение 110 кВ, низшее 10 кВ. Подстанция обслуживается персоналом на щите управления.

Как было определено в разд. 4, на подстанции устанавливаем два трансформатора ТДН — 16 000/110. Параметры трансформатора приведены в табл. 8.1:

Таблица 8.1.

Максимальные значения активной, реактивной и полной мощностей:

Pmax=15.5 МВт,

Qmax=9,6 Мвар,

(8.1)

Smax= ().

8.2 Расчет токов короткого замыкания Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются:

Хс1*=1.0 (о.е) — сопртивление системы (п./ст. Трубино) прямой последовательности;

SC1=3820 () — мощность системы п./ст. Трубино;

Iкз (3)=19.18 (кА) — ток трехфазного кз п./ст. Трубино;

Х0с1*=1.78 (о.е) — сопртивление системы (п./ст. Трубино) нулевой последовательности;

Хс2*=0.99 (о.е) — сопртивление системы (п./ст. Жегалово) прямой последовательности;

SC2=1581.5 () — мощность системы п./ст. Жегалово;

Х0с2*=1.286 (о.е) — сопртивление системы (п./ст. Жегалово) нулевой последовательности;

Iкз (3)=7.94 (кА) — ток трехфазного кз п./ст. Жегалово;

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания — Iпо:

на шинах 10кВ — трехфазного кз (точка К2);

на шинах 110 — трехфазного и однофазного кз (точка К1).

При определении параметров схемы замещения используется система относительных единиц. Величина базовой мощности Sб=1000 МВА, базовые напряжения: 10.5, 115.

Расчетная схема представлена на рис. 8.1

рис. 8.1.

Схема замещения представлена на рис 8.2

рис. 8.2.

Найдем сопротивление систем при базисных условиях:

(о.е.).

(о.е.).

сопротивление трансформатора

Х9=Xтб=;

сопротивление линий

Uср л = 115 (кВ);

;

; ;

.

Преобразуем схему и найдем результирующие сопротивления схемы:

;

.

Приняв точки кз удаленными, можно считать =1. Базовые токи при кз в точке К1:

кА, в точке К2:

кА.

Токи при 3ф. КЗ в точках К1 и К2 :

(кА);

(кА).

Рис. 8.3. Схема замещения нулевой последовательности Результирующие сопротивления схемы нулевой последовательности:

;

;

Линии: Х0/X1 = 4,7 (двухцепные с тросами), Х0/X1 = 5,5 (двухцепные без тросов);

X7 = X8 = 5,5· X1 = 5,5· 0,242 = 1,331;

X9=X10 = 4,7· X3 = 4,7· 0,12 = 0,564;

X11=X12 = 4,7· X5 = 4,7· 0,03 = 0,14.

Преобразуем схему и найдем результирующие сопротивления схемы нулевой последовательности:

;

Ток однофазного кз в точке К1:

кА, Ток трехфазного кз в точке больше К1 однофазного. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного кз. Он является расчетным.

Находим ударные токи:

— на стороне ВН

где

Kу — ударный коэффициент

— на стороне НН

.

кА.

Результаты расчета сведем в табл. 8.2

Таблица 8.2

8.3 Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции Исходя из назначения данной подстанции, при двух присоединениях выбрана схема c ремонтной перемычкой со стороны линий 110 кВ (рис. 8.3).

Рис. 8.3. Схема распределительного устройства На стороне 10кВ — одна одиночная, секционированная выключателем, система шин (рис. 8.4).

Рис. 8.4. Одна одиночная, секционированная выключателем, система шин

8.4 Выбор типов релейной защиты, автоматики, измерений Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ а) На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз=0.1 с). [Д]

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (tрз=0.1 с). [Г]

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 2.1с). [ТВ]

Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]

На секционном выключателе 10кВ устанавливается комплект МТЗ (tрз=1.6 с). [ТВ]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(tрз= 1.0с). [ТВ]

Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз=0.1−0.2 с). [Т]

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0]

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз= 0.1с).

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики.

Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 10кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ] и на секционном выключателе.

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

8.5 Выбор аппаратов и токоведущих частей Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима Iпрод. расч., табл. 8.3.

Найдем номинальные токи трансформатора соответствующие сторонам ВН и НН трансформатора:

и .

Таблица 8.3

8.5.1 Выбор элегазовой ячейки ПАСС МО-145

Таблица 8.4

где Uном и Iном — номинальное напряжение и номинальный ток выключатель;

Uсети — номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

Iпрод.расч — максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.8.2.;

id — амплитудное значение предельного сквозного тока кз;

tрз — время действия релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

tо.в. — полное время отключения выключателя с приводом;

Iо.ном — номинальный ток отключения выключателя;

— номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;

— апериодическая составляющая тока кз в момент времени ,

;

tзащ.мин — минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);

tо.с — собственной время отключения выключателя с приводом;

iв.ном — амплитудное значение номинального тока включения;

Iв.ном — действующие значение номинального тока включения выключателя;

Iтер, tтер — ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;

К табл. 8.3:

с;

с;

кА;

кА;

кА;

;

Разъединитель-заземлитель Таблица 8.5.

Проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.6:

Таблица 8.6

8.5.2 Выбор высоковольтных выключателей и их приводов Выбор вводного выключателя, тип выключателя ВВТЭ-10 -20/1000УХЛ2 по.

Таблица 8.7

По принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 1000 А.

Для таблицы 8.7:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с; с;

кА ;

кА.

Выбор секционного выключателя тип выключателя ВК-10 -630−20У2 по.

Таблица 8.8

По принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 630 А.

Для таблицы 6.4:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с; с;

кА ;

кА.

Выбор выключателя отходящей кабельной линии тип выключателя ВК-10 -630−20У2 по.

Таблица 8.9

По принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 630 А.

Для таблицы 8.9:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с; с;

кА ;

кА;

8.5.3 Выбор ограничителей перенапряжений На стороне ВН принимаем ОПН — 110/88−10(III) IV УХЛ1.

В нейтрале принимаем ОПН — 110/88−10(III) IV УХЛ1.

На стороне НН принимаем ОПН — 10/9.5−10(II) УХЛ1.

8.5.4 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять

Sном.ТСНSрасч.ТСН0.3%Sном.т=48 кВт.

Принимаем трансформаторы типа ТСЗ-63/10:Uвн=10 кВ;Uнн=0.4 кВ;S=63 кВА;

условие для выбора аппаратуры;

;

.

Выбор предохранителя

А;

Из условия выбора аппаратуры

принимаем ПКТ101−10−8-31.5У3;

Iном=8 А Iном. откл=31.5 кА;

проверка по коммутационной способности

Iном.отклIпо; 31.5>8.04,

Выбор автомата

А.

Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р32

Iном=250 iу=64 кА Вк=64 кДж.

Принимаем автомат ВА 88−35

Автомат имеет уставки 960−4400А от токов к. з. и 150−800А от перегрузки, а так же Iном=400 и iоткл=10 кА.

8.5.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Измерительные приборы и места их установки

Таблица 8.10

Выбор трансформаторов тока.

На стороне высшего напряжения:

Принимаем трансформатор тока наружной установки. Тип трансформатора тока (ТТ) — ТФЗМ 110- У. Проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.9.

Таблица 8.11

где ВК — интеграл Джоуля, определится последующему выражению:

(7.14);

кА2•с Окончательно выбирает на стороне 110 кВ ТТ — ТФЗМ 110Б-I У1:

Т — трансформатор тока;

Ф — фарфоровая изоляция;

З — с обмотками звеньевого типа;

М — маслонаполненный;

110 — номинальное напряжение;

У1 — климатическое исполнение;

На стороне НН трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10 в каждой фазе проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.12:

Таблица 8.12

Проверка по нагрузочной способности Определение сопротивлений приборов

Zамп.=Sпотр. обм / I2=0.5/52=0.02 Ом;

Zватт.=Sпотр. обм / I2=0.5/52=0.02 Ом;

Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом;

Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом.

в формулах:

Sпотр. обм — мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора

I — ток во вторичной обмотке трансформатора тока Таблица 8.13

Самой нагруженной фазой является фаза А, либо фаза С.

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

Zсч.акт.+Zсч.реакт.+rпров+rконт

Z2расч=Zприб+rпров+rконт=

=0.1+0.1+rпров+0.05=0.25+rпров;

находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.=0.8−0.25=0.55 Ом;

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

электрический сеть нагрузка подстанция где — удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q=0.2 850/0.55=2.55 мм2;

из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм²

q=4 мм2 rпров.= 0.2 850/4=0.35 Ом;

Z2расч=0.35+0.25=0.6 < 0.8 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10 проверка трансформатора тока приведена в таблице 8.14:

Таблица 8.14

На отходящей кабельной линии ставим ТТ ТПЛК-10 проверка трансформатора тока приведена в таблице 8.15:

Таблица 8.15

Таблица 8.16

Самой нагруженной фазой является фаза А, производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где

— удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);

rпров. доп. — допустимое сопротивление провода.

В результате получаем

;

из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 6 мм²

.

Выбор трансформаторов напряжения:

На секции 10 кВ ставим ТН типа НТМИ-10−66У3 со следующими характеристиками:

Uном=10 кВ;

первичное напряжение 10 000 В;

вторичное напряжение 100 В;

дополнительной вторичной 100/3 В;

допустимая мощность 120 ВА при (классе точности 0.5);

группа соединений обмоток Y0/Y0/;

Проверка по нагрузочной способности :

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений.

Таблица 8.15.

На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НФК-110−83У1 с характеристиками:

Uном=110 кВ;

первичное напряжение 110 000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 400 В*А при (классе точности 0.5).

8.5.6 Выбор провода высшего напряжения Разводка по высокой стороне 110 кВ выполняются проводом АС-70.

8.5.7 Выбор ошиновки силового трансформатора Ошиновка силового трансформатора от выводов 10 кВ до ввода в распредустройство выполняется проводом АС-70.

Сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока и проверяется по условию допустимости нагрева током утяжеленного режима :

Iдоп> Iпрод. расч где: Iпрод.расч.=965.8 А ;

Выбираем четыре алюминиевых провода .

.

8.5.8 Выбор кабельных линий к потребителю

N=10

Максимальный длительный ток нормального режима:

;

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока

Экономическое сечение одной шины кабеля, где — экономическая плотность тока кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевой жилой.

Принимаем сечение q=70 мм2.

данные кабеля:

допустимый ток кабеля Iдоп=160 А бумажная изоляция, пропитка не стекающий состав, свинцовая оболочка.

Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима

А, где

— допустимый табличный ток;

— поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними.

Производим проверку кабеля по термической стойкости:

Для этого требуется определить минимально допустимое сечение

q qмин= мм2, где

Вк — тепловой импульс;

C — коэффициент, принимаемый в среднем для кабеля с алюминиевыми жилами С=90 А2*с/мм4

Кабель АСБ-10−370 проходит по термической стойкости.

8.5.9 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН). Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 10 штук. Принимаем шкафы серии К-47, рассчитанные на номинальные токи до 630А .

КРУН — распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУН изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУН позволяет ускорить монтаж РУ. КРУН более безопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

На стороне ВН устанавливается открытое распределительное устройство (ОРУ) с элегазовыми ячейками ПАСС МО-145. Размещение оборудования в ячейках позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная. Длина ячейки и длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования.

Принимаем на низшем напряжении КРУ типа К-47.

9. Определение численности персонала оперативно-диспетчерской службы В соответствии с приказом Минэнерго СССР N 420 от 04.11.85 «Об утверждении типовых организационных структур управления и нормативов численности персонала предприятия электрических сетей» оперативное, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей осуществляется по трем формам организации: функциональной, территориальной и смешанной.

Для осуществления организации оперативного обслуживания подстанций в соответствии с приказом N 420 Минэнерго СССР можно применять :

— круглосуточное активное дежурство на щите управления;

— дежурство на дому;

— дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Форма оперативного обслуживания подстанций увязывается с нормативной численностью рабочих по оперативному и техническому обслуживанию, которая рассчитывается по нормативам приказа N420 Минэнерго СССР.

По заданию в данном дипломном проекте следует расчитать численность оперативно-диспетчерского персонала. Численность персонала зависит от Объема электрических сетей 35 кВ и выше в условных единицах, и от количества подстанций напряжением 35 кВ и выше в единицах по. Для «Восточных электрических сетей» объем электрических сетей 35 кВ и выше в условных единицах равен 25 500 у.е., количество подстанций напряжением 35 кВ и выше равна 42 ед.

Определение численности оперативно-диспетчерского персонала Таблица 9.1.

Численность оперативно-диспетчерской службы равна 10 чел.

10. Безопасность и экологичность проекта

10.1 Установка заземлений на ВЛ При проведении ремонтов воздушных линий электропередач (ВЛ) необходимо соблюдать следующие меры по технике безопасности.

ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех распределительных устройствах (РУ) и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия. Допускается:

ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях, подключенных к этим ответвлениям, при условии, что ВЛ заземлена с двух сторон, а на этих подстанциях заземления установленными за отключенными линейными разъединителями;

ВЛ напряжением 6−20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшем к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов, где ВЛ отключена, допускается её не заземлять при условии, что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах, имеющих заземляющие устройства. Дополнительно на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз, а при необходимости и грозозащитные тросы.

При монтаже проводов в анкерном пролете, а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).

На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы. На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре, на которой ведется работа, или на соседней. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.

Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах — к их элементам, на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками — к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах, не имеющих заземляющих спусков, можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством. Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или конструкциям должны быть очищены от краски. Переносное заземление на рабочем месте можно присоединять к заземлителю, погруженному вертикально в грунт не менее чем на 0,5 м. Не допускается установка заземлителей в случайные навалы грунта.

10.2 Работы на опорах и с опорами Работы по замене элементов опор, демонтажу опор и проводов ВЛ должны выполняться по технологической карте или проекту проведения работ (ППР). Подниматься на опору и работать на ней разрешается только после проверки достаточной устойчивости и прочности опоры, особенно ее основания. Для определения прочности железобетонных опор и приставок должно проверяться отсутствие недопустимых трещин в бетоне, оседания или вспучивания грунта вокруг опоры, разрушения бетона опоры (приставки) с откапыванием грунта на глубину не менее 0,5 м. На металлических опорах должно проверяться отсутствие повреждения фундаментов, наличие всех раскосов и гаек на анкерных болтах, состояние оттяжек, заземляющих проводников.

При подъеме на деревянную и железобетонную опоры строп предохранительного пояса следует заводить за стойку. Не разрешается на угловых опорах со штыревыми изоляторами подниматься и работать со стороны внутреннего угла. При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случае их применения. При работе на стойке опоры располагаться следует таким образом, чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под напряжением. При замене деталей опоры должна быть исключена возможность ее смещения или падения.

При работе на поддерживающей изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу. Если длина стропа недостаточна, необходимо пользоваться закрепленными за пояс двумя страховочными канатами. Один канат привязывают к траверсе, а второй, предварительно заведенный за траверсу, подстраховывающий член бригады подает по мере необходимости. При работе на натяжной изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу или за предназначенное для этого приспособление. На поддерживающих и натяжных многоцепных изолирующих подвесках допускается закреплять строп предохранительного пояса за одну из гирлянд изоляторов, на которой работа не ведется. Не допускается закреплять этот строп за гирлянду, на которой идет работа. В случае обнаружения неисправности, могущей привести к расцеплению изолирующей подвески, работа должна быть прекращена.

Не разрешается при подъеме (или опускании) на траверсы проводов, тросов, а также при их натяжении находиться на этих траверсах или стойками под ними. Выбирать схему подъема груза и размещать подъемные блоки следует с таким расчетом, чтобы не возникали усилия, которые могут вызвать повреждение опоры. При окраске опоры должны быть приняты меры по предотвращению попадания краски на изоляторы и провода (например, применены поддоны).

На ВЛ независимо от класса напряжения допускается перемещение работников по проводам сечением не менее 240 мм² и по тросам сечением не менее 70 мм² при условии, что провода и тросы находятся в нормальном техническом состоянии, т. е. не имеют повреждений, вызванных вибрацией, коррозией и др. При перемещении по расщепленным проводам и тросам строп предохранительного пояса следует закреплять за них, а в случае использования специальной тележки — за тележку.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах, непосредственно подключенных к ВЛ.

10.3 Работа без снятия напряжения При выполнении работ на ВЛ без снятия напряжения безопасность персонала обеспечивается по одной из двух схем:

Первая схема. Провод под напряжением — изоляция — человек — земля. Схема реализуется двумя способами:

работа в контакте, когда основным защитным средством являются диэлектрические перчатки и изолированный инструмент. Этим методом выполняются работы на ВЛ напряжением до 1000 В;

работа на расстоянии, когда работа выполняется с применением основных (изолирующие штанги, клещи) и дополнительных (диэлектрические перчатки, боты, накладки) электрозащитных средств. Этот метод применяется на ВЛ напряжением выше 1000 В.

Вторая схема. Провод под напряжением — человек — изоляция — земля. Работы по этой схеме допускаются при следующих условиях:

изоляция работающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения;

применение экранирующего комплекта по ГОСТ — 12.4.172;

выравниванием потенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальной штангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частей и элементов оборудования при работах должно быть не менее расстояния, указанного в табл. 10.1.

Таблица 10.1

*постоянный ток.

Конкретные виды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальным инструкциям или по технологическим картам. Не разрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющих иной, чем провод потенциал, а также передавать или получать инструмент или приспособление работникам, не находящимся на той же рабочей площадке, при выполнении работ с площадки изолирующего устройства, не находящегося под потенциалом провода. Перед началом работ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангой электрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы.

Работы на изолирующей подвеске по ее перецепке, замене отдельных изоляторов, арматуры, производимые монтерами, находящимися на изолирующих устройствах или траверсах, допускаются при количестве исправных изоляторов в подвеске не менее 70%, а на ВЛ напряжением 750 кВ — при наличии не более пяти дефектных изоляторов в одной подвеске. При перецепке изолирующих подвесок на ВЛ напряжением 330 кВ и выше, выполняемой с траверс, устанавливать и отцеплять от траверсы необходимые приспособления следует в диэлектрических перчатках и в экранирующем комплекте. Разрешается прикасаться на ВЛ напряжением 35 кВ к шапке первого изолятора при двух исправных изоляторах в изолирующей подвеске, а на ВЛ напряжением 110 кВ и выше — к шапкам первого и второго изоляторов. Счет изоляторов ведется с траверсы.

Не разрешается работать на ВЛ, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре, затрудняющем работы на опорах.

10.4 Работы в пролетах пересечений с действующими ВЛ При монтаже и замене проводов и тросов раскатывать их следует плавно, без рывков, тяговые канаты направлять так, чтобы избежать подхлестывания и приближения к проводам, находящимся под напряжением. Для оттяжек и контроттяжек следует применять канаты из растительных или синтетических волокон, выбирая их минимальной длины и натягивая без слабины. Используемые при работе лебедки и стальные канаты должны быть заземлены. Провод (трос) каждого барабана перед раскаткой должен быть заземлен. При работе на проводах, выполняемой с телескопической вышки (подъемника), рабочая площадка вышки должна быть с помощью специальной штанги соединена с проводом линии гибким медным проводником сечением не менее 10 мм², а сама вышка заземлена. Провод при этом должен быть заземлен на ближайшей опоре или в пролете.

Не разрешается входить в кабину вышки и выходить из нее, а также прикасаться к корпусу вышки, стоя на земле, после соединения рабочей площадки телескопической вышки с проводом. При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведется работа. Если в этом пролете подвешиваются или заменяются провода, то с обеих сторон от места пересечения должен быть заземлен как подвешиваемый, так и заменяемый провод. При замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах — по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно. Работы на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, находящихся под напряжением, необходимо выполнять по ППР, утвержденному руководителем предприятия. В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты от наведенного напряжения. Замена проводов (тросов) при этих работах должна выполняться с обязательным снятием напряжения с пересекаемых проводов.

10.5 Работы на ВЛ под наведенным напряжением на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ Персонал, обслуживающий ВЛ, должен иметь перечень линий, которые после отключения находятся под наведенным напряжением, значением наведенного напряжения. В случаях наличия на отключенных ВЛ наведенного напряжения переел соединением или разрывом электрически связанных участков (проводов, тросов) необходимо выровнять потенциалы этих участков. Уравнивание потенциалов осуществляется путем соединения проводников этих участков или установкой заземлений по обе стороны разрыва (предполагаемого разрыва) с присоединением к одному заземлителю (заземляющему устройству). На ВЛ под наведенным напряжением работы с земли, связанные с прикосновением к проводу, опущенному с опоры вплоть до земли, должны выполняться с использованием электрозащитных средств (диэлектрические перчатки, штанги) или с металлической площадки, соединенной для выравнивания потенциалов проводником с этим проводом. Работы с земли без применения электрозащитных средств и металлической площадки допускаются при условии заземления провода в непосредственной близости к каждому месту прикосновения. При монтажных работах на ВЛ под наведенным напряжением (подъем, натяжка) провод должен быть заземлен на анкерной опоре, через которую проводится натяжка, и на каждой промежуточной опоре, на которую поднимается провод.

Из числа ВЛ под наведенным напряжением организациям необходимо определить измерениями линии, при отключении и заземлении которых по концам (в РУ) на заземленных проводах остается потенциал наведенного напряжения выше 25 В при наибольшем рабочем токе действующей ВЛ.

Если на отключенной ВЛ (цепи), находящейся под наведенным напряжением, не удается снизить это напряжение до 25 В, необходимо работать с заземлением проводов только на одной опоре или двух смежных. При этом заземлять ВЛ (цепь) в РУ не допускается. Допускается работа бригады только с опор, на которых установлены заземления, или на проводе в пролете между ними. При необходимости работы в двух и более пролетах (участках) ВЛ (цепь) должна быть разделена на электрически не связанные участки посредством разъединения петель на анкерных опорах. На каждом из таких участках у мест установки заземлений может работать лишь одна бригада. На отключенной цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой можно работать только при условии, что эта цепь подвешена ниже цепей, находящихся под напряжением. Не допускается заменять и регулировать провода отключенной цепи. При работе на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ с горизонтальным расположением цепей на стойках должны быть вывешены красные флажки со стороны цепей, оставшихся под напряжением. Подниматься на опору со стороны цепи, находящейся под напряжением, и переходить на участки траверс, поддерживающих эту цепь, не допускается. Если опора имеет степ — болты, подниматься по ним разрешается независимо от того, под какой цепью они расположены. При расположении степ — болтов со стороны цепей, оставшихся под напряжением, подниматься на опору следует под наблюдением находящегося на земле производителя работ или члена бригады. При работе с опор на проводах отключенной цепи многоцепной ВЛ, остальные цепи которой находятся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на каждой опоре, на которой ведутся работы.

10.6 Пофазный ремонт ВЛ Не допускается при пофазном ремонте ВЛ заземлять в РУ провод отключенной фазы. Провод должен быть заземлен только на рабочем месте. На ВЛ напряжением 35 кВ и выше при работах на проводе одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы допускается заземлять на рабочем месте провод только той фазы, на которой выполняется работа. При этом не разрешается приближаться к проводам остальных, незаземленных фаз на расстояние менее указанного в табл. 1. При пофазном ремонте для увеличения надежности заземления оно должно быть двойным, состоящим из двух отдельно, установленных параллельно заземлений. Работать на проводе разрешается не далее 20 м от установленного заземления. При одновременной работе нескольких бригад отключенный провод должен быть разъединен на электрически не связанные участки. Каждой бригаде следует выделить отдельный участок, на котором устанавливается двойное заземление.

При пофазном ремонте ВЛ напряжением 110 кВ и выше для локализации дугового разряда перед установкой или снятием заземления провод должен быть предварительно заземлен с помощью штанги с дугогасящим устройством. Заземляющий провод штанги должен быть заранее присоединен к заземлителю. Эта штанга должна быть снята лишь после установки (или снятия) переносного заземления. Не допускается при пофазном ремонте на ВЛ с горизонтальным расположением фаз переходить на участки траверсы, поддерживающие провода фаз, находящихся под напряжением,

10.7 Работы на пересечениях и сближениях ВЛ с дорогами При работах на участках пересечения ВЛ с транспортными магистралями (железные дороги, судоходные реки и каналы), когда требуется временно приостановить движение транспорта либо на время его движения приостановить работы на ВЛ, работник, выдающий наряд, должен вызвать на место работ представителя службы движения транспортной магистрали. Этот представитель должен обеспечить остановку движения транспорта на необходимое время или предупредить линейную бригаду о приближающемся транспорте. Для пропуска транспорта провода, мешающие движению, должны быть подняты на безопасную высоту.

При работах на участках пересечения или сближения ВЛ с шоссе и проселочными дорогами для предупреждения водителей транспорта или для остановки, по согласованию с Государственной инспекцией по безопасности дорожного движения МВД России (ГИБДД), его движения производитель работ должен выставить на шоссе или дороге сигнальщиков. При необходимости должен быть вызван представитель ГИБДД. Сигнальщики должны находиться на расстоянии 100 м в обе стороны от места пересечения или сближения ВЛ с дорогами и иметь при себе днем красные флажки, а ночью красные фонари.

Рис 10.1 Универсальные когти — лазы Рис. 10.2 Монтерский пояс

1-кушак; 2-крепительная стропа; 3-страхуюзий канат; 4-карабин — застежка; 5-пряжка; 6-шлевка; 7-кольцо для крепления конца стропы; 8-кольцо для крепления страхующего каната; 9-кольцо для крепления карабина стропы: 10-пряжка для регулирования длины стропы.

Опасные факторы, их воздействие на человека, защита от вредных факторов.

Таблица 10.2.

10.8 Рекультивация нарушенных почв Рекультивация — комплекс работ, проводимых в целях восстановления нарушенных почв.

Негативные изменения состояния земель происходят в основном при открытой разработке месторождений полезных ископаемых, а также в процессе строительства. Нарушенные земли теряют первоначальную ценность и отрицательно влияют на окружающую природную среду.

Объектами рекультивации являются: карьерные выемки, терриконы, отвалы и другие карьерно-отвальные комплексы; земли, нарушенные при строительных работах; территории полигонов твердых отходов; земли, нарушенные в результате загрязнения их жидкими и газообразными отходами (нефтезагрязненные земли).

Рекультивация (восстановление) осуществляется последовательно, по этапам. Различают техническую, биологическую и строительную рекультивации.

Техническая рекультивация означает предварительную подготовку нарушенных почв для различных видов использования. В состав работ входят: планировка поверхности, снятие, транспортировка и нанесение плодородных почв на рекультивируемые земли, формирование откосов выемок, подготовка участков для освоения и т. п.

Биологическая рекультивация проводится после технической для создания растительного покрова на подготовленных участках. С ее помощью восстанавливают продуктивность нарушенных земель, формируют зеленый ландшафт, создают условия для обитания животных, растений, микроорганизмов, укрепляют насыпные грунты, предохраняя их от водной и ветровой эрозии, создают сенокосно-пастбищные угодья и т. д.

Очень сложно рекультивировать нефтезагрязненные земли, так как они имеют обедненную биоту и содержат канцерогенные углеводороды типа бенз (а)пирена. Для этого необходимы рыхление и аэрация почвы, использование бактерий, деградирующих нефть, посев специально подобранных трав и др.

При необходимости выполняют также строительный этап рекультивации, в ходе которого на подготовленных территориях возводят здания, сооружения и другие объекты.

Работы по рекультивации нарушенных территорий обеспечиваются нормативно-инструктивными материалами и ГОСТами. Например, действует ГОСТ 17.5.3.04−83. «Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель».

Сегодня уже нельзя ограничиваться только восстановлением нарушенного массива, плодородия земель, созданием растительного покрова, а важно восстанавливать и все другие компоненты природной среды. Необходима рекультивация природной среды.

Раздел 11. Математическое моделирование регулирования напряжения с помощью трансформаторов Целью данной работы является показать возможность использования принципов имитационного моделирования, позволяющего широко применять математическое моделирование объекта для моделирования регулирования напряжения в электрической сети с помощью трансформаторов. Эти возможности предоставляет программный комплекс «ЭНЕРГИЯ», разработанный на кафедре электрических систем ИГЭУ. Эффективное использование программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» в учебном процессе требует определенных теоретических знаний о математических моделях, описывающих установившиеся режимы ЭЭС, методах их решения, способах представления исходных данных и путях улучшения сходимости итерационного процесса, что особенно важно при расчетах тяжелых (послеаварийных) режимов системы.

Передача мощности в электрических сетях всегда сопровождается падениями напряжения за счет наличия активных и реактивных сопротивлений элементов сети. Вследствие падения напряжения изменяются во всех узлах сети уровни напряжения.

Рассмотрим участок электрической сети 1−2 /рис.1/.

Рис. 11.1 Схема участка сети При известном значении напряжения в т.1 () напряжение в т. 2 определится как

(11.1)

где — продольная составляющая падения напряжения;

— поперечная составляющая; обычно учитывается при расчетах с номинальным напряжением 220 кВ и выше, т.к. при более низких номинальных напряжениях имеет малую величину и не влияет существенно на расчет.

Согласно ГОСТ 13 109–87 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т. е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых, пределах. Этого можно добиться с помощью устройств регулирования напряжения.

По правилам устройства электроустановок необходимо поддерживать напряжение на шинах напряжением 6−20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

К устройствам регулирования напряжения относятся и силовые трансформаторы, используемые для преобразования электрической энергии в сетях энергосистем, распределительных сетях ив электроустановках промышленных предприятий.

При проведении расчетов режимов номинальный коэффициент трансформации КТР определяют как отношение номинальных напряжений.

(11.2)

где — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;

— номинальное вторичное напряжение при холостом ходе трансформатора и номинальном первичном напряжении.

Коэффициент трансформации (2) можно определить и как отношение числа витков первичной обмотки к числу витков вторичной, т. е.

(11.3)

где W1, W2- число витков соответствующей обмотки.

Регулирование напряжения трансформаторов осуществляется изменением числа витков первичной / или вторичной/ обмотки путем переключения специальными устройствами регулировочных ответвлений обмоток. С учетом этого коэффициент трансформации будет определяться по выражению

(11.4)

где Wpeгчисло витков регулировочной обмотки. Таким образом, изменив коэффициент трансформации в ту или иную сторону, можно изменить значение напряжения на вторичных шинах.

Силовые трансформаторы оснащаются различными устройствами регулирования: более простыми, для использования которых необходимо отключение трансформатора от электрической сети, и более сложными, которые обеспечивают регулирование под нагрузкой. Применение того или иного устройства зависит от типа трансформатора и его мощности.

Двухобмоточные трансформаторы.

В настоящее время в энергосистемах применяются двухобмоточные трансформаторы с двумя видами регулировочных устройств: 1 / ПБВ — переключатель без. возбуждения; 2 / РПН — регулирование с переключением под нагрузкой. Регулировочные ответвления размещаются на обмотке высшего напряжения / ВН /, так как при меньшем токе, несмотря на большее напряжение, устройство получается экономичнее по сравнению с размещением на стороне низшего напряжения / НН /,

При определении уровня напряжения на вторичных шинах трансформатора используется в расчетах схема замещения рис. 2.

Рис. 11.2. Схема замещения двухобмоточного трансформатора Согласно рис. 11.2 напряжение определяется по выражению (11.1) и является приведенным к напряжению ВН. Для того чтобы определить действительное напряжение U2, необходимо полученное значение разделить на коэффициент трансформации. В схеме замещения / рис, 2 / трансформатор является идеальным / ИТ /, т. е. у него отсутствуют сопротивления обмоток, потоки рассеивания и потери в стали, Изображение ИТ в схеме замещения — показать необходимость приведения напряжения в данной точке / т, 2 / к своей ступени напряжения через коэффициент трансформации Ктр.

Устройство ПБВ Регулировочным устройством ПБВ оснащены трансформаторы малой мощности до 1600 кВА. Как правило, они имеют пять регулировочных ответвлений на обмотке ВН (+5; +2,5; 0; - 2,5; - 5%).

Для переключения регулировочных ответвлений трансформатор необходимо отключить от сети со стороны ВН и НН. Такие переключения производятся редко, в основном при сезонном изменении нагрузок (зима, лето).

Ответвления выполняются в конце обмотки ВН каждой фазы трехфазной обмотки, соединенной в звезду.

Включение на основное ответвление (0) соответствует номинальному коэффициенту трансформации, указанному в паспортных данных. Переключение на одно ответвление соответствует изменению напряжения на 2,5%. Таким образом, диапазон регулирования ПБВ составляет 5%.

Коэффициент трансформации с учетом регулировочной обмотки определится как

(11.5)

где — напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН,

(11.6)

где — ступень регулирования, — номер ответвления.

Тогда напряжение на вторичных шинах трансформатора, приведенное к своей ступени напряжения, с учетом регулирования определится по выражению:

(11.7)

Устройство РПН.

Регулировочное устройство РПН применяется в основном в трансформаторах мощностью свыше 1000 кВА. Трансформаторы с встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, которое позволяет регулировать напряжение под нагрузкой (без отключения трансформатора), имеет большее число ступеней регулировочных ответвлений (до 9), больший диапазон регулирования (до 16%) и меньшую ступень регулирования одного ответвления (до 1%).

У двухобмоточного трансформатора РПН включается последовательно с обмоткой ВН.

Определение напряжения на вторичных шинах с учетом РПН соответствует изложенной выше последовательности для трансформаторов с ПБВ.

Выбор ответвления.

Для поддержания заданного напряжения на вторичных шинах трансформатора необходимо выбрать соответствующее ответвление РПН (или ПБВ).

(11.8)

где — желаемое напряжение на вторичных шинах: в режиме максимальных нагрузок U21.05U2ном, в режиме минимальных нагрузок U2номU2.

Вычисленные значения n (для соответствующих режимов) округляются до ближайшего целого числа (положительного или отрицательного). Действительные напряжения U2 (с учетом принятого целого значения n) определяется по выражению (11.8).

Трехобмоточные трансформаторы.

Трехобмоточные трансформаторы, в отличие от двухобмоточных, имеют два регулирующих устройства: РПН в нейтрали обмотки ВН и ПБВ в обмотке СН.

С помощью РПН регулируется напряжение одновременно на сторонах СН и НН. При таком размещении РПН не всегда удается обеспечить желаемое напряжение одновременно на шинах среднего и низшего напряжения. Поэтому обмотка среднего напряжения имеет дополнительное устройство ПБB, что позволяет, в случае необходимости, обеспечить желаемое напряжение на стороне СН для заданного режима.

Принципиально устройства РПН и ПБВ такие же, как и для двух-обмоточньгх трансформаторов.

Выбор ответвлений Определение необходимого ответвления начинается с обеспечения желаемого напряжения на стороне НН.

(11.9)

где — расчетное напряжение, приведенное к стороне ВН;, n1 — соответственно ступень регулирования напряжения и номер ответвления РПН.

При определении действительного напряжения на шинах СН необходимо учесть влияние РПН.

(11.10)

Автотрансформаторы.

Особенностью автотрансформатора является наличие электрической связи между обмотками высшего и среднего напряжения. Обмотка НН связана с другими обмотками только магнитной связью.

В силу конструктивных отличий автотрансформатора регулирование напряжения имеет ряд особенностей. Применяют различные типы и способы включения регулирующих устройств, а именно:

1. РПН на стороне СН;

2. РПН, включенное в нейтраль автотрансформатора;

3. Вольтодобавочный трансформатор (ВДТ), включенный в нейтраль автотрансформатора ;

4. Регулирование с помощью линейных регуляторов / ЛР /.

Автотрансформаторы с РПН на стороне СН Автотрансформатор может работать в двух режимах: прямом и обратном / реверсивном /.

Прямой режим Переток мощности осуществляется со стороны ВН на СН, т. е. трансформатор работает как понижающий, При установке РПН в обмотке СН изменяется число витков средней обмотки и меняется коэффициент трансформации между ВН и СН.

Напряжение на вторичных шинах определится как

(11.11)

где — напряжение на шинах СН, приведенное к ВН.

Тогда необходимый номер ответвления:

(11.12)

где — напряжение на шинах СН.

Схема замещения автотрансформатора — трехлучевая звезда, поэтому порядок определения напряжения на шинах СН и НН такой же, как и для трехобмоточного трансформатора.

При установке РПН на СН напряжение на стороне НН не регулируется, т.к. коэффициент трансформации (связь между ВН и НН) остается без изменения.

Реверсивный режим

При проведении расчетов этого режима параметры трансформатора приводятся к напряжению питающей стороны. Считаем, что при реверсивном режиме работы автотрансформатора его параметры приведены к ступени СН. Устройство РПН, установленное на стороне СН, приводит к изменению напряжения на ВН и НН.

. (11.13)

Изменение напряжения на высшей стороне автотрансформатора приводит к изменению напряжения на шинах НН, т. е. напряжение на низшей стороне зависит от номера отпайки РПН.

. (11.14)

Включение РПН в нейтраль

Особенностью включения РПН в нейтраль ВН является то, что в этом случае изменяется число витков на обмотке как ВН, так и СН. Таким образом, появляется возможность изменения коэффициентов трансформации. Необходимо проанализировать, какое влияние оказывает такой способ включения РПН.

Номинальный коэффициент трансформации (при основных ответвлениях) определится как

С учетом РПН

(11.15)

(11.16)

Анализируя выражения (15), (16), делаем вывод, что при включении РПН в нейтраль автотрансформатора происходит несогласованное регулирование, т. е. при повышении напряжения на шинах СН одновременно понижается напряжение на НН и наоборот. В этом случае может быть два решения: добиваются желаемого напряжения на шинах НН за счет РПН или на шинах СН за счет РПН, а на НН устанавливают дополнительные регулирующие устройства.

Представление трансформаторов и автотрансформаторов при расчетах установившихся режимов.

Расчетная схема замещения трансформатора, используемая в расчетах УР на ПК, определяется с учетом его номинальной мощности, числа обмоток, особенностей выполнения регулирования напряжения, конструкции и т. п. Двухобмоточные трансформаторы представляются схемой замещения показанной на рис. 1.3, а, б. Активные и реактивные сопротивления могут быть определены расчетным путем или по данным.

Алгоритм расчета УР выполнен таким образом, что ПК автоматически приводит сопротивления обмоток трансформаторов к той ступени номинального напряжения, номер узла которой указывается в исходных данных трансформатора первым. Например, если в массиве исходных данных для ветвей сети в схеме замещения трансформатора (рис. 1.3. в) первым будет указан узел 1, соответствующий первичной обмотке трансформатора, то сопротивления будут приводиться в ходе расчета к ступени напряжения

При этом значение коэффициента трансформации должно определяться по выражению

(11.17)

где , — номинальные напряжения обмоток трансформатора; - ступень регулирования первичной обмотки (с РПН или ПБВ); n1 — номер включенного ответвления регулировочной обмотки.

Тогда величина напряжения (рис. 1. 3,6) рассчитывается в этом случае в соответствии с алгоритмом по выражению

(11.18)

где U2 — фактическое значение напряжения в узле 2 схемы замещения; U'2 — напряжение U2 приведенное к первичной ступени трансформации.

При этом очевидно, что в соответствии с выражением (18) величина

При подготовке исходных данных необходимо тщательно следить за правильным заданием величин коэффициентов трансформации, ибо ошибка подобного рода резко искажает результаты расчета УР сети, а часто вообще нарушает сходимость итерационного процесса при решении системы нелинейных алгебраических уравнений.

При использовании в исходных данных параметров, приведенных к первичной стороне, т. е. при применении коэффициентов трансформации идеальный трансформатор (ИТ), отображающий этот коэффициент, расположен в схеме замещения за сопротивлением трансформатора (между фиктивным узлом 2` и узлом 2). Такое представление трансформатора в расчетах УР не позволяет определять изменение потерь мощности в сопротивлениях трансформатора при изменении его коэффициента трансформации, т.к. напряжение не зависит от величины К?21-Для того чтобы иметь возможность определить изменение потерь мощности в обмотках, необходимо трансформатор представить схемой в которой сопротивления приведены ко вторичной стороне, а коэффициент трансформации .

Для этой схемы в исходных данных первым будет указан узел 2, а идеальный трансформатор будет расположен до сопротивлений (рис. 1.3,в).

Например, сопротивления трехобмоточного трансформатора типа ТДТН — 40 000/220 при приведении к напряжению UH1=230 кВ будут равны RT1 = rt2 = RТ3 = 3,6 Ом; ХТ1 = 165,0 Ом, ХТ2 = 0,0 Ом, ХТ3 = 125,0 Ом, а величины

Те же параметры схемы замещения трансформатора при приведении сопротивлений обмоток к «своим» номинальным напряжениям будут равны:

RT1=3,6 Ом, RT2=0,1 Ом, RТ3=0,008 Ом; ХТ1 = 165,0 Ом, ХТ2 = 0,0 Ом, ХТ3 = 0,285 Ом, КТ12=5,97, КТ13=20,9.

При расчетах УР на ПК можно применять схему замещения трансформаторов с приведением сопротивлений к любым ступеням напряжений (первичной, вторичной, третичной и т. д., а также — к «своим» ступеням напряжений), при этом результаты расчета УР не изменятся. Выбор варианта приведения определяется конкретными целями расчета УР и особенностями схемы сети.

На рис. 11.3 и далее UH обозначает номинальное напряжение сети.

Величина коэффициента трансформации Кт21 при переключении ответвления регулировочной обмотки (номера ответвления) от положения n1мин до положения n1макс изменяется линейно от KT21 мин до KT21 макс (рис. 1.4).

При определении величины KT21 помимо выражения (17), можно пользоваться специально составленными таблицами, примеры заполнения которых приведены ниже.

Значения коэффициентов трансформации некоторых типов двухобмноточных трансформаторов с РПН приведены в табл. 11.1.

рис. 11.4.

При диапазоне регулирования 9×1.78 (UH1=115, UH2=11)

Таблица 11.1

Трехобмоточные трансформаторы представляются при расчетах УР трехлучевой схемой замещения (рис. 11.5).

Сопротивления обмоток могут быть определены по [2,3,7], при этом они должны быть приведены к ступени номинального напряжения, за которое обычно принимается номинальное напряжение uhi .

Как показано выше, сопротивления могут быть приведены также к любым уровням напряжений. Трехобмоточные трансформаторы, как правило, имеют устройства РПН в нейтрали первичной обмотки (обмотки высшего напряжения) и ПБВ в нейтрали вторичной обмотки.

В схеме замещения (рис. 11.5) обычно принимается, что идеальный трансформатор, включенный последовательно в первичную обмотку, имеет коэффициент трансформации, равный единице. Расчетные значения коэффициентов трансформации для двух других обмоток определяются по выражениям где UН1, UН2 — номинальные напряжения основных ответвлений первичной и вторичной обмоток соответственно;

UН3 — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;

К1%, К2% - значения ступеней регулирования первичной (РПН) и вторичной (ПБВ) обмоток, %;

n1, n2- номера включенных ответвлений первичной (РПН) и вторичной (ПБВ) обмоток.

Как следует из выражений (11.8), (11.9), ,

Значения коэффициентов трансформации некоторых типов трехобмноточных трансформаторов с РПН в нейтрали первичной обмотки и ПБВ в нейтрали вторичной приведены в табл. 1.2, 1.3 соответственно.

При диапазоне регулирования 12×1, n2=0

Таблица 11.2

С ПБВ при n1=0

Таблица 11.3

При определении коэффициентов трансформации трех (многообмоточных) трансформаторов, входящих в состав исходных данных, справедливы тс же соображения, что и для двухобмоточных трансформаторов, приведенные выше.

Автотрансформаторы (AT) обычно при расчетах УР представляются схемой замещения, показанной на рис. 1.6, причем все их сопротивления приводятся к номинальной мощности AT и одной (обычно высшей) ступени номинального напряжения. Как правило, AT имеет РПН со стороны выводов обмотки среднего напряжения и обеспечивает, как и все другие трансформаторы, лишь продольное регулирование напряжения.

Рис. 11.6

Расчетное значение коэффициента трансформации идеального трансформатора в обмотке ВН AT, как и для обычного трехобмоточного трансформатора, принимается равным единице (Ктво = 1,0).

Расчетные значения коэффициентов трансформации двух других. идеальных трансформаторов при продольном регулировании напряжения определяются по выражениям

(11.21),

(11.22),

где UНН, UВН — номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

UСН — номинальное напряжение основного вывода обмотки среднего напряжения (при nс =0);

КС% - значение ступени регулирования обмотки среднего напряжения (РПН);

nс — номер включенного ответвления со стороны выводов обмотки среднего напряжения (РПН).

Ниже приведены, в качестве примера, величины коэффициентов трансформации автотрансформаторов 220/110 кВ с диапазоном регулирования ±6×2,0% (табл. 11.4).

Таблица 11.4

Трансформаторы с расщепленными обмотками при расчетах УР представляются схемой замещения, показанной на рис. 11.7.б.

Рис. 11.7

У таких трансформаторов обычно имеется устройство РПН в нейтрали первичной обмотки, а две вторичные (расщепленные) обмотки могут иметь одинаковые (Un1 = Un2) или разные номинальные напряжения.

Сопротивления трансформаторов с расщепленными обмотками могут быть определены по. На них распространяются те же особенности нумерации узлов в расчетной схеме, что и в случае трансформаторов других типов.

В лабораторной работе по заданию нужно исследовать регулирующую способность двухобмоточного трансформатора, трансформатора с расщепленными обмотками, трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора.

Исследование регулирующей способности двухобмоточного трансформатора (чертеж 6).

При диапазоне регулирования 9×1.78 (UH1=115, UH2=11)

Таблица 11.5

Исследование регулирующей способности устройства РПН трехобмоточного трансформатора (чертеж 6)

С РПН Таблица 11.5

Исследование регулирующей способности ПБВ трехобмоточного трансформатора. При этом n1=0.

Таблица 11.6

Исследование регулирующей способности автотрансформатора (чертеж 6).

При диапазоне регулирования ±6×2%

Таблица 11.7

Из выше приведенных вычислений можно сделать следующий вывод:

Данные способы регулирования напряжения можно применять для проведения лабораторных работ по курсу «электрические сети», не используя физическое представление, которое требуется при проведении работы на лабораторном стенде

Заключение

В данном дипломном проекте было рассмотрено развитие Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК», обеспечивая перспективные режимы работы на 2015 год.

В проекте предусмотрено сооружение двухцепной отпаечной воздушной линии 110 кВ на п./ст. Соколовская, а также реконструкция подстанции Соколовская с переводом ее на более высшее напряжение 110 кВ.

Расчет установившихся режимов сети на 2015 год показал, что все линии и трансформаторы работают с допустимой нагрузкой.

Напряжения на шинах подстанций 220, 110 и 35 кВ поддерживаются во всех режимах на требуемом уровне с помощью РПН, ПБВ трансформаторов и ЛТДН и не превышают + 10% от Uном.

Проведен анализ особенностей математического моделирования регулирования напряжения с помощью трансформаторов. Показана целесообразность применения этих результатов для учебных целей и переподготовки персонала.

Список использованных источников

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 288с.

2. Правила устройства электроустановок/ Минэнерго СССР. — М.: Энергоиздат, 1986. — 640 с.

3. Справочник по строительству линий электропередачи. Под ред. А. Д. Романова. Изд. 3 — е перераб. и доп. М.: Энергия, 1971. — 560 с. с ил.

4. Неклепаев Б. Н., Крючков М. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М .: Энергоиздат, — 1989.

5. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. — М.:Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.

6. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2 — е изд., перераб. — М.: Энергия, 1980. — 600 с.

7. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Под ред. Б. А. Князевского. — 3 — е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1983. — 336 с. с ил.

8. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.- М.: Издво НЦ ЭНАС, 2001.-216 с.

9. Понизительная подстанция: Метод. Указания по выполнению курсового проекта /Иван. гос. энерг. Университет; Сост. Козулин В.С.

10. Введенская А. В. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Организация, планирование и управление в энергетике». Иваново, 1990.

11. Введенская А. В. Приложения к методическим указаниям по выполнению курсовой работы по дисциплине «Организация, планирование и управление в энергетике». Иваново, 1990.

12. Введенская А. В. Методические указания для курсового и дипломного проектирования «Оценка экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике». Иваново, 2001.

13. А. И. Кулешов, Б. Я. Прахин «Расчет и анализ установившихся режимов электроэнергетических систем на персональных компьютерах». Иваново 2001.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Результаты расчетов установившихся режимов.

П. 1.1.

П. 1.2.

П. 1.3.

П. 1.4.

П. 1.5.

П. 1.6.

П. 1.7.

П. 1.8.

П. 1.9.

П. 1.10.

П. 1.11.