63050 (588888), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

"RASTR" не имеет программных ограничений на объем рассчитываемых задач. Захват оперативной памяти определяется размером рассчитываемой схемы, для расчета схем свыше 1000 узлов может оказаться необходимым нарастить оперативную память свыше 4 Мб.

В процессе работы программой могут создаваться три типа файлов:

*.rge – содержат информацию об исходных данных и режиме схемы и требуют 1 Кбайт дисковой памяти на 10 узлов схемы;

*.uk – содержат информацию о траектории утяжеления;

*.cxe – содержат информацию о графическом образе схемы.

Необходимые для расчетов данные вводятся при помощи встроенного в комплекс редактора.

Данные о узлах представляются в следующем формате:

Район – номер района, к которому относится узел (до 255);

Номер – номер узла;

N – номер статической характеристики (0 – не задана, 1 – стандартная, для 6-10 кВ, 2 – стандартная для 110-220 кВ (обе "зашиты" в программу), 3-32000 - задаются пользователем в таблице "Полиномы";

Название – название узла (от нуля до двенадцати символов;

U_ном – номинальное напряжение или модуль напряжения, кВ;

P_наг,Q_наг – мощность нагрузки;

P_ген, Q_ген – мощность генерации;

Q_min, Q_max – пределы генерации реактивной мощности;

G_шунт, B_шунт – проводимость шунта на землю, мСм;

V, Delta – модуль и угол напряжения;

X_г – сопротивление генератора (зарезервировано для дальнейшего использования);

К_ст – крутизна статической характеристики активной мощности по частоте, если К_ст >0 регулирование осуществляется изменением мощности генерации (поле Р_ген), если К_ст<0 – изменением нагрузки, если К_ст=0 – узел в регулировании частоты не участвует;

U_min, U_max – диапазоны изменения напряжения, кВ;

P_ном – номинальная мощность нагрузки или генерации (в зависимости от знака К_ст), используемая для вычисления частотного эффекта;

Р_min, P_max – диапазоны изменения мощности генерации в узлах регулирующих частоту;

Район 2 – номер второго района, к которому относится узел.

Активные (реактивные) мощности могут вводиться в кило- или мегаваттах (квар, Мвар).

Данные о ветвях представляются в формате:

N_нач, N_кон – номера узлов, ограничивающих линию;

N_п – номер параллельной ветви;

R, X – активное и индуктивное сопротивления ветви, (Ом);

G, B – проводимости ветвей, мкСм, для шунтов П – образной схемы (B0);

K_т\в, К_т\м – вещественная и мнимая составляющие коэффициента трансформации;

I_доп – допустимый ток ветви;

К_r,min K_r,max – диапазоны изменения вещественной части коэффициента трансформации

K_i,min K_i,max – то же для мнимой части;

БД – номер транформатора в базе данных;

N_anc – номер анцапфы;

K_дел – коэффициент деления потерь на межситемных линиях, потери разносятся по следущим формулам: (1-К_дел)·ΔP_ЛЭП – к району, которому принадлежит узел начала линии (N_нач); К_дел·ΔP_лин – к району, которому принадлежит узел конца линии (N_кон).

Сопротивление ветви должно быть приведено к напряжению U_нач, а коэффициент трансформации определяется как отношение U_кон/U_нач. При задании ветви с нулевыми сопротивлениями она воспринимается как выключатель.

Кроме этого в комплексе так же имеются таблицы, куда заносятся данные характеризующие районы, полиномы статических характеристик нагрузки и анцапфы трансформаторов.

В таблицу "Районы" вводят следующие данные:

Номер – номер района;

Номер2 – номер дополнительного (второго) района, каждый узел может находится в двух независимых районах;

Название – название района;

dP_н, dQ_н, dP_г – коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).

Таблица "Полиномы" содержит данные о статических характеристиках нагрузки:

СХН – номер статической характеристики нагрузки;

Р₀, Р₁, Р₂, Р₃ – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;

Q₀, Q₁, Q₂, Q₃ – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;

Полиномы могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.

Данные о трансформаторах вносятся в таблицу "Анцапфы":

N_бд – номер трансформатора в базе данных;

Название – его название (необязательно);

EИ – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести любой символ, отличный от % или пробела, будет предполагаться киловольт;

"+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");

Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V_(рег), коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле К_т=(V_рег + dV)/V_нр (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле К_т=(V_рег+dV)/(V_нр+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;

К_нейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;

V_(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;

V_(рег) – наряжение регулируемой ступени;

N_anc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости от поля ЕИ).

Данные по анцапфам задаются в отдельном файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.

В комплексе имеется возможность прочитать и(или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).

Расчетный блок комплекса представляет собой дальнейшее развитие программы Уран-1000, включенной в состав КУРС-1000 и RGM. При расчете установившегося режима позволяется изменять точность расчета, предельное число итераций, запретить использование стартового алгоритма (плохо работает при наличие УПК) или начать расчет с плоского старта (номинальные напряжения и нулевые углы – самое надежное исходное приближение). Так же можно изменить необходимую точность для контроля ограничений по реактивной мощности, допустимые границы изменения рассчитываемых параметров, при нарушении которых фиксируется аварийное окончание расчета.

В комплекс включена программа оптимизация режима по реактивной мощности методом приведенного градиента (описание приведено в подразделе 2.4). В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:

1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.

2) контролируемые узлы, в которых заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать напряжения внутри ограничений, но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).

Для трансформаторов, имеющих регулирование задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.

Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.

Кроме этого имеется очень полезная функция – "Однородная". При выполнении этой команды реактивное сопротивление линий, входящих в замкнутые контуры, пересчитывается пропорционально активному с заданным коэффициентом. При задании этого параметра отрицательным, коэффициент выбирается по отношению реактивных и активных потерь. После пересчета выполняется расчет режима полученной однородной сети. Этот режим соответствует так называемому "естественному" потокораспределению, имеющему наименьшие потери активной мощности. После выполнения расчета отмечаются точки потокораздела в контурах, т.е. те узлы в которых целесообразно производить размыкание контура.

Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией /13/.

3.2 Анализ характерных электрических режимов

3.2.1 Анализ зимнего периода

При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.

В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм². Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм² в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм² в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм², что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм².

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, определенный из выражения

,

составляет 96,2-96,7%.

Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии

,

определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов и суммарных потерь в стали трансформаторов на характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах					общие
			переменные			постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч		%	МВт·ч		%
500	0,000	0,00	0,108	0,12	19,104		21,28	19,212		21,40
220	0,387	0,43	1,512	1,68	10,188		11,35	12,087		13,46
110	20,688	23,04	2,847	3,17	22,443		24,99	45,978		51,21
35	7,533	8,39	0,978	1,09	4,002		4,46	12,513		13,94
Общие потери ЭЭ	28,608	31,86	5,445	6,06	55,737		62,07	89,79		100

КПД сети по энергии определенный из выражения

,

составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

3.2.2 Анализ летнего периода

Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм². Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм² и около 0,08 А/мм² в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм², что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм².

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.

КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).

КПД сети по энергии составляет 93,6%.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах					общие
			переменные			постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч		%	МВт·ч		%
500	0,000	0,00	0,048	0,07	18,720		26,42	18,768		26,49
220	0,153	0,22	0,351	0,50	8,907		12,57	9,411		13,28
110	12,861	18,15	0,756	1,07	23,934		33,78	37,551		53,00
35	0,861	1,22	0,114	0,16	4,140		5,84	5,115		7,22
Общие потери ЭЭ	13,875	19,59	1,269	1,79	55,701		78,62	70,845		100

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 ("БУР, сторона СН второго трансформатора") – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 ("Итатская", сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 ("Новый Огур", сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 ("Петропавловка", сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 ("Шушь, сторона ВН второго трансформатора") – 36,4 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1702 ("Н-Алтатка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 ("Шарыпово", сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 ("Грузенка") – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 ("Шарыпово", сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Курбатово") – 34,9 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,8 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

3.2.3 Анализ зимнего периода в подсистемах

Рассматривая нормальный режим работы "КАТЭКэлектросеть" можно выделить четыре подсистемы.

В первых двух больших подсистемах балансирующими подстанциями могут выступать ПС Итатская и ПС Ужур. Точками потокараздела этих двух подсистем является ПС Ужур, где линии С-71, С-70 отключены, и подстанция михайловка, где секционные выключатели на 35 кВ и 10 кВ отключены. Таким обазом, ПС Ораки в нормальном режиме получает питание по включенным линиям С-70, С-71 от ПС Парная. На ПС Михайловка второй трансформатор по линиям 35 кВ получает питание от ПС Шарыпово-27 через проходные подстанции Шушь и Локшино, а первый трансформатор уже принадлежит третьей подсистеме.

Третья подсистема, состоит из подстанций

- Красная сопка – балансирующая;

- Крутоярская – СВ-35 включен;

- Михайловка – СВ-35 отключен;

- Солгон – СВ-35 отключен;

- Яга – СВ-35 отключен.

При этом все секционные выключатели на 10 кВ являются отключенными. Подсистема получает питание по линии 35 кВ от ПС Красная сопка. Диспетчерский номер линии – Т24.

Четвертая подсистема состоит всего из двух подстанций:

- Степная - балансирующая;

- Солгон, IT при СВ-35 кВ отключенном. Подсистема запитывается от ПС Степная по линии Т-25.

Аналогично общей схеме рассмотрим каждую подсистему в отдельности.

Подсистема 1

Балансирующим узлом является подстанция Итатская-500. На шинах ВН указанной подстанции задано напряжение 515 кВ. Для данной подсистемы главными питающими подстанциями являются ПС Шарыповская-220 и БУР-1-220.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм². Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм² в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм² в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм², что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм².

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах					общие
			переменные			постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч		%	МВт·ч		%
500	0,000	0,00	0,102	0,18	19,104		33,89	19,206		34,07
220	0,378	0,67	0,264	0,47	7,941		14,09	8,583		15,23
110	8,616	15,29	1,524	2,70	15,390		27,30	25,530		45,29
35	2,082	3,69	0,147	0,26	0,819		1,45	3,048		5,41
Общие потери ЭЭ	11,076	19,65	2,037	3,61	43,254		76,74	56,367		100

КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

Подсистема 2

Балансирующим узлом является подстанция Ужур.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм². Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм² в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм² в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм², что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм².

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.

Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)

Расчетная величина потерь ЭЭ	Потери электроэнергии
	в ЛЭП		в трансформаторах				общие
			переменные		постоянные
	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%	МВт·ч	%
220	0,000	0,00	1,203	4,53	2,304	8,67	3,507	13,20
110	10,869	40,91	1,281	4,82	7,266	27,35	19,416	73,08
35	1,068	4,02	0,33	1,24	2,247	8,46	3,645	13,72
Общие потери ЭЭ	11,937	44,93	2,814	10,59	11,817	44,48	26,568	100

КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 ("Малый Имыш", сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 ("Красная сопка") – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 ("Солгон") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН первого трансформатора") – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 ("Солгон") – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 ("Итатская, сторона СН обоих трансформаторов") – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 ("БУР-1", сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 ("Ужур", сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 ("Березовка") – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 ("Тюльково", сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 ("Яга") – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями

Показатели качества электрической энергии являются режимными параметрами и связаны с балансом мощностей в системе, т.е. в каждый момент времени в электрической системе должно обеспечиваться равенство генерации и потребления энергии с учетом потерь мощности в электрических сетях /5/.

Конкретному балансу мощностей соответствуют вполне определенные значения частоты и напряжения - основные показатели качества электрической энергии (ПКЭ).

Нарушение некоторого исходного баланса мощностей приводит к установлению- нового режима в системе, в котором вновь балансируются генерируемые и потребляемые мощности, однако при иных показателях качества.

В России с 1 января 1999 года введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Стандарт устанавливает одиннадцать показателей качества электрической энергии (ПКЭ) /6/:

- установившееся отключение напряжения;

- размах изменения напряжения (величина резкого скачка напряжения в зоне ±10 % номинального напряжения);

- доза фликера (накопленное воздействие резких скачков напряжения с разными размахами, произошедших в течение установленного в стандарте интервала времени);

- длительность провала напряжения (кратковременной посадки напряжения за уровень минус 10 %);

- коэффициент искажения синусоидальности;

- коэффициент n-й гармонической составляющей;

- коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности;

- импульсное напряжение;

- коэффициент временного перенапряжения;

- отключение частоты.

Значение ПКЭ в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течении не менее 95 % времени каждых суток значения ПКЭ должны не выходить за пределы нормальных значений.

Влияние низкого качества электрической энергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электрической энергии; сокращения срока службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшение качества, и иногда и браку.

Отклонение параметров электроэнергии от установленных стандартом ухудшают условия эксплуатации элекрооборудования энергосистем и потребителей и вызывают дополнительные затраты. Таким образом появляется ущерб от работы на пониженных ПКЭ, который в настоящее время учитывается косвенно - посредством системы скидок (надбавок).

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю электроэнергии низкого качества по отклонениям напряжения и частоты, а также при отпуске электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной и нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебаний напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине потребителей качества электрической энергии по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной, нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебания).

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателя качества определяется по таблице 5 /5/ и лежит на пересечении двух показателей: по вертикали Т₁, а по горизонтали Т₂, где T₁ - относительное время (в %) превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109-97; Т₂ -относительное время (в %) превышения максимального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ.

При определении скидок (надбавок) значения Т₁ и Т₂; полученные при измерениях, округляются до целых значений процента. Суммарная скидка (надбавка) определяется суммой скидок (надбавок), исчисленных по каждому показателю качества.

При расчетах по двухставочному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней величине двухставочного тарифа, включающего плату за мощность и энергию.

Будем считать, что на основе измерений коэффициента несинусоидальности были получены следующие значения Т₁ и Т₂:

- T₁ = 10% – значение относительного времени превышения нормального допускаемого значения коэффициента несинусоидальности;

- Т₂ = 1% – относительное время превышения максимального допустимого коэффициента несинусоидальности.

Тогда надбавка за нарушение качества электрической энергии по показателю - коэффициент несинусоидальности составит по /5, с. 44/ 2,0 %.

Можно подсчитать надбавку в рублях на каждый кВт·ч для двухставочного тарифа по формуле (67)

,

где а = 212,32 руб/кВт – относительная ставка, предусматривающая годовую плату за 1 кВт разрешенной потребляемой мощности;

b = 10,84 руб/кВт·ч – дополнительная ставка друхставочного тарифа, предусматривающая плату за 1 кВт·ч активной энергии, учтенной счетчиками;

Н = 2% – надбавка к тарифу на нарушение качества электрической энергии.

руб/кВт·ч.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Организация управления безопасности жизни деятельности и охраны окружающей среды на предприятии

Вопросы охраны на электроэнергетических предприятиях регламентируется рядом законодательных документов:

- Конституцией России;

- КЗоТ России;

а также нормативными документами:

- правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

- правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей;

- правилами безопасности при работе с инструментами и приспособлениями;

- правилами устройства электроустановок;

- системой стандартов безопасности труда.

Согласно КЗоТ России ответственность обеспечения здоровых и безопасных условий труда несет администрация предприятия. Данное трудовое законодательство устанавливает, что ответственность за организацию труда в целом по предприятию несут директор и главный инженер. По отдельным подразделениям такая ответственность возложена на руководителей участков, служб и т.д. Непосредственное руководство безопасностью труда осуществляет главный инженер. На ПЭС ежегодно от имени коллектива, рабочих и служащих заключаются коллективные договора с администрацией ПЭС, в которых предусматривается конкретная работа в области охраны труда (создание комплексных планов оздоровительных мероприятий и т.п.). В соглашениях по охране труда по цехам и участкам администрация предприятия электрических сетей осуществляет:

- разработку, проектирование и приобретение новых средств техники безопасности, охраны труда и их внедрение в производство;

- контроль за внедрением, применением и совершенствованием средств охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды;

- разработку правил внутреннего распорядка;

- организацию и проведение дня техники безопасности;

- организацию обучения и проведения инструктажей по технике безопасности;

- организацию и проведение противоаварийных и противопожарных учений;

- обеспечение персонала средствами коллективной и индивидуальной защиты;

- установление компенсаций и льгот за опасные условия труда;

- строительство санаториев и профилакториев;

- организацию отдыха персонала.

Контроль за соблюдением КЗоТ со стороны администрации ПЭС осуществляется трехступенчато:

- главный инженер, инспектор по ТБ - не реже одного раза в месяц;

- начальник службы не реже одного раза в неделю;

- начальник участка, мастер - ежедневный контроль.

С целью контроля за деятельностью администрации ПЭС создается совет предприятия. Данный орган координирует работу, контролирует деятельность администрации в области безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды, намечает планы внедрения средств и методов предупреждения заболевания и производственного травматизма.

На рабочих и служащих также возлагаются определенные обязанности: соблюдение инструкций ТБ и по охране труда, установленных требований обращения с машинами и механизмами, использование средств индивидуальной защиты, невыполнение обязанностей рабочими и служащими является нарушением трудовой дисциплины.

5.2 Анализ опасностей и условий поражений при эксплуатации и ремонте ЛЭП 110 кВ

Работы, производимые на воздушной линии (ВЛ) согласно ПУЭ /9/ относится к категории с повышенной опасностью, так как эти работы производятся на большой высоте, что требует от ремонтного персонала больших физических и нервно-психических затрат. Эти опасности усугубляются тем, что наличие напряжения на токоведущих частях нельзя обнаружить органами чувств без применения специальных приборов.

Согласно ПУЭ по степени опасности поражения электрическим током ЛЭП приравнивается к электроустановкам, эксплуатирующиеся в особо опасных помещениях. В Л 110 кВ сооружаются трехфазными с глухозаземленной нейтралью. Величина линейного напряжения равна 110, а фазного 63,5 кВ. Ток в ЛЭП переменный с частотой, равной 50 Гц.

Согласно ПУЭ определены наибольшие предельные допустимые уровни тока и продолжительности его воздействия на организм: при длительности воздействия до 0,1 с – допустимый ток 500 мА; до 0,2 с – 250 мА; до 0,5 с – 100 мА, до 0,7 с – 75 мА, до 1,0 с – 65 мА.

Наибольшие предельные уровни напряжений прикосновения: при длитель-ности воздействия до 0,1с наибольшее напряжение прикосновения равно 500 В; до 0,2 с – 400 В, до 0,5 с – 200 В, до 0,7 с – 130 В, до 1 с – 100 В, до 3 с – 65 В. Размеры опасных зон это наименьшие допустимые расстояния, на которые разрешается приближаться к токоведущим частям под напряжением: расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений – 1,0 м; расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов – 1,5 м. При приближении к токоведущим частям возможно появление электрической дуги, которая оказывает на организм термическое и биологическое воздействие. Термическое действие тока проявляется в ожогах отдельных участков тела, нагреве до высокой температуры кровеносных сосудов, нервов, сердца, мозга и других органов, находящихся на пути тока, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства. Биологическое действие тока проявляется в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов. При близком расстоянии от токоведущих частей человек находится в электромагнитном поле, которое также воздействует на организм человека: повышенная утомляемость, вялость, появляются головные боли, ухудшается сон, появляются боли в сердце. Электромагнитное поле воздействует на нервную и иммунную системы организма. Исход, ранее названных электропоражений усугубляют следующие факторы: повышенная влажность воздуха, длительность прохождения тока через организм человека, индивидуальные физиологические особенности человека. Условиями поражения электрическим током являются следующие:

- доступ к токоведущим частям под напряжением в связи с пробоем изоляторов, отсутствием ограждений, плакатов безопасности, отступлением от правил выбора высоты подвески проводов;

- внезапное появление напряжения на металлических корпусах и кожухах электрооборудования в результате нарушения изоляции при ее старении, механических повреждениях,

- случайное появление напряжения на отключенных токоведущих частях вследствие ошибочных или преднамеренных включений, перетоков, обратной трансформации.

Причинами поражения электрическим током являются:

- технические, связанные с конструктивными и проектными ошибками (неправильный выбор количества изоляторов, высоты подвески проводов);

- технологические, связанные с нарушением электрического режима;

- организационные, связанные с некачественным обучением персонала;

- санитарно-технические, связанные с изменчивыми климатическими условиями, с повышенной напряженностью электрического поля, болезненным состоянием организма;

- психологические, связанные с нервными расстройствами работников, моральной несовместимостью работников в бригаде, а также выполнение работ в состоянии алкогольного опьянения и под действием наркотиков.

5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей

Токоведущие части, например провода ЛЭП, располагаются над землей при номинальном напряжении линии 11О кВ на высоте 6-7 метров (с учетом провеса провода), (рисунок 13). Опоры сооружаются металлическими или железобетонными. Провода от опор изолируются с помощью подвесных изоляторов (6-7 изоляторов). На ВЛ прикрепляются предупреждающие знаки "не влезай, убьет". Так же производятся контроль и профилактика изоляторов с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю, а также коротких замыканий. Периодически производят чистку изоляторов от пыли и загрязнений. При осмотрах выявляют поврежденные изоляторы и заменяют их на другие.

Рисунок 13 – Допустимые расстояния от токоведущих частей до различных объектов: 1 – провод; 2 – изоляторы; 3 – грозозащитный трос; 4 – траверса; f – стрела провеса.

5.4 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлической опоре и шагового напряжения

Для предупреждения вероятности случайного появления напряжения на металлических не токоведущих частях и для снижения степени поражения электрическим током на ВЛ применяют быстродействующую релейную защиту. От междуфазных коротких замыканий применяют:

- дистанционную защиту;

- токовую отсечку;

- продольную дифференциальную защиту;

- дифференциально-фазовую защиту.

От однофазных замыканий на землю используется:

- продольная дифференциальная защита;

- дифференциально-фазовая защита;

- токовая защита нулевой последовательности.

Обязательным является защитное заземление опор линий электропередачи. Расчет заземления анкерной опоры В Л 110 кВ рассмотрен ниже. В качестве заземления используется фундамент опоры, представленный на рисунке 14.

Рисунок 14 – Схема заземлителя опоры

На рисунке 14 изображены следующие величины:

- 1 – глубина заложения фундамента, м;

- а – ширина основания заземлителя, мм;

- b, с – расстояния между заземлителями, м. Расчет заземлителя произведем по формуле (70).

где R_заз – сопротивление заземлителя, Ом;

β – коэффициент, учитывающий форму заземлителя;

ρ – удельное сопротивление грунта, Ом·м.

β = 0,12;

ρ = 40-150 Ом·м – для суглинистой почвы;

l = 2,5-3 м – для линии 110 кВ.

Расчетное сопротивление заземлителя меньше допустимого сопротивления, равное для суглинистой почвы 10 Ом.

Таким образом, согласно ПУЭ данное заземляющее устройство удовлетворяем требованиям, предъявляемым к заземлителям для указанного класса напряжения и выбранного типа почвы.

В общем случае, для предупреждения появления напряжения на металлических нетоковедущих частях ВЛ и шагового напряжения применяются следующие средства и меры безопасности:

- защитное (рабочее) заземление;

- защитное отключение с помощью релейной защиты при коротких замыканиях и других аварийных режимах (замыканиях на землю, перегрузках, перенапряжениях, как коммутационных, так и атмосферных).

Защитным заземлением (расчет которого приведен ранее) называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности. Согласно ПУЭ на ВЛ должны быть заземлены:

- опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты;

- металлические и железобетонные опоры ВЛ 3-35 кВ;

- опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители или другие коммутационные аппараты;

- металлические и железобетонные опоры ВЛ 110-500 кВ без тросов и других устройств грозозащиты.

5.5 Организационные и технические мероприятия при ремонтно-наладочных работах на ВЛ 110 кВ

Целью организационных и технических мероприятий при ремонтно-наладочных работах на ВЛ является обеспечение безопасности ремонтного персонала при проведении ремонта: предупреждение случайного появления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближения на опасное расстояние (вплоть до прикосновения) к токоведущим частям под напряжением /12/. Рассмотрим на примере ремонта элемента ЛЭП со снятым напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются:

- оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевод на друге место, окончания работы.

Работы на ВЛ в отношении мер по технике безопасности подразделяются на работы, выполняемые:

- со снятием напряжения;

- без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутри их;

- без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

- выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- ответственный руководитель работ;

- допускающий;

- производитель работ;

- наблюдающий;

- член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В. Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качества целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ. Ответственный руководитель работ должен иметь группу по ТБ - V. Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд.

Производитель работ отвечает:

- за соответствие подготовленного рабочего места указанием наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

- за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

- за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

- за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

- за безопасное проведение работы и соблюдение правил ТБ им самим и членами бригады;

- за осуществление постоянного контроля за членами бригады. Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а выполняемых по распоряжению - III.

Наблюдающий назначается для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

- за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

- за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

- за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Каждый член бригады должен соблюдать правила ТБ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда.

Наряд выписывается в двух, а при передачи его по телефону, радио - в трех экземплярах.

В тех случаях, когда производитель работ назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.

Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд.

Допускающему и производителю работ (наблюдающему) может быть выдано сразу несколько нарядов и распоряжений для поочередного допуска и

работы по ним. Наряд выдается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы и может быть продлен 1 раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, или другой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в электроустановке.

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе проводиться после получения разрешения от оперативного персонала или уполномоченного на это работника. Разрешение может быть передано выполняющему подготовку рабочего места и допуск бригады к работе персоналу лично, по телефону, радио, с нарочным или через оперативный персонал промежуточной подстанции. Не допускается выдача таких разрешений заранее. Допуск бригады разрешается только по одному наряду.

Допуск к работе по нарядам и распоряжениям проводиться непосредственно на рабочем месте, Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. Началу работ по наряду или распоряжению предшествует целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы.

После допуска надзор за соблюдением бригадой требований безопасности возлагается на производителя работ (наблюдающего), который так организует свою работу, чтобы вести контроль за всеми членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа. Не допускается наблюдающему совмещать надзор с выполнением какой-либо работы.

Перевод бригады на другое рабочее место осуществляет допускающий, также могут выполнять ответственный руководитель или производитель работ. Перевод оформляется в наряде.

При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется с рабочего места, а двери РУ закрываются. После полного окончания работы производитель работ удаляет бригаду с рабочего места, снимает установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрывает двери электроустановки на замок и оформляет в наряде полное окончание работ своей подписью.

Технические мероприятия, обеспечивающие электробезопасность при ремонтно-наладочных работах на В Л заключаются:

- в отключении ремонтируемой линии;

- наложении переносных заземлений на провода линии в месте работы;

- установка ограждений;

- вывешивание на рабочем месте плакатов и знаков безопасности. Напряжение с ремонтируемой линии снимается отключением

коммутационных аппаратов. Провода отключенных коммутационных аппаратов запираются, а на их рукоятке вывешиваются плакаты "Не включать! Работа на линии".

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Для проверки могут применяться указатель напряжения, а также изолирующая

штанга (об отсутствии напряжения в этом случае можно судить по отсутствии искр и потрескивания при приближении штанги к проводу).

После проверки отсутствия напряжения устанавливаем заземления на токоведущие части. Установка и снятие переносных заземлений выполняются в диэлектрических перчатках с применением изолирующей штанги. Переносные заземления присоединяют на металлических опорах - к их элементам; на железобетонных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости, если их нет - к траверсам и другим металлическим элементам опор, имеющим контакт с заземляющим устройством.

Оперативно-ремонтный персонал при проведении ремонтно-наладочных работ на В Л 110 кВ должен обеспечиваться следующими средствами по электробезопасности:

- изолирующими оперативными штангами типа ШОУ-110;

- изолирующими измерительными штангами типа ШИ- НО;

- измерительными клещами;

- изолирующими устройствами и приспособлениями для ремонтных работ (изолирующими лестницами, площадками, тягами, щитовыми габаритниками, захватами для переноски гирлянд изоляторов, изолирующими штангами для укрепления зажимов и для установки габаритников);

- диэлектрическими перчатками;

- диэлектрическими ботами;

- диэлектрическими галошами;

- переносными заземлениями;

- оградительными устройствами;

- предохранительными поясами;

- монтерскими когтями;

- предупредительными плакатами.

5.6 Пожарная безопасность

Воздушния ЛЭП 110 кВ является возможным источником зажигания:

- в аварийных режимах (при однофазных и многофазных замыканиях и замыканиях на землю);

- при перегрузках и перенапряжениях;

- при прохождении в лесной местности вблизи пожароопасных и взрывоопасных помещений, вблизи и при пересечении автомобильных и железнодорожных магистралей.

Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, производством,

изготовлением взрывоопасных и пожароопасных веществ, должно выполняться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

Согласно ПУЭ, пересечение В Л НО кВ и выше с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами запрещается. Допускается пересечение ВЛ с действующими однониточными надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами, а также с действующими техническими коридорами магистральных трубопроводов при прокладке их в насыпи на расстоянии 1000 м в обе стороны от ВЛ.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами рекомендуется принимать близким к 90°.

При сближении с нефтяными и газовыми промысловыми факелами ВЛ должна быть расположена с наветренной стороны. Расстояние от ВЛ до промысловых факелов должно быть не менее 60 метров.

Расстояние при пересечении или сближении В Л 110 кВ с автомобильными дорогами по вертикали от провода до полотна дороги должно составлять не менее трех метров, а по горизонталь от основания опоры до бровки земельного полотна дороги - не менее высоты опоры.

При пересечении или сближении ВЛ с железными дорогами расстояние от основания опоры ВЛ до опор электрифицированного транспорта должно быть не менее высоты опоры плюс три метра.

Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями запрещается, исключение составляют производственные здания и сооружения, выполненные из несгораемых материалов. При этом расстояние по вертикали от проводов ВЛ до здания должно составлять не менее 5 метров.

При прохождении ВЛ по лесным массивам должны быть прорублены просеки. Ширина просек для ВЛ в лесных массивах и зеленых насаждениях должна приниматься:

- в насаждениях низкорослых пород высотой до четырех метров - не менее расстояния между крайними проводами плюс по три метра в каждую сторону от крайних проводов;

- в насаждениях высотой более четырех метров для радиальных В Л НО кВ и ниже, служащей единственным источником питания потребителей, - не менее расстояния меду крайними проводами плюс расстояние, равное высоте основного лесного массива, с каждой стороны от крайних проводов ВЛ.

5.7 Экологичность проекта

Развитие энергетики оказывает неблагоприятное воздействие на различные компоненты природной среды:

- атмосферу (потребление кислорода, выбросы газов, паров и твердых частиц);

- гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание водохранилищ);

- литосферу (потребление ископаемых в виде топлива, изменение ландшафта местности, выбросы на поверхность и в недра земли твердых, жидких и токсичных газообразных веществ).

В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрачивая все структурные компоненты нашей планеты.

Вопросы окружающей среды должны решаться на основе системного подхода (анализа), рассматривая при этом систему "человек-производство-окружающая среда" как единую и неразрывную.

При строительстве и эксплуатации воздушных линий электропередачи проявляется ряд факторов, отрицательно влияющих на условия жизни человека, его здоровье, нарушающих и уничтожающих сложившиеся в данной местности (регионе) экосистемы, биогеоценозы, например:

- отчуждение земель, которое, прежде всего сказывается на сельском хозяйстве (неупорядоченное расположение воздушных линий ухудшает целостность полей и кормовых угодий, создаются значительные помехи (опоры ВЛ)) при обработке полей с воздуха;

- нарушение ландшафта при вырубке лесов, производстве земельных работ;

- уничтожение и нарушение почвенного слоя транспортными, монтажными, землеройными машинами в процессе строительства, монтажа и эксплуатации воздушных линий;

- истощение природных ресурсов за чет уничтожения почвенного слоя и растительности;

- нарушение материального баланса почвы вследствие ее загрязнения отходами строительных материалов, используемых при строительстве ВЛ.

Проблема уничтожения и нарушения почвенного слоя при строительстве ВЛ стоит наиболее остро. Почва - одна из основных частей среды, окружающей человека. Она является необходимым условием существования и воспроизводства сменяющих друг друга человеческих поколений, главным средством производства сельского хозяйства. Почва - сложная открытая система, обеспечивающая обмен веществ с другими элементами биосферы.

В современных условиях почва испытывает все возрастающее антропогенное воздействие. Следствием неразумного использования почвы является усиление эрозийных процессов и высокий уровень загрязнения. В результате эрозии теряется 200 т/га почвенного материала. За счет выбросов в почву поступает ежегодно 350 кг/га вредных веществ в год. Загрязнение почвы оказывает влияние на растительность, поверхностные и грунтовые воды.

Сильное загрязнение почвы тяжелыми металлическими и сернистыми соединениями приводит к возникновению техногенных пустынь. В результате почва теряет свое плодородие, необходимое для полноценного развития растений.

В современных условия возрастает актуальность оптимального землепользования в целя сохранения почвенного плодородия, предотвращения загрязнения почвы. В связи с этим при строительстве ВЛ выполняется ряд мероприятий по охране окружающей среды.

При разработке рабочего проекта строительства ВЛ учитывают требования законодательства об охране природы и основ земельного законодательства об охране природы и основ земельного законодательства. Трассу В Л стараются вести по территории малопродуктивных земель. Площадь земель, изымаемых во временное или постоянное пользование, определяют в соответствии с "Нормами отвода земель для электрических сетей 0,4-500 кВ".

В процессе строительства и эксплуатации ВЛ для передвижения транспортных средств, монтажных и землеройных машин используют уже существующие дороги. После сооружения ВЛ земельные участки, используемые при строительстве во временном пользовании, приводятся в прежнее состояние. Черные и цветные металлы, изоляционные материалы - утилизируются.

Для сохранения почвенного слоя проводится рекультивация земель. С целью уменьшения порчи плодородного слоя земли перевозка грузов и основные стоительно-монтажные работы осуществляются в зимний период, когда грунт промерз и защищен слоем снега. В другие периоды, особенно при весенней и осенней распутице применяются механизмы, имеющие небольшое давление на единицу поверхности грунта.

При необходимости нарушения грунта плодородный слой собирается и сохраняется с дальнейшей рекультивацией.

В условиях, где проходимость наземных машин недостаточна; когда обычные методы монтажа неприемлемы, а так же с целью сохранения структуры грунта применяют вертолетную технику.

Различают постоянный отвод земельных площадей и временный - на определенный период. Отвод земель согласуется с землепользователем. Для постоянного пользования по время эксплуатации линии отводятся участки земли, необходимые для периодических осмотров и проведения ремонтных работ. Размер площади для каждой опоры определяется площадью, занимаемой каждой опорой плюс два метра вокруг ее. За участки постоянного отвода (обеспечение, сохранение, предотвращение ухудшения состав почвы, заболачивание) отвечает организация, эксплуатирующая ВЛ.

Выше перечисленные проблемы охраны окружающей среды можно решить, применяя безотходные технологии производства, замкнутые циклы, внедряя новейшие разработки в области очистки отходов, сточных вод, применяя возобновляемые источники энергии (энергию солнечной радиации, ветра

приливов и отливов, геотермальную энергию), снижая потери электроэнергии в процессе производства, передачи и распределения электроэнергии.

Снижение потерь электроэнергии при передаче по ЛЭП рассматривается ниже.

Мероприятия по снижению потерь подразделяются на:

- организационные;

- технические;

- мероприятия по усовершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии.

Организационные мероприятия практически не требуют для их внедрения дополнительных капиталовложений. К ним относят мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации рабочих схем сетей и режимов их работы.

Задача оптимизации состоит в определении установившегося режима электрической сети, при котором были выдержаны технические ограничения и потери активной мощности в сети были бы минимальными. Это осуществляется путем регулирования напряжения и реактивной мощности на электрических станциях и подстанциях средствами регулирования напряжения (РПН, ПБВ, линейные регулировочные трансформаторы, АРВ). Так повышение рабочего уровня напряжения снижает потери электроэнергии в электрических сетях. Однако, при повышении напряжения несколько возрастают потери на корону в ВЛ, но в сетях 110-220 кВ эти потери незначительны.

Снижение влияния неоднородности замкнутых сетей также может привести к снижению потерь электроэнергии. В неоднородных сетях, где отношения активных и реактивных сопротивлений для различных ветвей различны, существуют уравнительные токи, которые и вызывают дополнительные потери электроэнергии. Для снижения влияния уравнительных токов применяют: добавочные ЭДС в виде линейных регуляторов напряжения, вводимые в неоднородные контуры, а также неуравновешенные коэффициенты трансформации.

Размыкание контуров сети производится в точках, при которых достигается минимум потерь электроэнергии.

Другими организационными мероприятиями являются:

- использование генераторов электростанций в качестве синхронных компенсаторов;

- сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования;

- снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

К техническим мероприятиям относятся мероприятия по реконструкции, модернизации или строительству сетей, а так же замене или установке дополнительного оборудования. Таким образом, поддерживая напряжение в допустимых пределах, мы снижаем потери электроэнергии и, следовательно, улучшаем экологию окружающей среды, добывая меньше топлива.

Список использованных источников

1. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов / В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 520 с.

2. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

3. Программно-математический комплекс расчета установившихся режимов электрических систем: Учебно-методическое пособие / А.Э. Бобров, А.А. Герасименко, В.Н. Гиренков, В.В. Нешатаев. – Красноярск: КГТУ, 1999. – 112с.

4. Блок; В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно. – М.: Высш. Школа, 1981. – 304 с.

5. Поликарпова, Т.И. Управление качеством в энергетике: Учеб. пособие /Т.Н. Поликарпова. – Красноярск: КГТУ, 1999. – 99с.

6. ГОСТ 13109-97 Электроэнергия. Требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего назначения.

7. Поликарпова, Т.И. Экономика энергетики. Расчет скидок (надбавок) к тарифам на электрическую энергию: Методические указания / Т.И. Поликарпова, Т.П. Рубан. – КрПИ, 1993. – 20 с.

8. Князевский, Б.А. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Б.А. Князевский. –М.: Энергоатомиздат, 1983. – 336 с.

9. Правила устройства электроустановок / Министерство энергетики РФ. –СПб.: ДЕАи, 2000. – 926с.

10. ГОСТ 121004-85 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования.

11. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. – М.: Издательство стандартов, 1999. – 8 с.

12.Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Издательства НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.

13. Долин, П. А. Справочник по технике безопасности/П.А. Долин. – М.: Энергоатомиздат, 1982. – 800 с.

14.Стандарт предприятия. Общие требования к оформлению текстовых и графических студенческих работ. Текстовые материалы и иллюстрации СТП КГТУ 01-02. – Красноярск.: Изд. КГТУ, 2002. – 52 с.

Характеристики

Список файлов ВКР