Варианты проектирования новой подстанции в районе поселка Сотниково Иволгинского района либо на напряжении 110/10кВ, либо на напряжение 110/35/10 кВ, с заменой линии 10 кВ (Ф2 с ПС «Гурульба») на ВЛ – 35 кВ

АННОТАЦИЯ

Перспективы развития высоковольтных цепей Иволгинского РЭС.

Выпускная квалификационная работа (дипломный проект) ЭФ ВСГТУ 101стр., 7 л. чертежей ф. А1, 37 источников.

Объектом исследования дипломного проекта является Иволгинский РЭС Центрального Предприятия Электрических Сетей (ЦПЭС) филиала “Распределительные сети” ОАО “Бурятэнерго”. На сегодня возникла необходимость реконструкции электрического питания Иволгинского района, питающей головной подстанции 110/10 кВ “БВС” и снижение нагрузки на самой подстанции «Бурводстрой». Учитывая интенсивное развитие Иволгинского района и левого берега реки Селенги в последние годы, рост числа населения в данном районе, остро назрела необходимость в дополнительном введении новых мощностей. Подстанция 110/10 кВ “БВС ” запитана по воздушным линиям 110 кВ МСЗ-183 и МС-184, от подстанции 220/110 “Северная”. Подстанция 110/35/10 кВ “Иволга” запитаны по воздушной линии 110 кВ МТИ-160, от подстанции “Медведчиково” 110/10 кВ.

В данном дипломном проекте, мы рассматриваем варианты проектирования новой подстанции в районе поселка Сотниково Иволгинского района либо на напряжении 110/10кВ, либо на напряжение 110/35/10 кВ, с заменой линии 10 кВ (Ф2 с ПС «Гурульба») на ВЛ – 35 кВ, а также реконструкцию ПС «БВС» и ПС «Иволга» (с заменой новых более мощных трансформаторов).

В результате исследования были выявлены преимущества строительства новых подстанций.

В работе раскрыты основные вопросы проектирования и расчета, подтверждающие работоспособность и надежность проектируемых подстанций с учетом эксплутационных, технологических, экономических

и экологических факторов. Расчетно-пояснительная записка содержит все необходимые разделы и части, а графический материал содержит информацию, достаточную для реализации наиболее лучшего варианта подстанции в производственных условиях.

_____________________ /Яньков И.А./


СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ 7

1 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЦЕПЕЙ

«ИВОЛГИНСКОГО РЭС»

1.1 Анализ существующей схемы электроснабжения и

характеристика источников питания 8

1.2 Характеристика электрифицируемого района

и основные пути реконструкции системы электроснабжения 10

1.3 Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и

распределительной сети. 11

1.4 Повышение надежности схемы электроснабжения 12

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ

2.1 Схема замещения линий электропередач 15

2.2 Схема замещения силового трансформатора 16

3 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

3.1 Основные положения 19

3.2 Выбор рабочих ответвлений трансформаторов 21

4 РАСЧЕТ РЕЖИМА 24

4.1 Выбор рассматриваемых режимов 25

4.2 Анализ полученных результатов 27

5 ПРОГНОЗ НАГРУЗКИ

5.1 Выбор трансформаторов с учетом прогнозирования нагрузки 31

6 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ 34

7 ВЫБОР ИПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ

7.1 Выбор силового трансформатора 42

7.2 Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ 43

7.3 Выбор и проверка оборудования на стороне низкого напряжения 49

8 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА 51

8.1 Расчет релейной защиты трансформатора 52

8.2 Расчет релейной защиты воздушной линии 10 кВ 58

8.3 Расчет релейной защиты линии 110 кВ 62

9 ЭКОНОМИЧЕСКА ЧАСТЬ

9.1 Общая характеристика предприятия 66

9.2 Краткое описание проекта 66

9.3 Определение общей суммы капитальных вложений 66

9.4 Себестоимость передачи распределения электроэнергии 70

9.5 Расчет экономической эффективности проекта 76

10 МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ 80

11 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЯ

11.1 Защитное заземление. Обоснование применения 81

11.2 Расчет защитного заземления 83

11.3 Защита персонала от воздействия электрических и

электромагнитных полей высокого напряжения

Нормирование напряженности поля 85

11.4 Утилизация отходов на предприятии 88

12 ЧРЕЗВЫЧАЙНЫЕ СИТУАЦИИ

12.1 Понятие. Классификация 89

12.2 Требования инженерно – технических мероприятий 89

12.3 План ремонтно-восстановительных работ 91

13 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

13.1 Экономические аспекты создания системы АИИС КУЭ

на подстанции 110/10кВ Сотниково 93

13.2 Надежность системы АИИС КУЭ 96

Заключение 101

Список использованной литературы 102

Приложение 103


ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Однако в связи со сложившейся в стране ситуацией, наметился спад в данной отрасли. Энергетика переживает в последнее время наиболее сложный период в своем существовании и развитии. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общие состояние производственных сил.

Кризис неплатежей и постоянный рост цен на топливо, и оборудование, острая нехватка средств приводят к ухудшению технической базы на энергопроизводстве, которое совместно с человеческим фактором зачастую приводит к различного рода аварийным ситуациям, а иногда и к травматизму и гибели обслуживающего персонала. Всё это приводит к необходимости повышения требований к подготовке структурно-технологическим решений к методам управления, а также к увеличению требований и надёжности электроснабжения.

Данная дипломная работа состоит из: введения, специального раздела, заключения, списка литературы, приложения и графической части.

- во введении указываются актуальность выбранной темы, её разработанности;

- в 13-ти главах изложен материал необходимый для реализации предложенного проекта;

- в специальной части проекта рассмотрены критерии реконструкции систем электроснабжения Гусиноозерской ГРЭС;

- в приложении изложены результаты расчетов;

- в заключение указываются преимущества строительства новой подстанции.


1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ, ФОРМИРОВАНИЯ СТРУКТУРЫ ПРОЕКТА, ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЦЕПЕЙ «ИВОЛИНСКОГО РЭС»

В настоящее время потребители электрической энергии Иволгинского района сотниковского участка и левого берега запитаны от головной подстанции напряжением 110/10 кВ “БВС”.

Опорная подстанция “БВС” расположена на левом берегу реки Селенга – в поселке Заречный, в северо-западной его части.

П/ст «БВС» 110/10 кВ питается по ВЛ-184 и ВЛ-183 и идет отпайкой от основного кольца 110 кВ по г. Улан-Удэ. Данная п/ст работает на двухобмоточных трансформаторах 1Т и 2Т с мощностью по 10000 КВА каждый. От п/ст «БВС» отходит 12 фидеров: Ф10 Очистные, Ф8 ЗССК, Ф6 ПТФ, Ф4 рп ЖКХ, Ф2 ГЭС, Ф1 РП ЖКХ, Ф3 ЗССК, Ф5 ПТФ, Ф7 ЖКХ, Ф9 ГЭС, Ф11 Очистные, Ф13 АТС.

В зимний период п/ст «БВС» сильно загружена, КЗ=0,99, что не безопасно для работы оборудования и электроснабжения потребителей. Для надежной работы п/ст и обеспечения потребителей необходимой нагрузкой, необходимо «разгрузить» п/ст «БВС».

П/ст «БВС» выполнена по схеме с применением короткозамыкателя и отделителя по стороне высшего напряжения 110 кВ. На стороне низшего напряжения 10 кВ. установлено комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН-10) серии К-37 с ячейками на выкатных тележках с масляными выключателями.

Все потребители электрической энергии Иволгинского района запитаны от головной подстанции напряжением 110/35/10 кВ “Иволга”. Опорная подстанция “Иволга” расположена в районном центре – в поселке Иволгинск, в северо-восточной его части.

Она выполнена по схеме с применением короткозамыкателя и отделителя по стороне высшего напряжения 110 кВ., масляными выключателями на стороне среднего напряжения 35 кВ. На стороне низшего напряжения 10 кВ. установлено комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН-10) серии К-37 с ячейками на выкатных тележках с масляными выключателями. На подстанции установлены два силовых трехобмоточных трансформатора типа ТДТН. Трансформатор 1Т имеет мощность 16000 кВА, трансформатор 2Т – мощность 10000 кВА.

На данный момент (2007 год) два района (Иволга, Тарбагатай) питаются от подстанции Медведчиково по воздушной линии напряжением 110 кВ., МТИ-160 (Медведчиково – Тарбагатай – Иволга), что является недостаточной категорией по электроснабжению двух районов.

Для повышения надежности электроснабжения Иволгинские электрические сети связаны воздушной линией напряжением 35 кВ ОЖ-349 (Оронгой - Жаргалантуй) с Южными электрическими сетями.

От опорной подстанции “Иволга” по линиям напряжением 35 кВ производится питание четырёх промежуточных понизительных подстанций 35/10 и 35/6 кВ.

Трансформаторная подстанция “Гурульба” 35/10 кВ., питается по линиям ВЛ-35 кВ – ИГ-3016 (Иволга - Гурульба). На подстанции установлены два трансформатора типа ТМН, мощностью 4000 кВА каждый. Открытое распределительное устройство 35 кВ. выполнено с установкой масляных выключателей типа ВМГ-35/630.

Подстанция 35/10 кВ “Оронгой” питается по воздушной линии ОХ-3081 (Иволга – Оронгой – Хурумша) и имеет два трансформатора мощностью 2500 кВА каждый.

Подстанция “Нижняя - Иволга” запитана от подстанции “Иволга” 110/35/10 кВ по воздушной линии напряжением 35 кВ. На ней установлены трансформаторы типа ТМН, 1Т мощностью 1600 кВА, 2Т мощностью 1000 кВА.

РП “Сотниково” 10/0,4 кВ запитана от подстанции “БВС” 110/10 кВ по воздушным линиям Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ напряжением 10 кВ, и по резервной линии Г-2 со стороны подстанции «Гурульба» 35/10 кВ.

В данном дипломном проекте рассматривается проект строительства подстанции Сотниково 110/10кВ, два трансформатора мощностью 2500кВ*А .Либо на напряжение110/35/10 кВ, с заменой линии 10 кВ (Ф2 с ПС «Грульба») на ВЛ 35 кВ, а также реконструкцию ПС «БВС» и ПС «Иволга» (с заменой новых более мощных трансформаторов).

В результате исследования были выявлены преимущества строительства новых подстанций.

В работе раскрыты основные вопросы проектирования и расчета, потверждающие работоспособность и надежность проектируемых подстанций с учетом эксплуатационных, технологических, экономических и экологических факторов.


1.2 Характеристика электрифицируемого района и основные пути реконструкции системы электроснабжения

ПС «БВС» расположена в поселке Заречный на левом берегу реки Селенги в северной части. Данная подстанция находится в затопляемой зоне и поэтому она стоит на искусственно сделанном бугре высотой 5 метров.

Обслуживает ПС «БВС» Зареченский строительный комбинат, АТС, РП-10 Сотниково, Очистные сооружения, квартальную котельную рп ЖКХ, а также школу, жилой массив и садоводческие товарищества.

Иволгинский район расположен в центральной части республики Бурятия, преимущественно в лесостепной местности. Основной вид деятельности района сельское хозяйство.

В Иволгинском районе расположены две войсковые части Министерства Обороны РФ и часть Федеральной Правительственной связи, которые являются потребителями электрической энергии первой категории, и, следовательно, питание их должно осуществляться от двух независимых источников (двух фидеров от разных подстанций).

Основными потребителями электроэнергии первой категории в районе также являются центральная районная больница с хирургическим отделением, и центральная котельная жилищно-коммунального хозяйства Иволгинского района, Иволгинская кондитерская фабрика “Иволкон”, районная автоматическая телефонная станция.

Иволгинский район Сотниковский участок расположен в северной части этого района. На севере поселка Сотниково расположены Очистные сооружения, которые являются потребителями электрической энергии первой категории, центральная котельная жилищно-коммунального хозяйства, автоматическая телефонная станция.

Учитывая интенсивное развитие Иволгинского района и левого берега реки Селенги в последние годы, рост числа населения в данных районах, остро назрела необходимость в дополнительном введении новых мощностей.

Во-первых, строительство понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ в поселке Сотниково, на месте функционирующего РП-10 Сотниково. Со строительством подстанции «разгружается» ПС «БВС», которая в настоящее время при максимальном режиме имеет наибольший коэффициент загрузки Кз=0,99, отсюда часть нагрузки (2 фидера: Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ) с подстанции 110/10 кВ “БВС” переходят на подстанцию 110/10 кВ “Сотниково”. РП-10 “Сотниково” 10/0,4 кВ запитана от подстанции “БВС” 110/10 кВ по воздушным линиям Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ напряжением 10 кВ, и по резервной линии Г-2 со стороны подстанции «Гурульба» 35/10 кВ. Строительство и запуск этой подстанции дает дополнительные возможности для резервирования сети напряжения 10 кВ Иволгинского района, чем повышается надежность электроснабжения населенных пунктов и ответственных потребителей.

Во-вторых, предполагается замена линии 10 кВ от п/ст «Гурульба» 35/10 кВ – ПС «Сотниково» на ВЛ – 35 кВ и сооружение ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ, что значительно повысит надежность электроснабжения по данному сетевому району с учетом наличия потребителей 1 категории – Аэропорт и новая взлетно-посадочная полоса, а также расширение системы водоочистки на объекте «Очистные сооружения», и избавит от необходимости замены трансформаторов на ПС «БВС» и «Иволга»

1.3 Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и распределительной сети и месторасположения опорной подстанции

Номинальное напряжение питающей линии 110 кВ для проектируемых подстанций напряжением 110/10 кВ и 110/35/10 кВ “Сотниково” выбрано потому, что по местности, где предполагается установить подстанцию проходит воздушные линии 110 кВ МСЗ-183 и МС-184, питающая подстанцию 110/10 “БВС”. Следовательно, потребуется сооружение новой линий электропередачи до ПС «Сотниково». Необходимо провести строительство отпайки на подстанцию “Сотниково”.

Напряжение 35 кВ выбрано с учетом развития Иволгинского района с целью повышения надежности по ВЛ – 35 кВ всего Иволгинского РЭСа.

Напряжение распределительной сети 10 кВ выбрано, исходя из того, что существующие сети спроектированы на напряжение 10 кВ. Всё оборудование рассчитано на данный класс напряжения. Отходящие от подстанции “Иволга” 110/35/10 кВ воздушные линии также имеют напряжение 10 кВ, следовательно, сохраняется возможность резервирования по распределительным сетям напряжением 10 кВ.

Месторасположение опорной подстанции в поселке Сотниково выбрано исходя из расчета определения центра нагрузок и наиболее выгодных условий:

- по расчетам определения центра питания(расчет производится в специальной части проекта);

- близость к линии напряжением 110 кВ;

- близость к центру нагрузок;

- наличие подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях, с учетом розы ветров.

1.4 Повышение надежности схемы электроснабжения

Надежность электроснабжения - способность электрической системы в любой момент времени снабжать электрической энергией присоединенных к ней потребителей. Нарушение надежности, и перерывы электроснабжения в зависимости от категории потребителей приводят к различным нежелательным последствиям.

Потребители электроэнергии предъявляют разные требования к уровню надежности электроснабжения. Правила устройства электроустановок в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяют электроприемники на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерывы, в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, причинить значительный ущерб народному хозяйству, вызвать повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Допустимы перерывы в электроснабжении на период работы автоматики.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый недоотпуск продукции, массовые простои рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией также от двух независимых источников питания. При нарушении питания одного из них допустимы перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания дежурным персоналом и выездной оперативной бригадой.

К третьей категории относятся все электроприемники, не подходящие под определения первых двух категорий. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают одних суток.

По всему Иволгинскому району существует так называемое кольцо по сети напряжением 10 кВ, которое связывает все фидера.


2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ

Представление электрических сетей в виде связанной совокупности схем замещения отдельных элементов служит базой для дальнейшего формирования матриц их обобщенных параметров в той или иной математической модели электрической сети и широко используется в расчетах режимов ЭЭС (электроэнергетические системы).

Причиной такого широкого использования являются достаточно адекватные физической природе отображения свойств этих элементов с точки зрения соотношения режимных параметров элемента с помощью унифицированного набора параметров-сопротивлений и проводимостей.

При рассмотрении симметричных установившихся режимов системы трехфазного тока общепринятым является допущение о том, что она представляет собой линейную симметричную электрическую цепь. В то же время исходные данные для определения указанных параметров существенно различны для элементов разного типа. Так, для воздушной линии электропередачи параметры схемы замещения определяются электрической проводимостью материала проводов, их размерами и взаимным расположением на опоре, а для трансформаторного оборудования – по данным опытов короткого замыкания и холостого хода.

Параметры прямой последовательности схемы замещения линии электропередач в общем случае определяются ее длиной и удельным (на один километр) значениями активного и индуктивного сопротивлений, активной и емкостной проводимостей. Значения удельных параметров воздушной линии зависят от таких факторов, как конструктивное выполнение, число цепей, число проводов в фазе, взаимное расположение фаз и цепей, материала токоведущих элементов. Определение удельных параметров воздушных линий производится при ряде общепринятых допущений:

- линия транспонирована, то есть реактивные параметры отдельных фаз одинаковы;

- для определения реактивных параметров одно цепных воздушных линий используются усредненные значения междуфазных расстояний;

- отличие удельных активного и омического сопротивлений пренебрежимо мало, в связи с чем используются значения омического, указанные в ГОСТ 839-80 для температуры +20С, а отличие средне эксплуатационной температуры провода от +20С не учитывается;

- для воздушных линий напряжением меньше 330кВ расчет установившегося режима выполняется без учета потерь на корону.

Расчетная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

2.1 Схемы замещения линий электропередач

Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длиной 300 – 400 км представляется П- образными схемами замещения (рис.2.1)

П – образная схема замещения ВЛ 110 кВ.

Рис 2.1

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.1)

где – длина линии, км.

– удельное сопротивление, Ом/км, при температуре +200 С

Реактивное сопротивление определяется по формуле:

; (2.2)

где – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Емкостная проводимость определяется по формуле:

; (2.3)

где – удельная емкостная проводимость, См/км.

Значения , , приведены в табл. 2.


Расчетные данные ВЛ 35-110 кВ со сталеалюминиевымми проводами

Таблица 2.2

Номинальное сечение провода, мм2

Удельные параметры ВЛ

, Ом/км

, Ом/км

, мкСм/км

150/24

0,194

0,415

2,74

120/19

0,245

0,423

2,69

95/16

0,299

0,43

2,64

70/14

0,42

0,441

2,57

2.2 Схема замещения силового трансформатора

Двухобмоточные трансформаторы представляются Г-образной схемой замещения (см. рис.2.2).

Г-образная схема замещения трансформатора.

Рис.2.2

Продольная часть схемы замещения содержит и - активное и реактивное сопротивление трансформатора. Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной

и приведенной к ней вторичной обмоток. В такой схеме замещения отсутствует трансформация, т.е. отсутствует идеальный трансформатор, но сопротивление вторичной обмотки приводится к первичной. При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадрат коэффициента трансформации.

Поперечная ветвь схемы (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей и . Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания. Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.

Реактивное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.4)

где – номинальное напряжение основного ввода трансформатора, кВ;

– номинальная мощность, МВ*А;

– напряжение короткого замыкания, %.

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.5)

где – потери короткого замыкания, мВт.

Активная проводимость, См, определяется формулой:

; (2.6)

где – потери холостого хода, мВт.

Реактивная проводимость, См, определяется формулой:

; (2.7)

Математические модели трехобмоточных трансформаторов оказываются весьма непростыми из-за сложной зависимости распределения магнитных потоков по ярму от режима и многообразия используемых способов регулирования напряжения. Поэтому трехобмоточные трансформаторы представляются упрощенно, но с достаточной для практики точностью, в виде трехэлементных схем замещения типа «звезда» (рис. 2.3). Сопротивления элементов этой схемы замещения вычисляются по известным формулам и должны приводиться к напряжению той ступени трансформации, на которой они включены в эквивалентной схеме. Коэффициенты трансформации условных двухобмоточных трансформаторов должны меняться взаимосогласованно.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора


3 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

3.1 Основные положения

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах потребителя.

Цель расчета регулирования напряжения состоит в определении номера ответвления регулятора под нагрузкой (РПН) на опорной подстанции при заданных значениях напряжения на шинах высокого напряжения, приведенная электрическая нагрузка трансформатора с учетом потерь, желаемый уровень напряжения на шинах низкого напряжения в зависимости от закона регулирования (встречное регулирование или стабилизация).

Встречное регулирование заключается в поддержании на шинах низкого напряжения в часы максимума повышенного напряжения, а в часы минимума нагрузки - пониженного напряжения.

Стабилизация – это режим регулирования напряжения, когда на шинах низкого напряжения постоянно поддерживается номинальное напряжение независимо от режима потребления.

Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления сети. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:

1. Потери напряжения, вызванные токами нагрузки, протекающими по элементам сети;

2. Неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

3. Неправильно построенные схемы сетей.

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (ПБВ)

Схема обмоток трансформатора с ПБВ

Рис. 3.1

В нашем случае регулирование осуществляется трансформаторами с РПН. Как правило, на шинах вторичного напряжения понижающих подстанций обеспечивается встречное регулирование напряжения в пределах 0…-5% номинального напряжения сети. В часы наибольшей нагрузки напряжение на шинах должно превышать номинальное напряжение сети не менее чем на 5%; допускается повышение напряжения даже до 10% номинального, если при этом отклонения напряжения у ближайших потребителей не превысят наибольшего значения допускаемого ПУЭ (см. табл. 3.1):

В послеаварийных режимах при встречном регулировании напряжение на шинах низкого напряжения не должно быть ниже номинального напряжения сети.

Наибольшие рабочие напряжения

Таблица 3.1

Номинальное напряжение, кВ

Наибольшее рабочее напряжение , кВ

6

6,9

10

11,5

35

40,5

110

126

220

252


3.2 Выбор рабочих ответвлений трансформаторов

Регулировочные ответвления размещаются, как правило, у трансформаторов на стороне ВН.

Расчетное значение напряжения регулировочного ответвления обмотки высокого напряжения трансформатора определяется по выражению

(3.1)

где – напряжение на стороне НН (низкое напряжение) трансформатора, приведенное к стороне ВН (высокое напряжение);

– номинальное напряжение обмотки HH;

– требуемое напряжение на шинах HH.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному.

Действительные значения напряжения на шинах НН определяются по выражению:

; (3.2)

Далее оценивают точность регулирования напряжения измеряемую в %:

; (3.3)

Напряжение, приведенное к стороне высокого напряжения с учетом потери напряжения в обмотках силового трансформатора:

; (3.4)

где кВ – напряжение на первичной обмотке трансформатора;

- расчетная активная мощность на шинах 10,5 кВ, МВт;

- соответственно активное и реактивное сопротивление трансформатора, Ом.

По формуле (3.4) определяем:

;

Напряжение ответвления определяется по формуле:

; (3.5)

где - напряжение на низкой стороне, кВ;

- желаемое напряжение на шинах низкого напряжения, кВ.

По формуле (3.5) определим напряжение ответвления:

кВ;

Номер ответвления определяется:

; (3.6)

где - напряжение на высокой стороне, кВ;

- ступень регулятора РПН, %.

По формуле (3.6) определим номер ответвления:

;

Принимается стандартная ступень регулирования:

;

Стандартное напряжение определим по формуле:

; (3.7)

Кв.

Коэффициент трансформации:

(3.8)

Действительное напряжение определяется по формуле:

(3.9)

кВ;

Следовательно, на шинах низкого напряжения получено требуемое напряжение, соответствующее ГОСТ-13.109-97.


4 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ

Сложность расчетов рабочих режимов существенно зависит от типа и сложности рассматриваемой сети. В современных условиях сети могут быть несколько сложными, что расчеты оказываются практически не применимыми. При этом существенным оказываются требования достаточной точности выполнения расчетов с развитием ЭВМ, получили возможность выполнения расчета режимов на программе RASTR. Эта программа предусматривает итерационные методы расчеты, путем последовательного приближения к ответу с необходимой точностью.

На первой итерации программа RASTR использует метод Зейделя (стартовый алгоритм) т.к. этот метод быстрее приводит к близким к решению значениям, чем метод Ньютона, но он имеет свои недостатки (На длинных линиях метод Зейделя не работает). Поэтому на последующих итерациях используется метод Ньютона. Конечный результат определяется при проверке сходимости по величине максимальной невязки (точность расчета) - задается пользователем т.е. нами. Так же задается максимальное количество итераций, максимальное отключение напряжения, небаланс реактивной мощности и допустимые токи.

Программа RASTR использует итерационный алгоритм Ньютона. Конечный результат получается при сравнении точности расчета задаваемой в ячейке “Точности расчета”. Данные по схеме вводятся в графе “Данные” в ячейках узлы и ветви. Для узлов вводятся название, номер, номинальные напряжения, активные и реактивные мощности нагрузок и генераторов. Для ветвей необходимо обозначать начало и конец ветвей путем ввода номеров начальных и конечных узлов, активного и реактивного сопротивления ветвей, а также проводимости.

Программа RASTR предусматривает использования гладкого старта, то есть начальные узлы принимаются равными нулю и напряжения равные номиналу. Задается небаланс реактивной мощности, максимальное отклонение напряжения, а также количество итераций. Как показывает практика, режим сходится за 5 - 8 итераций, но для достоверности принимаем обычно двадцать итераций.

Отдельными возможностями программы RASTR представляются в виде таблиц по потерям напряжения, сдвига по фазным углам, потерям активной и реактивной мощности.

В программе RASTR мною были рассчитаны максимальный режим исходной схемы, максимальный режим после сооружения подстанции “Сотниково”.

4.1 Выбор рассматриваемых режимов

В соответствии с поставленной задачей примем для рассмотрения следующие режимы:

- Существующая схема (зимний период), т.е. без проектируемых подстанций “Сотниково 110/10 кВ” и “Сотниково 110/35/10 кВ”;

- Предлагаемая схема (зимний период). Рассматривается существующая схема с учетом ввода подстанций “Сотниково 110/10 кВ”, на которой установлены два трансформатора мощность 2500 кВА каждый, и “Сотниково 110/35/10 кВ”, с мощностью двух трансформаторов 6300 кВА каждый.

Расчет и подготовка параметров элементов схемы

В качестве исходных данных для расчета режимов в программе RASTR мы воспользовались данными контрольных замеров Центрального предприятия электрических сетей (ЦПЭС) по Иволгинскому району и ПС «БВС» за 21 декабря 2005 года.

На подстанции 110/10 кВ “БВС” максимальная нагрузка 1 трансформатора мощностью 10 000 КВА составила:

активная (Рнагр) – 6,8 МВт;

реактивная (Qнагр) – 4 МВар.

На подстанции 110/10 кВ “БВС” максимальная нагрузка 2 трансформатора мощностью 10 000 КВА составила:

активная (Рнагр) – 2,8 МВт;

реактивная (Qнагр) – 0,9 МВар.

Перечисленные выше данные вводятся в графу “Данные”, в пункт “узлы” - Рнагр, и Qнагр (активные и реактивные мощности нагрузки).

В “ветвях” вводятся номера начальных и конечных узлов, активные и реактивные сопротивления и проводимости ветвей, коэффициенты трансформации (для трансформирующих ветвей), а так же допустимые токи (в расчетах не участвуют).

Линия “Северная”1 и 2 сш – до опоры № 56 (марка провода АС-240/38 L= 6,5 км):

активное сопротивление линии – 0,78 (Ом);

реактивное сопротивление линии – 2,63 (Ом);

емкостная проводимость линии – 18,27 (мкСм).

Линия от опоры № 56 – до ПС «Сотниково» (марка провода АС-120/19 L=400 м):

активное сопротивление линии – 0,098 (Ом);

реактивное сопротивление линии – 0,169 (Ом);

емкостная проводимость линии – 1,076 (мкСм).

ПС «БВС» 110/10 кВ:

активное сопротивление обмотки трансформатора – 8,5 (Ом);

реактивное сопротивление обмотки трансформатора -144,2(Ом);

Коэффициент трансформации – 0,096

ПС «Сотниково» 110/10 кВ :

активное сопротивление обмотки трансформатора – 0,05(См);

реактивное сопротивление обмотки трансформатора – 0,55(См);

Коэффициент трансформации – 0,096

ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ:

активное сопротивление обмотки 110/10 1 трансформатора – 1,97(См);

реактивное сопротивление обмотки 110/10 1 трансформатора –52,73(См);

Коэффициент трансформации – 0,096

активное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора – 1,67(См);

реактивное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора – -2,81(См);

Коэффициент трансформации – 0,335

активное сопротивление обмотки 110/10 2 трансформатора – 3,4(См);

реактивное сопротивление обмотки 110/10 2 трансформатора – 84,77(См);

Коэффициент трансформации – 0,096

активное сопротивление обмотки 110/35 2 трансформатора – 3,99(См);

реактивное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора – -5,02(См);

Коэффициент трансформации – 0,335

Допустимые длительные токи для неизолированных сталеалюминевых проводов при температуре воздуха + 25С0 вне помещений (11, с.152, табл. 7.12.).

Схема замещения рассматриваемого сетевого участка БВС – Сотниково приведена в гл. 6 “Расчет токов короткого замыкания”.

4.2 Анализ полученных результатов

Анализируя результаты расчета режимов, приходим к следующим выводам.

Существующая схема после строительства ПС «Сотниково» 110/10 кВ имеет ряд преимуществ:

1. Уменьшение нагрузки на ПС «БВС»;

2. Увеличение надежности по линии 10 кВ;

3. Обеспечение дополнительной мощности с ростом нагрузки на данном сетевом участке.

Существующая схема после строительства ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ также имеет ряд преимуществ:

1. Уменьшение нагрузки на ПС «БВС»;

2. С введением линии 35 кВ увеличивается надежность по линии;


Таблица4.1

Анализ расчета режима, режим наибольших нагрузок(Зима)

номер

Название

U_ном

Р_н

Q_н

Р_г

Q_г

V_зд

B_ш

V

1

ВН Иволга

110

21,7

24,1

110

7,7

108,5

2

СН Иволга

35

4,5

2,8

35,86

3

НН Иволга

10

3

1,8

9,7

4

ВН БВС

110

9

11

7,7

106,5

5

НН БВС

10

0,3

9,1

6

ВН Медведчиково

110

2,9

7,7

108,5

7

НН Медведчиково

10

1,9

0,6

36

8

НН Медведчиково

10

1,8

9,6

9

ВН Шишковка

110

7,7

109

10

СН Шишковка

35

3,5

2

37,69

11

НН Шишковка

10

1,2

9,5

12

ВН Тарбагатай

110

6,5

3,4

7,7

118

13

СН Тарбагатай

35

3

2,3

34,82

14

НН Тарбагатай

10

0,5

0,1

10,5

15

ВН Эрхирик

110

2,9

1,9

5,3

118,7

16

НН Эрхирик

10

0,2

0,1

10,4

17

ВН Онохой

110

2,5

1,8

7,7

112,5

18

СН Онохой

35

2

0,8

35,01

19

НН Онохой

10

0,4

0,2

10,2


Таблица4.2

Анализ расчета режима наибольших нагрузок(зима) после реконструкции

номер

Название

U_ном

Р_н

Q_н

Р_г

Q_г

V_зд

B_ш

V

1

ВН Иволга

110

21,7

24,1

110

7,7

109,5

2

СН Иволга

35

4,5

2,8

35,86

3

НН Иволга

10

3

1,8

10,2

4

ВН БВС

110

9

11

7,7

109,9

5

НН БВС

10

0,3

10

6

ВН Медведчиково

110

2,9

7,7

110

7

НН Медведчиково

10

1,9

0,6

36

8

НН Медведчиково

10

1,8

10,5

9

ВН Шишковка

110

7,7

112,5

10

СН Шишковка

35

3,5

2

37,69

11

НН Шишковка

10

1,2

10,3

12

ВН Тарбагатай

110

6,5

3,4

7,7

115

13

СН Тарбагатай

35

3

2,3

34,82

14

НН Тарбагатай

10

0,5

0,1

11,7

15

ВН Эрхирик

110

2,9

1,9

5,3

116,2

16

НН Эрхирик

10

0,2

0,1

11,5

17

ВН Онохой

110

2,5

1,8

7,7

112,1

18

СН Онохой

35

2

0,8

35,01

19

НН Онохой

10

0,4

0,2

10,5


Таблица 4.3

Таблица ветвей расчета режима.

№_нач

№_кон

R

X

Kt/r

I_нач

I_кон

I/I_доп

1

2

10,86

28,58

107

109

24,1

1

2

10,86

28,58

107

109

24,1

2

3

2,88

90,51

0,318

67

211

3

4

1,85

51,66

0,171

62

364

3

5

1,94

1

85

85

2

6

37,37

98,29

10

23

2,9

6

7

2,88

90,51

0,318

35

111

7

9

1,94

1

59

59

7

8

1,85

51,66

0,171

4

25

6

10

22,04

30,19

43

43

13

10

11

2,88

90,51

0,318

28

89

11

13

1,94

1

31

31

11

12

1,85

51,66

0,171

29

167

2

14

20,83

54,78

76

65

20

14

15

2,88

90,51

0,318

41

129

15

17

1,94

1

62

62

15

16

1,85

51,66

0,171

18

107

14

18

17,15

29,61

130

136

39,4

18

19

2,88

90,51

0,318

42

132

19

21

1,94

1

62

62

19

20

1,85

51,66

0,171

8

49

18

22

7,98

8,38

57

59

17,4

22

23

7,93

138,86

0,054

1

25

22

24

5,97

8,17

40

41

12

24

25

2,88

90,51

0,318

25

80

25

27

1,94

1

35

35

25

26

1,85

51,66

0,171

7

40



5 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НАГРУЗКИ

5.1 Выбор трансформатора с учетом прогнозирования нагрузок

Одна из наиболее существенных характеристик нагрузка любого узла рассматриваемой сети являются величины потребляемых активной и реактивной мощности и их зависимости от времени. Так, например, мощность потребляемой промышленными предприятиями, в течение суток может изменяться в широких пределах, увеличиваясь в вечернее рабочие часы и уменьшаясь во время обеденных перерывов, в светлые часы дня, в ночные часы при двухсменной работе. Также определяются изменения нагрузки в течение суток и других потребителей электроэнергии.

Практически на всех предприятиях электрических сетей контрольные замеры проводятся в декабре (максимальный режим) и в июне (минимальный режим).

Результаты контрольных замеров максимального режима (декабрь) фидера №6 и фидера №5 подстанции “БВС 110/10 кВ”, за последние три года представлены в приложении 4. Используя их, можно определить изменения нагрузки и прогнозировать нагрузку на ближайшее будущее.

В настоящее время известно более ста различных методических приемов и способов прогнозирования. Мы будем использовать метод экстраполяции, так как он позволит определить будущее на базе тенденции, наблюдаемых в прошлом. Тенденция, то есть характер изменения во времени рассматриваемого показателя результатом внешнего и внутреннего факторов. Характеристика тенденции – линейная.

Аналитическая зависимость выражается уравнением прямой:

(5.1)

где – значение показателя на исходном этапе (Т=0);

– средне годовой темп роста;

– период (в годах), отсчитываемый от исходного этапа.

Средне годовой темп роста определяется по формуле:

(5.2)

где – темп роста с n-го по m-й года.

Анализируя результаты контрольных замеров по фидеру №13 подстанции “БВС”, были определены максимальные нагрузки в максимальном режиме: =1922,7 кВт; =2389,4 кВт; =2803,9 кВт;

Темп роста по годам, определим по формуле:

мВт;

мВт. (5.3)

Тогда по формуле (5.2) получаем:

мВт;

Учитывая перспективу развития электрической сети:

мВт;

мВт.

По формуле (5.1) нагрузка будет равна:

мВт;

При реактивная мощность определяется по формуле:

; (5.4)

Из выражения (5.4) находим реактивную мощность:

МВар;

Анализируя результаты контрольных замеров по фидеру №2 подстанции “БВС”, были определены максимальные нагрузки в максимальном режиме: =1278,8 кВт; =1479,9 кВт; =1625,9 кВт;

По формуле (5.3), аналогично определяем темпы роста по годам (фидер №2):

мВт;

мВт.

Тогда по формуле (5.2) получаем:

мВт;

Учитывая перспективу развития электрической сети:

мВт;

мВт.

По формуле (5.1) нагрузка будет равна:

мВт;

При реактивная мощность определяется по формуле (5.4):

мВар;

Тогда суммарная вновь вводимая нагрузка будет равна:

мВт;


6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения, является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико в точке КЗ.

Расчетным видом КЗ для выбора и проверки параметров электрооборудования считается трехфазное КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

- не учитывается сдвиг по фазе электродвижущих сил (ЭДС) различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть принимается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки;

- не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитывают, если выполняется условие R(X/3). Это условие выполняется для трансформаторов;

при определении токов КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения

Для расчета токов КЗ составляем схему замещения, на которой показываем точки, в которых необходимо определить токи КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, в которой все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. Она составляется по схеме системы электроснабжения представленной в графической части.

Расчет ведем в относительных единицах.

Схема замещения рассчитываемой сети представлена на рис. 6.1

Схема замещения сети

Рис.6.1

Исходные данные:

Базисная мощность:=100 МВА;

Базисное напряжение: Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 10,5 кВ.

Сопротивление системы задается службой РДУ ОАО “Бурятэнерго”:

[Ом];

Сопротивление отпайки «БВС» до опоры №56 - также задается службой РДУ ОАО “Бурятэнерго”:

[Ом];

В относительных единицах определяется по формуле:

; ( 6.1.)

где, - номинальный отключающий ток выключателя питающей подстанции;

- номинальное напряжение сети.

Сопротивление системы относительно 110 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление системы относительно 10,5 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление линии определяется по формулам:

о.е.; (6.2)

Линии МСЗ-183 и МС-184 до опоры №56: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Линия от опоры №56 до п/ст “Сотниково”: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Сопротивление линии :

; (6.3)

.

Ток КЗ в точке К1

Рис. 6.2

Ток трехфазного КЗ определяем по формуле:

; (6.4)

По формуле (6.4) определим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 (рис. 6.2):

о.е.;

Ток трехфазного КЗ на шинах 110 кВ в именованных единицах определяем по формуле:

* ; (6.5)

где, - базисный ток и определяется по формуле:

; (6.6)

Базисный ток для 110 кВ по формуле (6.6):

;

кА;

Относительно 10,5 кВ:

Ток КЗ в точке К2

Рис. 6.3

В относительных единицах определяется по формуле (6.1):

;

где, - номинальный отключающий ток выключателя питающей

подстанции;

- номинальное напряжение сети.

Сопротивление системы относительно 110 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление линии относительно 10,5 кВ определяется по формулам (6.2):

о.е.;

Линии МСЗ-183 и МС-184 до опоры №56: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Линия от опоры №56 до п/ст “Сотниково”: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Сопротивление трансформатора в о.е.:

; (6.7)

о.е..

Сопротивление линии :

(6.8)

Ток трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в относительных единицах определяем по формуле:

о.е.

Ток трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в именованных единицах определяем по формуле:

*

где, - базисный ток и определяется по формуле:

кА

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1(рис.6.2) находим по формуле:

кА

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 (рис. 6.3) находим по формуле:

кА

Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле:

(6.9)

где - ударный коэффициент,

По формуле (6.9) ударный ток в точке К1 (рис. 6.2):

кА;

По формуле (6.9) ударный ток в точке К2 (рис. 6.3):

кА;

Тепловой импульс тока КЗ для проверки оборудования на термическую стойкость определяется по формуле:

; (6.10)

где, - время КЗ, сек.

Тепловой импульс в точке К1(рис.6.2) определяется по формуле (6.10):

кА2*с;

Тепловой импульс в точке К2 (рис.6.3) определяется по формуле (6.10):

кА2*с;

Из расчетов приведенных выше, получаем:

Ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ

равен 10,68 кА;

Ток двухфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ

составляет 9,24 кА;

Ударный ток равен 26,9 кА;

Тепловой импульс равен 256,1 кА2*с;

Ток трехфазного короткого замыкания на стороне 10,5 кВ

равен 0,77 кА;

Ток двухфазного короткого замыкания на шинах 10,5 кВ

составляет 0,67 кА;

Ударный ток равен 1,94 кА;

Тепловой импульс равен 0,35 кА2*с;


7 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производится:

- выбор по напряжению;

- выбор по нагреву при длительных токах;

- проверка на электродинамическую стойкость;

- проверка на термическую стойкость;

- выбор по форме исполнения (для наружной или внутренней установки).

7.1 Выбор силового трансформатора

Определим полную мощность трансформатора:

; (5.5)

где Рн – активная максимальная нагрузка подстанции;

К1-2 – коэффициент учитывается в нагрузке потребителей 1-й и 2-й

категории, режим 0,75;

Кав – коэффициент аварийной нагрузки допустимый, равной 1,4;

- коэффициент мощности нагрузки, в данном случае равный 0,9;

n – число трансформатор на подстанции.

Для двух трансформаторной подстанции “Сотниково” 110/10 кВ по формуле (5.5):

;

МВА.

Выбираем трансформатор мощностью 2500 кВА типа ТМН.

Для двух трансформаторной подстанции “Сотниково” 110/35/10 кВ по формуле (5.5):

С учетом реконструкции новой линии 35 кВ со стороны ПС «Гурульба», учитывая на данной ПС мощность двух трансформаторов по 4000 кВА каждый, необходимо сложить максимальную нагрузку ПС «Сотниково» - 2,36 МВт, с нагрузкой трансформаторов ПС «Гурульба» - 4000 кВА. После расчета можно выбрать трансформатор типа ТМТН-6300/110 мощностью 6,3 МВА.

Выбираем трансформатор ТМТН-6300/110 мощностью 6,3 МВА.

  1. Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ

При выборе разъединителей учитываем следующие условия:

;

;

; (7.1)

.

Определяем максимальный рабочий ток:

А ; (7.2)

Из выражения (7.2) получаем максимальный рабочий ток разъединителя:

А;

Т.к. номинальный ток разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по справочнику выбираем разъединитель типа: РНДЗ-2-110/630 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; А; кА; кА; с;

Произведём проверку термостойкости разъединителя:

кА2*С > кА2*С;

Разъединитель условиям проверки удовлетворяет.

Аналогично по тем же условиям выбираем отделители типа ОД-110/1000 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; А; кА; кА; с;

Произведём проверку термостойкости отделителя:

кА2*С > кА2*С;

Отделитель условиям проверки удовлетворяет.

Аналогично производим выбор короткозамыкателя типа КЗ-110 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; кА; с;

Произведём проверку термостойкости короткозамыкателя:

кА2*С > кА2*С;

Короткозамыкатель условиям проверки удовлетворяет.

Полученные данные записываем в табл. 7.1

Таблица. 7.1

Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов на стороне 110 кВ

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные

разъединитель РНДЗ-2-110/630 УХЛ 1

отделитель

ОД-110/1000 УХЛ 1

короткозамыкатель КЗ-110 УХЛ 1

кВ

кВ

кВ

А

А

кА

кА

кА

кА2*с

Произведем выбор трансформаторов тока, учитывая номинальное напряжение и ток, номинальную нагрузку, класс точности и выполним проверку на термическую и динамическую стойкость к действию токов короткого замыкания.

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-110 Б-1.

Он должен удовлетворять следующим условиям:

;

;

; (7.3)

.

Параметры выбранного трансформатора тока:

А; кА; кА; с;

кА > кА; А > А;

кА2*С > кА2*С.

Трансформатор тока подходит для эксплуатации. Полученные данные записываем в табл. 7.2.

При выборе номинального первичного тока следует учитывать возможность перегрузки некоторых типов трансформаторов на 10-20 %, что оговорено в каталогах на трансформаторы тока.

Значение номинального вторичного тока унифицировано и равно 5 А (реже 1 и 10 А).

Класс точности измерительного ТТ выбирают в соответствии с его назначением. Если к ТТ подключаются расчетные счетчики электроэнергии, то класс точности его работы должен быть не ниже 0,5. Если подключаются только щитовые электроизмерительные показывающие приборы, то достаточен класс точности 1, а иногда (амперметр в цепи секционного или шинно-соединительного выключателя) можно применить ТТ с классом точности 3.

Для того чтобы ТТ работал в выбранном классе точности, нагрузка его вторичной цепи не должна превышать номинальной, т.е. при А нагрузка вторичной цепи:

; (7.4)

Расчетная нагрузка ТТ складывается из нагрузки измерительных приборов и потерь мощности в проводах и контактах. Суммарное сопротивление катушек приборов, последовательно включенных во вторичную цепь ТТ рассчитывают в соответствии со схемой их включения и распределения по фазам. При составлении 3-х линейной схемы включения измерительных приборов необходимо учитывать схему внутренних соединений приборов.

Сопротивление проводов вторичной цепи зависит от длины трасс прокладки проводов , сечения проводов и схемы соединения ТТ.

При выборе материала проводов (медь или алюминий) необходимо учитывать, что контрольные кабели с медными жилами ( Ом·мм2/м) применяют во вторичных цепях мощных электростанций с высшим напряжением 220 кВ и выше. Во вторичных цепях остальных электроустановок используют кабели с алюминиевыми жилами ( Ом·мм2/м).

Произведем выбор трансформаторов напряжения. Тип НКФ-110-83У1 В*А при классе точности 0,5.

Суммарная мощность приборов:

В*А < В*А; (7.5)

где – номинальная полная мощность, потребляемая во вторичной цепи ТН и соответствующая его работе в заданном классе точности;

– расчетная полная мощность, потребляемая во вторичной цепи.

Следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, учитывается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединенных по схеме неполного треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора. Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то часть приборов подключают к дополнительно установленному ТН.

Сечение проводов в цепях ТН определяется допустимой потерей напряжения и условиями их механической прочности. При этом по условиям механической прочности сечение медных проводов не должно быть менее 1,5 мм2, а алюминиевых – не менее 2,5 мм2.

Выбор типа ТН определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать 2 однофазных ТН серии НОМ или НОЛ для напряжений от 6 до 35 кВ, серии НОС для напряжений 0,5 и 3 кВ, включенных в неполный треугольник, а также трёхфазных ТН серии НТМК, снабженных обмоткой, компенсирующей угловую погрешность. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости они равноценны (для кВ) или несколько дешевле (для кВ). Для напряжений 110 кВ и выше используют каскадные ТН серии НКФ.

Для питания приборов контроля изоляции необходима группа из трех однофазных ТН типа ЗНОМ, или ЗНОЛ, соединенных в звезду, причем нейтральная точка обмотки высокого напряжения для правильной работы приборов контроля состояния изоляции обязательно заземляется (рабочее заземление).

По формуле (7.5) суммарная мощность приборов:

В*А < В*А;

Полученные данные записываем в табл. 7.2

В качестве соединительного провода берём провод с алюминиевыми жилами сечением S=2,5мм2. Для защиты от внутренних и внешних перенапряжений произведём выбор разрядников.

Выбираем вентильные разрядники типа РВС-110 с параметрами:

кВ; кВ; кВ.

Таблица 7.2

Сводная таблица по выбору трансформаторов тока и напряжения на стороне 110кВ

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные

трансформатор тока ТФЗМ-110 Б-1

трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

кВ

кВ

А

кА

кА

В*А


7.3 Производим выбор оборудования на стороне низкого напряжения:

Определяется максимальный рабочий ток по формуле (7.1):

А;

По максимальному рабочему току выбираем выключатель типа ВМПП-10 с параметрами:

кА; с; с;

Проверяем по току отключения:

кА > 0,126 кА;

Проверка по току включения:

кА > кА;

Проверка по условию термической устойчивости:

кА2*С > кА2*С;

Выключатель удовлетворяет всем условиям.

Выбираем трансформатор тока типа ТЛПК 10 ХЛ3 с параметрами:

А; кА; кА; с;

Проверим на динамическую стойкость:

кА > кА; А > А;

кА2*С > кА2*С.

Трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

Выбираем трансформатор напряжения типа: НТМИ-10-66У2.

В*А. Проверяем по вторичной нагрузке. Суммарная мощность приборов, при наличии 3-х вольтметров (В*А), 3-х счетчиков активной энергии (В*А) и 3-х счетчиков реактивной энергии (В*А), составит: В*А

В*А > В*А.

Трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.

Для защиты от внутренних и внешних перенапряжений произведём выбор разрядников. Вентильные разрядники для напряжения 10 кВ типа РВО-10 с параметрами: кВ; кВ; кВ.

Таблица 7.3

Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные

трансформатор тока ТЛПК 10 ХЛ3

трансформатор напряжения

НТМИ-10-66У2

кВ

А

кА

В*А


8. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

Системы энергоснабжения – это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера – коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели широко используется комплекс автоматических устройств: устройства автоматического регулирования и устройство автоматического управления.

К устройствам автоматического управления относится устройства релейной защиты (РЗ). Ее основная задача состоит в том, чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и выдать управляющий сигнал на отключение этого участка.

Основными видами повреждений в трансформаторах являются:

- защита замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмотки;

- замыкания в обмотках между витками одной фазы;

- замыкания на землю обмоток или их наружных выводов;

- повреждения магнитопровода трансформаторов, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

Дифференциальная защита является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних повреждений. Она работает при коротких замыканиях внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока, и не имеет выдержки времени. Защита может выполняться как дифференциальная отсечка или как дифференциальная защита. Дифференциальная защита отстраивается от токов небаланса и от бросков намагничивающего тока при внешних КЗ.

Защита от сверхтоков внешних КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ, если отказывают защиты присоединений или сборных шин. Она также является резервной защитой от внутренних повреждении в трансформаторах. Защита включается на трансформаторы тока со стороны источников питания. В случае многообмоточных трансформаторов защита обычно устанавливается в цепи каждой обмотки с действием на соответствующий выключатель. При этом защита выполняется направленной, если имеется несколько источников питания.

Защита от замыканий на землю включается на фильтр токов нулевой последовательности. Ее включение на ТТНП в нейтрали силового трансформатора предпочтительнее, так как при этом в зону защиты входит обмотка высшего напряжения силового трансформатора.

Газовая защита устанавливается на все трансформаторы мощностью 1000 кВА и более, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образующиеся газы устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем. Газовая защита - единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака трансформатора. При утечке масла опускается нижний поплавок (чашка), защита срабатывает и отключает трансформатор от сети. Газовая защита не действует при КЗ на выводах трансформатора, поэтому она дополняется дифференциальной защитой или токовой отсечкой.

8.1 Расчет релейной защиты трансформатора

Произведем расчет релейной защиты и автоматики трансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ “Сотниково”, а также отходящей от неё наиболее загруженной воздушной линии напряжением 10 кВ, понизительной трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4кВ.

Рассмотрим защиту двухобмоточного трансформатора мощностью 10000 кВА, установленного на подстанции “Сотниково”.

Схема сети

рис.8.1.

1. Токовая отсечка.

Т.к. на проектируемой подстанции “Сотниково” параллельно работают два трансформатора мощностью по 2500 кВА, в качестве защиты от коротких замыканий и больших перегрузок применяется токовая отсечка. Однако она не является полноценной, так как, реагируя только на большие токи повреждения, охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора. Резервирует отсечку максимальная токовая и газовая защиты.

Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется с использованием реле прямого действия РТМ, реле РТ-40 или электромагнитного элемента реле РТ-80.

Уставка отсечки определяется по формуле:

; (8.1)

где (РТ-40);

- максимальный ток короткого замыкания, при повреждении на

выводах трансформатора со стороны нагрузки.

А. (см. гл. 6)

По формуле (8.1) определяем уставку токовой отсечки:

А;

Чувствительность отсечки оценивается отношением:

; (8.2)

где - ток двухфазного КЗ у места установки защиты в режиме минимального питания.

А (см. гл. 6).

По формуле (8.2) определяем чувствительность отсечки:

;

;

Токовая отсечка по чувствительности проходит.

2. МТЗ без пуска по напряжению.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока нагрузки:

, ; (8.3)

где ;

– коэффициент самозапуска электродвигателей (может быть определен расчетом);

(РТ-40) – коэффициент возврата реле;

- максимальный ток нагрузки, обычно принимается равным номинальному току трансформатора.

По формуле (8.3) определяем ток срабатывания защиты.

А;

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

; (8.4)

где - ток двухфазного короткого замыкания.

А (см. гл. 6)

По формуле (8.4) определим коэффициент чувствительности:

;

Время срабатывания защиты

; (8.5)

где – время срабатывания МТЗ наиболее мощного присоединения, подключенного к соответствующим шинам;

с – ступень селективности.

Оценку чувствительности защиты производят при двухфазном КЗ в конце зоны резервирования, где коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2. При выполнении защитой функции и защиты шин коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.


3. Газовая защита

Газовая защита является резервной.

Действие газовой защиты основано на том, что всякие повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции обмоток, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому при медленном газообразовании, свидетельствующем о медленном развитии аварии, газовая защита дает предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, вызванном КЗ, защита действует на отключение трансформатора. Она является единственной защитой, реагирующей на опасное понижение уровня масла и на витковые замыкания обмоток, сопровождаемые недостаточными для других видов защит значениями тока.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Наибольшее распространение получили газовые реле типа РГЧ3, реле Бухгольца ВF 80/Q и струйное реле типа 25/10.

Для защиты трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ предусматриваются плавкие предохранители, газовая защита и токовая защита нулевой последовательности.

Для выбора предохранителя необходимо определить номинальный ток трансформатора:

; (8.6)

где - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, кВ

По формуле (8.6) найдем номинальный ток трансформатора:

А;

Номинальный ток плавкой вставки:

; (8.7)

По формуле (8.7) находим номинальный ток плавкой вставки:

А ;

Принимаем предохранитель типа ПКТ 102-10-50-12,5 УЗ со следующими параметрами кВ; А; .

На трансформатор 10/0,4 кВ устанавливаем газовое реле типа РГЧ3-66 (KSG) c чашкообразными элементами. При слабом газообразовании защита действует на сигнал, при интенсивном – на отключение выключателя нагрузки (QW), оснащенного электромагнитом отключения.

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается для улучшения резервирования защит от замыканий на землю в сети 0,38 кВ. Она выполняется с помощью токового реле (KAO), включаемого через трансформатор тока (TAZ) в нейтраль трансформатора.

Ток срабатывания:

; (8.8)

По формуле (8.8) найдем ток срабатывания защиты:

;

А.

Чувствительность защиты нулевой последовательности:

; (8.9)

По формуле (8.9) найдем коэффициент чувствительности защиты:

;

;

Следовательно, чувствительность обеспечивается.

8.2 Расчет релейной защиты воздушной линии

Для защиты воздушной линии напряжением 10 кВ предусматривается токовая отсечка, максимальная токовая защита и устройство автоматического повторного включения (АПВ). Принимается выполнение максимальной токовой защиты и селективной токовой отсечки по схеме неполной звезды с реле тока РТМ и РТВ (рис.8.2, реле КА1, КА2).

Ток срабатывания токовой отсечки определяется по условиям:

; (8.10)

где - коэффициент отстройки для реле РТМ.

кА;

Отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов, присоединенных к фидеру:

; (8.11)

А.

Принимаем А.

Ток срабатывания реле:

; (8.12)

где - коэффициент схемы для соединения в звезду;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

По формуле (8.12) определяем ток срабатывания реле:

А;

Выбираем реле РТМ, встроенное в привод масляного выключателя ВМПП-10 с уставкой тока 40А.

Тогда ток срабатывания отсечки будет равен:

;

А.

Коэффициент чувствительности:

; (8.13)

По формуле (8.13) определим коэффициент чувствительности:

;

Определим ток срабатывания МТЗ линии в соответствии с выражением:

; (8.14)

где - коэффициент отстройки для реле РТВ;

- коэффициент самозапуска;

- коэффициент возврата реле РТВ.

Ток срабатывания МТЗ из выражения (8.14) равен:

А;

Ток срабатывания реле:

А;

Выбираем реле РТВ-V с уставкой 12А, тогда:

А;

Проверим чувствительность МТЗ при коротком замыкании в основной зоне действия защиты.

; (8.15)

.

Чувствительность защиты в зоне резервирования (при КЗ на шинах низкого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ)

; (8.16)

.

Выбираем время срабатывания МТЗ линии по условию согласования с плавкими предохранителями ПКТ, при которых ступень селективности сек должна обеспечиваться при всех возможных значениях тока короткого замыкания.

Для повышения надежности электроснабжения и исправления неселективного действия, линия оборудуется устройством АПВ (автоматического повторного включения) однократного действия. Принимаем типовое устройство РПВ-58, время срабатывания сек. Время возврата определяется продолжительностью заряда конденсатора 15-20 сек.

Комплект релейной защиты и автоматики на стороне напряжения 10 кВ.

Рис. 8.2


8.3 Расчет релейной защиты линии 110 кВ

В качестве основной защиты для ВЛ принят комплект ШДЭ-2801.

Исходные данные:

Участок линии электропередач 110 кВ

Протяженность 0.8 км

Провод марки АС 95

Воздушные линии электропередач подвержены повреждениям в большей степени, чем другое электрическое оборудование. Для быстрого отключения линии при ее повреждениях, ВЛ, согласно ПУЭ должны быть оборудованы релейной защитой, , действующей на отключение.

В сетях сложной конфигурации для защиты ВЛ 110кВ от междуфазных КЗ используется дистанционная защита, которая измеряет полное сопротивление ВЛ от места подключения измерительных трансформаторов напряжения до места КЗ. ДЗ имеет ступенчатую характеристику сопротивлений срабатывания зон и выдержек времени. Имеет три ступени:

I ступень:

Полное сопротивление защищаемой линии:

; (8.16)

.

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.17)

где, Котс=0,87 - коэффициент отстройки, о.е;

; (8.18)

II ступень:

Отстройка от 1 ступени следующей самой короткой линии:

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

где, Kотс=0,87 Котс`=0.78. (8.20)

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.21)

;

.

Определим ток трехфазного к.з по формуле:

;

. (8.22)

Определим Iвыб по формуле:

; (8.23)

.

Определим Kток по формуле:

; (8.24)

.

определим сопротивление срабатывания защиты:

;

Проверяем чувствительность:

; (8.25)

>1,25 (ближнее резервирование)

;

III ступень:

Отстраивается от максимального тока нагрузки.

Котс=1,2 Кв=1,1нагр=400 м.ч=800

Iнагр.max=Iдл.доп=330 А

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.26)

;

;

;

;

<1,2 (дальнее резервирование);

Остаточное напряжение на шинах подстанции при к.з в конце первых ступеней дистанционной защиты ВЛ60, %:

; (8.27)

где, Iк(3) - ток на линии ВЛ60 при трехфазном к.з в конце первой ступени защиты, определяемый по кривым спадания.

; (8.28)

;

.

Кривые спадания токов трехфазных к.з

Шины подстанции Б: 60%; (8.29)

Дистанционная защита линии ВЛ 110 кВ рекомендуется к установке в качестве основной от между фазных к.з.


9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

9.1 Общая характеристика деятельности предприятия

Центральное предприятие электрических сетей (ЦПЭС), является одним из структурных подразделений ОАО “Бурятэнерго”, РАО ЕЭС России.

Местонахождение предприятия: Республика Бурятия, город Улан-Удэ, ул. Орловская, 2б. Основным видом деятельности является передача и электроснабжение населения и предприятий, находящихся в районе ответственности ЦПЭС.

9.2 Краткое описание проекта

Целью дипломного проекта является реконструкция электрических сетей ПС «БВС» и Иволгинского района:

1. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ в поселке Сотниково, на месте функционирующей РП-1 «Сотниково».

2. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/35/10 кВ в поселке Сотниково, с заменой ВЛ- 10 кВ (Г-2) на ВЛ-35 кВ.

. Со строительством подстанции «разгружается» ПС «БВС», которая в настоящее время при максимальном режиме имеет наибольший коэффициент загрузки Кз=0,99. что в свою очередь приводит к увеличению надежности электрооборудования

Замена ВЛ- 10 кВ на ВЛ-35-кВ уменьшит потери электроэнергии при передачи

9.3 Определение общей суммы капитальных вложений в проект

Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция с выключателем на высокой стороне) и перечню необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект.

При выполнении проекта, когда нет необходимости строить подробную смету, для определения общей величины капитальных вложений необходимо вначале посчитать стоимость основного оборудования по текущим ценам.

Таблица 9.3.1

Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/10 кВ.

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Цена единицы, тыс. руб.

Стоимость

тыс. руб.

Выключатель элегазовый

шт.

2

630

1260

Трансформатор

ТМН-2500/110

шт.

2

1500

3000

Воздушная линия напряжением 110 кВ

км.

0,4

3750

1500

Ячейка 110 кВ

шт.

2

17500

35000

Ячейка КРУН 10 кВ

шт.

8

1611

12890

Итого 53650

Таблица 9.3.2

Сметная стоимость ОРУ 110/10 кВ.

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Цена единицы, тыс. руб.

Стоимость

тыс. руб.

Воздушная линия напряжением 110 кВ

км.

0,4

3750

1500

ОРУ 110/10 кВ

шт.

1

52930

52930

Итого 54430

Таблица 9.3.3

Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/35/10 кВ.

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Цена единицы, тыс. руб.

Стоимость

тыс. руб.

Выключатель элегазовый

шт.

2

630

1260

Трансформатор ТМТН-6300/110

шт.

2

2700

5400

Воздушная линия напряжением 110 кВ

км.

0,4

3750

1500

Воздушная линия напряжением 35 кВ

км.

27,5

3360

92400

Ячейка 110 кВ

шт.

2

20130

40260

Ячейка КРУН 10 кВ

шт.

8

1611

12890

Ячейка 35 кВ

шт.

1

15300

15300

Итого 169010

Таблица 9.3.4

Сметная стоимость ОРУ 110/35/10 кВ с заменой линии.

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Цена единицы, тыс. руб.

Стоимость

тыс. руб.

ОРУ 110/35/10 кВ

шт.

1

76480

76480

Воздушная линия напряжением 35 кВ

км.

27,5

3360

92400

Воздушная линия напряжением 110 кВ

км.

0,4

3750

1500

Итого 170380

Общая величина капитальных вложений в проект определяется суммированием сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих затрат:

; (9.1)

где - сметная стоимость оборудования, тыс. руб.;

- стоимость строительно-монтажных работ по проекту, тыс. руб.;

- прочие затраты, тыс. руб.

В стоимость оборудования входит стоимость: ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ в комплекте с вакуумными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока, напряжения.

Затраты на строительно-монтажные работы определяются составлением отдельных смет, для приближенного определения стоимостей можно использовать данные табл. 9.3.5.

Таблица 9.3.5

Стоимость электрической сети, %

Объект

Напряжение, кВ

СМР, %

Оборудование,

%

Прочие, %

ЛЭП на железобетонных опорах

110-150

52

40

8

ЛЭП на железобетонных опорах

35

54

37

9

Подстанция открытого типа

110-150

44

51

5

Подстанция открытого типа

35

41

54

5

Комплектное распределительное устройство

10

45

50

5

По данным, полученным из службы ПТО ЦПЭС (прайс-лист: цена на электрооборудование) определяем капитальные затраты:

1. На строительство ПС 110/10 кВ (с элегазовым выключателем).

2. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 110 кВ (отпайка) на железобетонных опорах.

3. На строительство ПС 110/35/10 кВ (с элегазовым выключателем).

4. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 35 кВ на железобетонных опорах.

Определяем капитальные затраты по формуле:

; (9.2)

;

;

;

.

Из формулы (9.2.) получаем:

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.

Общая величина капитальных вложений ПС 110/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб;

Общая величина капитальных вложений ПС 110/35/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб;

  1. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.3)

где Ипер – суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год;

Рм – максимальная нагрузка, кВт;

Тм – число часов использования максимальной нагрузки, ч/год;

Эаб – количество энергии, поступившей к абонентам, полезный отпуск, кВтч.

Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.4)

где Иэкс – суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб./год;

Ипот – суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:

; (9.5)

Где Иам – ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.;

Иоб.рем –издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб.;

; (9.6)

Где ам – нормы отчислений на амортизацию (реновацию) % /год;

ам = 3,5

Кэс – капитальные вложения в сооружения электрических сетей, руб.;

; (9.7)

Где об.рем – нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, % /год,

об.рем = 5,9

Таблица 9.3.6

Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонты элементов электрических сетей

Элемент

Норма амортизации ам,. %

Срок службы Тс, лет

Норма на обслуживание и ремонты, об.рем , %

Силовое оборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС) до 150 кВ

3,5

29

5,9

Срок службы всего проекта определяется как средневзвешенный срок службы оборудования. При расчете величины амортизационных отчислений на проектной стадии можно руководствоваться Постановление от 1 января 2002 г. N 1 «О классификации основных средств включаемых в амортизационные группы». (См.приложение).

; (3.7)

где Э – потери электроэнергии в сети, кВт ч/год;

Тпот – стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, руб/кВт ч.

Потери в электрических сетях рассчитываются в соответствующем разделе основной части, поэтому здесь нет необходимости приводить расчетные формулы. По данным энергосистем величина технических потерь достигает 5-10 % от передачи. Необходимо учитывать, что кроме технических потерь в распределительных сетях энергоснабжающих организаций существуют потери коммерческие и потери связанные с погрешностью приборов учета.

Справочно (Региональная комиссия по тарифам РБ, утвердила тарифы ОАО «Бурятэнерго» на тепловую и электрическую энергию на 2007 год. Среднеотпускной тариф - 120,8 коп. за кВтч. Средний тариф на электроэнергию по «Бурятэнерго» составил 110,6 коп. за кВт/час. Тариф на электроэнергию для промышленных потребителей в зависимости от напряжения (110 кВ и выше, 35 кВ, 6-10 кВ и 0,4 кВ) за кВт/час утвержден в размере   107,0 коп., 163,0 коп.,184,0 и 228,0 коп. соответственно. Для сельхозпотребителей тариф установлен в размере 162 коп. за кВтч. Стоимость кВт/час для предприятий бюджетной сферы – 162,0 коп. Население с 1 января 2006 г. – 135,0 коп. за кВтч с НДС. Для информации – экономически обоснованный тариф на высоком напряжении 77,0 коп, а для населения 225,0 коп. за 1 кВтч.)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

Полная себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.6)

где - суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год.

- максимальная нагрузка, кВт.

- число часов использования максимальной нагрузки, ч/год.

Передача и распределение электроэнергии связанны с частичной потерей её при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.7)

где - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей, руб./год.

- суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

; (9.8)

где - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.

- издержки на обслуживание и ремонт, руб.

; (9.9)

где - нормы отчислений на амортизацию, %.

- кап. вложения в сооружение электрической сети, руб.

По формуле (9.5) определяем ежегодные издержки на амортизацию:

млн. руб;

. (9.10)

где - нормы отчислений на обслуживание ремонт эл. сетей, %.

По формуле (9.10) определяем издержки на обслуживание и ремонт:

млн. руб;

Суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей из выражения (9.8) составит:

млн. руб;

Суммарная стоимость потерь в сетях системы:

; (9.11)

где - потери электроэнергии в сети, кВТ*ч/год

- стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВТ*ч

; (9.12)

где - количество электроэнергии поступившей, кВТ/ч.

;

Средне-отпускной тариф – 1,17 руб. за кВт *ч, ОАО “Бурятэнерго” на тепловую и электрическую энергию на 2007 год.

Суммарная стоимость потерь в сетях системы по формуле (9.11) равна:

;

Суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии по формуле (9.7) составят:

млн. руб./год;

По формуле (9.6) определим полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы:

руб./кВт*ч;

Отчисления на социальные нужды в 2007 году берутся в размере 25,8 % от фонда заработной платы (18,2% -Пенсионный фонд, 3,6% – Фонд обязательного медицинского страхования, и 4,0% – Фонд социального страхования.)

Расходы на содержание и эксплуатацию системы электроснабжения на проектной стадии можно рассчитывать по укрупненным показателям.

Затраты на эксплуатационные материалы рекомендуется брать в размере 1,5 % балансовой стоимости электрооборудования.

Затраты на текущий ремонт рекомендуется брать в размере 3 % от балансовой стоимости электрооборудования.

Прочие расходы - 50% от общецеховых расходов.

Численность обслуживающего персонала принимается согласно отраслевым инструкциям и нормам.

Справочно: По данным Федеральной службы госстатистики по Бурятии средняя заработная плата, начисленная работникам предприятий Республики Бурятия, в конце 2006 года сложилась в размере 7663 рубля. В том числе по отраслям: сельское хозяйство – 2715 руб., добыча полезных ископаемых – 10025 руб., обрабатывающее производство – 7752 руб., электроэнергетика – 11910 руб., строительство- 7150 руб., оптовая торговля – 5238 руб., транспорт – 12359 руб.

Расход электроэнергии на собственные нужды, а также потери электроэнергии определяются по данным основного раздела дипломного проектирования..

9.5 Расчет экономической эффективности проекта

Экономический эффект (в расчетах принимается как величина чистой прибыли Пчt) рассчитывается как стоимостная оценка результата от реализации проекта. Цели проектов в системе электроснабжения разные. Некоторые из них представлены ниже. Необходимо рассчитать экономический эффект в денежном выражении от реализации достигнутой цели.

Расчет показателей финансово-экономической эффективности можно производить в постоянных ценах, т.е. не учитывать инфляцию. Соответственно не будет некоторых показателей в текущих ценах. Расчетная ставка дисконтирования, в данном случае, будет равна номинальной. Также если не предполагается использование заемных средств, некоторые показатели не рассчитываются.


Таблица 9.3.7

Экономический эффект от реализации проекта

Показатели эффективности

В натуральных показателях

В денежном выражении, руб.

Примечание

Снижение потерь электроэнергии в сетях

865200 кВт/ч

1168020

Сокращение расходов на ремонт

5 %

58400

Создание новых рабочих мест

5

Социальный эффект

Всего

1226420

(количество рабочих мест взято со ссылкой на ПУЭ)

Определим годовой экономический эффект, т. руб.;

;

Простая норма прибыли из выражения (9.3) равна:

110/10 ;

110/35/10 .

По формуле (9.5) определим ежегодные издержки на амортизацию (реновацию):

тыс. руб;

.

Простой срок окупаемости при равномерном поступлении доходов определим по формуле (9.4):

;

110/10 года;

110/35/10 года.

Далее произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта.

Для ориентировочной оценки целесообразности вложения средств в совершенствование электроснабжения потребителя, что энергетическая служба имеет внутреннюю хозяйственную самостоятельность, компенсируя расходы – доходами, обеспечивает прибыль и рентабельность при электроснабжении. Поэтому следует принимать эффект от реконструкции в стоимостном выражении (создание рабочих мест, снабжение промышленного предприятия электроэнергией).

Исходные данные для финансово-экономической оценки:

1. Темп инфляции в год;

2. Норма амортизации на реновацию 1/год;

3. Средняя номинальная норма дисконтирования 1/год;

4. Годовой экономический эффект млн.руб./год;

5. Капиталовложения в постоянных ценах из собственных (акционерных) средств млн. руб.

Расчетные показатели:

1. Средняя реальная норма дисконтирования, 1/год.

=1,13; (9.13)

2. Коэффициент дисконтирования при :

=0,13; (9.14)

3. Экономический эффект в текущих ценах:

=12,43; (9.15)

4. Капиталовложения в текущих ценах из собственных (акционерных) средств, млн. руб.:

=0,432; (9.16)

5. Годовые амортизационные отчисления на реновацию, млн. руб./год:

=2,4; (9.17)

6. Начисленная амортизация в текущих ценах нарастающим итогам, млн.руб./год:

=0,89; (9.18)

7. Ликвидационная стоимость, млн. руб.:

=2,47; (9.19)

8. Поток платежей, млн. руб.:

=4,89; (9.20)

9. Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

=3,36; (9.21)

По формулам произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта. За расчетный период возьмем промежуток времени продолжительностью 29 лет, так как срок службы основного оборудования составляет 29 лет.

Рассчитав расчетные показатели (9.13-9.21), и составив график окупаемости проектов, мы можем наблюдать, что проект по строительству подстанции 110/10 кВ “Сотниково” окупается за 14.4 года.

В целом делаем вывод, что проект по строительству подстанции 110/10 “Сотниково” более целесообразен с точки зрения экономики.


10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ

Для снижения потерь мощности и энергии разработано множество мероприятий. Сложность выбора оптимального состава мероприятий привела к необходимости их квалификации.

В настоящее время нет единой установившейся классификации мероприятий по снижению потерь электроэнергии. Мероприятия делятся на три группы: организационные, технические и мероприятия по совершенствованию сети, расчетного и технического учета электроэнергии.

Организационные мероприятия практически не требуют для их внедрения дополнительных капиталовложений. Технические мероприятия требуют капиталовложений, и их следует разделить на мероприятия с целевым эффектом снижения потерь и мероприятия с сопутствующим снижением потерь. Технические мероприятия с целевым эффектом снижения потерь разрабатываются специально для снижения потерь электроэнергии. Капиталовложения в эти мероприятия окупаются целиком за счет снижения потерь. Срок окупаемости не должен превышать нормального значения, равного 8.3 года. К техническим мероприятиям с сопутствующим снижением потерь относится практически весь ввод электросетевых объектов при развитии энергосистемы за счет централизованных капитальных вложений.

В приложении указан структурный анализ активных и реактивных потерь мощности до и после реконструкции.Т.к. длина рассматриваемого сетевого участка “БВС” – “Сотниково” примерно составляет 0,4 км, то больших перетоков мощности не наблюдается, следовательно, потери активной мощности в сети минимальные.



11. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЯ

11.1 Защитное заземление. Обоснование применения. Расчет и устройство

защитного заземления

Защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т.п.). Эквивалентом земли может быть вода, реки или моря, каменный уголь в коренном залегании и т. п.

Назначение защитного заземления – устранение опасности поражения током в случаи прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

Принцип действия защитного заземления – снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами. Это достигается путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (уменьшением сопротивления заземления), а также путем выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземленного оборудования (подъемом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземленного оборудования).

Область применения защитного заземления:

- сети напряжением до 1000 В переменного тока – трехфазные трехпроводные с изолированной нейтралью, однофазные двухпроводные, изолированные от земли, а также постоянного тока двухпроводные с изолированной средней точкой обмоток источника тока;

- сети напряжением выше 1000В переменного и постоянного тока с любым режимом нейтральной или средней точки обмоток источников тока.

Защитное заземление является наиболее простой и в то же время весьма эффективной мерой защиты от поражения током при появлении напряжения на металлических нетоковедущих частях.

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя – проводников (электродов), соединенных между собой и находящихся в непосредственном соприкосновении с землей, и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлением.

В зависимости от места размещения заземлителя относительно заземляемого оборудования различают два типа заземляющих устройств: выносное и контурное.

Выносное заземляющее устройство характеризуется тем, что заземлитель его вынесен за пределы площадки, на которой размещено заземляемое оборудование, или сосредоточен на некоторой части этой площадки. Поэтому выносное заземляющее устройство называют также сосредоточенным.

Контурное заземляющее устройство характеризуется тем, что электроды его заземлителя размещаются по контуру (периметру) площадки, на которой находится заземляемое оборудование, а также внутри этой площадки.

Часто электроды распределяются на площадке по возможности равномерно, и потому контурное заземляющее устройство называется также распределенным.

Различают заземлители искусственные, предназначенные исключительно для целей заземления, и естественные – находящиеся в земле металлические предметы иного назначения.

Для искусственных заземлителей применяют обычно вертикальные и горизонтальные электроды.

В качестве вертикальных электродов используют стальные трубы диаметром 5-6 см с толщиной стенки не менее 3,5 мм и угловую сталь с толщиной полок не менее 4 мм отрезками длиной 2,5- 3,0 м. Широкое применение находит также прутковая сталь диаметром не менее 10 мм, длиной до 10 м, а иногда и более.

Для связи вертикальных электродов и в качестве самостоятельного горизонтального электрода применяют полосовую сталь сечением не менее 4х12 см и сталь круглого сечения диаметром не менее 6 мм.

Размещение электродов выполняют в соответствии с проектом. Заземлители не следует размещать вблизи горячих трубопроводов и других объектов, вызывающих высыхание почвы, а также в местах, где возможна пропитка грунта нефтью, маслами и т.п., поскольку в таких местах сопротивление грунта резко возрастает.

В качестве естественных заземлителей могут использоваться проложенные в земле водопроводные и другие металлические трубы (за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов), обсадные трубы скважин, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие соединения с землей, свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле, металлические шпунты гидротехнических сооружений и т.п.

Сопротивление защитного заземления не должно превышать 10 Ом в стационарных сетях напряжением до 1 кВ (ГОСТ 12.1.030- 87).

11.2 Расчет защитного заземления

Расчет защитного заземления имеет цель определить основные параметры заземления - число, размеры и порядок размещения одиночных заземлителей и заземляющих проводников, при которых напряжения прикосновения и шага в период замыкания фазы на заземленный корпус не превышают допустимых значений. При этом расчет производится обычно для случаев размещения заземлителя в однородной земле.

Расчет заземлителей можно выполнять по допустимому сопротивлению растеканию тока заземлителя или по допустимым напряжениям прикосновения и шага.

Для электроустановок с изолированной нейтралью напряжением до 1000В, а также выше 1000В до 35 кВ включительно расчет заземлителя производится обычно по допустимому сопротивлению растеканию.

Произведем расчет заземления трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ “РП Сотниково ”, расположенной в центре поселка Сотниково Иволгинского района.

Подстанция имеет два трансформатора 10/0,4 кВ мощность 400 кВА каждый, с заземленными в отдельно стоящем одноэтажном кирпичном здании.

В качестве естественного заземлителя будет использована металлическая технологическая конструкция, частично погруженная в землю, ее расчетное сопротивление растеканию Rc=15 Ом..

Протяженность воздушных линий 10 кВ 65 км. Заземлитель предполагается выполнить из вертикальных стержневых электродов длиной Lв=5 м, диаметром 12 мм, верхние концы которых соединяются с помощью горизонтального электрода - стальной полоски суммарной длиной Lг=50м, сечением 4х40 мм, уложенной в землю на глубине t0=0,8 м. Расчетные удельные сопротивления земли, полученные в результате измерений на участке, где предполагается сооружение заземлителя, и расчета равны: для вертикального электрода длиной 5 м Pрасч,в=120 Ом*м для горизонтального длиной 50 м Pрасч,г=176 Ом*м

Расчетный ток замыкания на землю на стороне 10кВ определим по формуле:

; (11.1)

где U – линейное напряжение сети, кВ;

Lвл – длина воздушных линий, км.

По формуле (12.1 ): А

Требуемое сопротивление растеканию заземлителя, который принимаем общим для установок 10 кВ и 0,4 кВ согласно требованиям ПУЭ /13, с.206/:

Ом; (11.2)

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя согласно формуле:

Ом ; (11.3)

где Re. – сопротивление растеканию естественного заземлению, Ом.

Тип заземлителя выбираем контурный, размещенный по периметру подстанции. При этом вертикальные электроды размещаем на расстоянии, а=5м один от другого при количестве N=15 штук.

Определим расчетные сопротивления растеканию электродов – вертикального Rв и горизонтального Rг по формулам:

; (11.4)

где Pрасч,в – расчетное удельное сопротивление земли для вертикального электрода, Ом*м;

Lв – длина вертикального электрода, м;

d – диаметр вертикального электрода, мм.

По формуле (12.4):

Ом;

Сопротивление растеканию группового заземлителя находим по формуле:

Ом; (11.5)

Это сопротивление меньше требуемого, но так как разница между ними невелика и она повышает условия безопасности, принимаем этот результат как окончательный.

Вывод: проектируемый заземлитель – контурный, состоит из пяти вертикальных стержневых электродов длиной 5 м и диаметром 12 мм и горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 70 м, сечением 4х40 мм, заглубленных в землю на 0,8 м.

11.3 Защита персонала от воздействия электрических и электромагнитных полей высокого напряжения. Нормирование напряженности поля

В открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях напряжением 330 кВ и выше должна быть обеспечена защита работающих от биологически активного электрического поля, способного оказать отрицательное воздействие на организм человека и вызвать появление электрических разрядов при прикосновении к заземленным или изолированным от земли электропроводящим объектам.

В электроустановках всех напряжений должна быть обеспечена защита работающих от биологически активного магнитного поля, способного также оказывать отрицательное воздействие на организм человека.

Биологически активными являются электрическое и магнитное поля, напряженность которых превышает допустимое значение.

Допустимая напряженность неискаженного электрического поля составляет 5 кВ/м. При напряженности электрического поля на рабочих местах выше допустимого значения необходимо применять средства защиты.

Допустимая напряженность (Н) или индукция (В) магнитного поля для условий общего (на все тело) и локального (на конечности) воздействия в зависимости от продолжительности пребывания в магнитном поле определяется в соответствии с табл. 11.1.

Допустимые уровни магнитного поля внутри временных интервалов определяются интерполяцией.

Таблица 11.1

Допустимые уровни магнитного поля

Время пребывания

Допустимые уровни магнитного поля Н/А, (А/М/мкТл)

При общем воздействии

При локальном воздействии

<1

1600/2000

6400/800

2

800/1000

3200/4000

4

400/500

1600/2000

8

80/100

800/1000

При необходимости пребывания персонала в зонах с различной напряженностью магнитного поля общее время выполнения работы в этих зонах не должно превышать предельно допустимое для зоны с максимальной напряженностью (см. табл. 11.1).

Допустимое время пребывания в магнитном поле может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. При изменении режима труда и отдыха предельно допустимый уровень магнитного поля не должен превышать установленный для восьмичасового рабочего дня.

Контроль уровней электрического и магнитного полей должен производиться при приемке в эксплуатацию новых и расширенных действующих электроустановок, оборудовании помещений для постоянного или временного пребывания персонала, находящихся вблизи электроустановок (только для магнитного поля), аттестации рабочих мест.

Уровни электрического и магнитного полей должны определяться по всей зоне, где может находиться персонал в процессе выполнения работ, на маршрутах следования к рабочим местам и осмотра оборудования.

Измерения напряженности электрического поля должны производиться при работах без подъема на оборудование и конструкции – на высоте 1,8 м от поверхности земли, плит кабельного канала (лотка), площадки обслуживания оборудования или пола помещения; при работах с подъемом на оборудование и конструкции – на высоте 0,5; 1; 1,8 м от пола площадки рабочего места и на расстоянии 0,5 м от заземленных токоведущих частей оборудования.

Измерения напряженности (индукции) магнитного поля должны проводиться при максимальном рабочем токе электроустановки или измеренные значения должны пересчитываться на максимальный рабочий ток путем умножения измеренных значений на отношение Iмах/I, где I – ток в источнике магнитного поля в момент измерения.

Напряженность магнитного поля измеряется в производственных помещениях с постоянным пребыванием персонала, расположенных на расстоянии менее 20 м. от токоведущих частей электроустановок, в том числе определенных от них стеной.

В качестве средств защиты от воздействия электрического поля должны применяться:

- в открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях – стационарные экранирующие устройства по ГОСТ 12.4.154. и экранирующие комплекты по ГОСТ 12.14.172., сертифицированные органами Госстандарта России;

В заземленных электрических машин, механизмов, передвижных мастерских и лабораторий, а также в зданиях из железобетона, в кирпичных зданиях с железобетонными перекрытиями, металлическим каркасом или заземленной металлической кровлей электрическое поле отсутствует, и применение средств защиты не требуется.

Не допускается применение экранирующих комплектов при работах, не исключающих возможности прикосновения к находящимся под напряжением до 1000 В. токоведущим частям, а также при испытаниях оборудования и электросварочных работах.

При работе на участках отключенных токоведущих частей электроустановок для снятия наведенного потенциала они должны быть заземлены. Прикасаться к отключенным, но не заземленным токоведущим частям без средств защиты не допускается. Ремонтные приспособления и оснастка, которые могут оказаться изолированными от земли, также должны быть заземлены.

Машины и механизмы на пневматическом ходу, находящиеся в зоне влияния электрического поля, должны быть заземлены. При их передвижении в этой зоне для снятия наведенного потенциала следует применять металлическую цепь, присоединенную к шасси или к кузову и касающуюся земли.

Зоны электроустановок с уровнями магнитных и электрических полей, превышающими предельно допустимые, где по условиям эксплуатации не требуется даже кратковременное пребывание персонала, должны ограждаться и обозначаться соответствующими предупредительными надписями и плакатами.

11.4 Утилизация отходов на предприятии

Составной частью технического процесса является образование, сбор, накопление, хранение и транспортировка отходов, имеющих качественные различные и количественные характеристики.

Ниже приводится характеристика отходов, образующихся в процессе производства и потребления, условия их сбора и хранения.

- Очень важной, с точки зрения класса опасности составляющей отходов являются, люминесцентные лампы, которые образуются в процессе освещения производственных помещений ЦЭС. Складирование в металлическом ящике в АБКЦЭ.

- Основным оборудованием которое может давать отходы, являются трансформаторы. Трансформаторное масло марки Т-1000 в процессе эксплуатации может быть загрязнено продуктами окисления. При проведении ремонтных работ трансформаторов производится слив масла в металлическую емкость, откуда масло частично доливается в трансформаторы, частично используется на нужды производства.

- Для поглощения излишней влаги из замкнутых пространств электроприборов используется селиконгель. По мере накопления им влаги он просушивается и вновь используется на те же цели.

- Приходящие в негодность, в процессе эксплуатации, фарфоровые и стеклянные изоляторы собирают в контейнер и вывозят на свалку.

- Отработанный электролит из отработавших аккумуляторов сливается в стеклянные бутыли емкостью 20 литров для дальнейшей нейтрализацией щелочью или известью. Так же используется повторно для доливки в аккумуляторы.

- Металлолом, образующийся в процессе изнашивания деталей, проводов, конструкций крепления контактной сети электрооборудования собирается на территории предприятия в специальном месте.

Селективный сбор и раздельное хранение определяется существующими технологиями производства.

Особые требования предъявляются к токсичным отходом 1 класса опасности – люминесцентным лампам. Их собирают и хранят отдельно от других отходов для последующей демеркуризации. Отходы, предназначенные для вывоза на санкционированную свалку, могут храниться совместно.



12. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

12.1 Понятие. Классификация

Чрезвычайная ситуация – это неожиданная, внезапно возникшая обстановка на определенной территории или объекте в результате аварии, катастрофы, опасного природного явления или стихийного бедствия, которые могут привести к человеческим жертвам, ущербу здоровью людей или окружающей среде, материальным потерям и нарушению условий жизнедеятельности людей.

ЧС классифицируются, согласно ГОСТ Р.2.2.2.02.- 94 «Безопасность в Чрезвычайных ситуациях, Термины и определения» М., изд. стандартов, 1994:

  • по причине возникновения: преднамеренные и непреднамеренные;
  • по природе возникновения: техногенные, природные, экологические, биологические, антропогенные, социальные, комбинированные;
  • по скорости развития: взрывные, внезапные, скоротечные, плавные;
  • по масштабам распространения последствий: локальные, местные, территориальные, региональные, трансграничные;
  • по возможности предотвращения ЧС: неизбежные (например, природные) и предотвращаемые (например, техногенные социальные).

К техногенным относятся ЧС, происхождение которых связано с техническими объектами: взрывы, пожары, аварии на химически опасных объектах, выбросы радиоактивных веществ на радиационно-опасных предприятиях, аварии на системах жизнеобеспечения и др.

12.2 Требования инженерно – технических мероприятий

Под устойчивостью работы объекта народного хозяйства понимается способность выпускать установленные нормы продукции в объемах номенклатуры установленных соответствующими планами, в критических и аварийных ситуациях, а также приспособленность этого к восстановлению в случае повреждения.

Повышение устойчивости систем электроснабжения играет значительную роль в жизнедеятельности промышленных районов и объектов народного хозяйства. Это достигается путем проведения как общегородских, так и объектовых инженерно – технических мероприятий.

В настоящее время осуществляют два основных направления уменьшения вероятности возникновения и последствий чрезвычайных ситуаций на промышленных объектах, согласно Приказа МЧС РФ №222/59 от 04.04.96 «Порядок разработки декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации.

Первое направление заключается в разработке технических и организационных мероприятий, уменьшающих вероятность реализации опасного поражающего потенциала современных технических систем. В рамках этого направления технические системы снабжают защитными устройствами– средствами взрыво- и пожарозащиты технологического оборудования, электро и молнии защиты, локализации и тушения пожаров и т.д.

Второе направление заключается в подготовке объекта, обслуживающего персонала, служб гражданской обороны и населения к

Действиям в условиях чрезвычайных ситуаций. Основой второго направления является формирование планов действия в чрезвычайных ситуациях, для создания которых нужны детальные разработки сценариев возможных аварий и катастроф на конкретных объектах. Для этого необходимо располагать экспериментальными и статистическими данными о физических и химических явлениях, составляющих возможную аварию; прогнозировать размеры и степень поражения объекта при воздействии на него поражающих факторов важнейших видов.

Повышение устойчивости технических систем и объектов достигается организационно – техническими мероприятиями, которым всегда предшествует исследование устойчивости конкретного объекта.

На втором этапе исследования разрабатывают мероприятия по повышению устойчивости подготовки объекта к восстановлению после чрезвычайных ситуаций. Эти мероприятия составляют основу плана – графика повышения устойчивости объекта.

В плане указывается объем и стоимость планируемых работ, источник финансирования, основные материалы и их качество, машины и механизмы, рабочую силу, ответственных исполнителей, сроки выполнения и т.д.

На предприятии существует система организаций экстренной помощи населению при возникновении природных катаклизм: ураганов, землетрясений, наводнений, связанных с угрозой для жизни.

Существующая система управления по чрезвычайным ситуациям состоит из начальника гражданской обороны объекта и штаба, начальников служб и их штабов, пунктов управления, системы связи и технических средств.

Основой управления является решение начальника гражданской обороны. Он несет полную ответственность за выполнение задач по защите рабочих и служащих, по повышению устойчивости работы предприятия во время чрезвычайной ситуации, за проведение спасательных работ на поврежденных и разрушенных объектах.

Большую роль в управлении играют начальники служб объектов, каждый их которых несет ответственность за выполнение предусмотренных планов гражданской обороны объекта мероприятий. Свои обязанности они выполняют в соответствии с решениями начальника гражданской обороны.

Для эффективности управления гражданской обороны на предприятии существует схема оповещения по всем объектам предприятия. Система оповещения и связи является основным средством управления и обеспечивают быструю и достоверную информацию.

При возникновении чрезвычайных ситуаций на предприятии создаются команда пожаротушения, звено водоснабжения и канализации, группа охраны общественного порядка, санитарная группа.

12.3 План ремонтно-восстановительных работ

Готовность предприятия к выполнению восстановительных работ оценивается наличием проектно-технической документации по вариантам восстановления, обеспеченностью рабочей силой и материальными ресурсами.

Планирование восстановления работоспособности предприятия может предусматривать как первоочередное восстановление, как и капитальное. Первое может быть выполнено силами самого объекта, создающего для этих целей восстановительные бригады. В проекте восстановления освещаются следующие вопросы:

- объем работ по восстановлению с расчетом потребностей в рабочей силе, материалах, строительной технике, оборудовании, деталях, инструменте;

- оптимальные инженерные решения по восстановлению работоспособности предприятия;

- календарный план или сетевой график восстановительных работ, очередность восстановления объектов, исходя из важности их в производстве электрической энергии;

- состав восстановительных бригад и т.п.

Строительно-монтажные, ремонтные и наладочные работы на территории организации - владельца электроустановок должны производиться в соответствии с договором или иным письменным соглашением со строительно монтажной (ремонтной, наладочной) организацией, в котором должны быть указаны сведения о содержании, объеме и сроках выполнения работ.

Перед началом работ СМО должна представить список работников, которые имеют право выдачи нарядов и быть руководителями работ. Перед началом работ руководитель организации совместно мс представителем должны составить акт-допуск на производство работ на территории действующего предприятия по форме, установленной СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1.Общие требования.»

При проектировании производственных зданий, размещаемых в зонах возможных разрушений, целесообразно применять легкие ограждающие конструкции. Технологическое оборудование в тех случаях, когда это допускается условиями эксплуатации, следует размещать на открытых площадках или под навесами. Степень огнестойкости производственных, складских и административнобытовых зданий объектов народного хозяйства определяется в зависимости от категорий объектов и мест их размещения:

производственные и складские здания и сооружения объектов особой важности важности независимо от их размещения и первой категории размещаемые в категорированных городах, должны быть не менее второй степени огнестойкости, а здания и сооружения объектов первой категории, размещаемые вне категорированных городах, и второй категории независимо от размещения – не ниже третьей «а» степени огнестойкости; административно-бытовые и вспомогательные здания объектов особой важности независимо от их размещения и первой категории, размещаемые в категорированных городах, должны быть не ниже третьей «а» степени огнестойкости, а объектов первой категории, размещаемые вне категорированные городов, и второй категории независимо от их размещения могут быть третьей «а» , третьей «б» , четвертой и четвертой «а» степени огнестойкости. При этом количество зданий ниже третьей «а» степени огнестойкости не должно превышать 50 % общего количества административно-бытовых и вспомогательных зданий на объекте. Применение горючих утеплителей допускается только для зданий четвертой «а» степени огнестойкости. В складских зданиях количество ворот, дверей, икон и технологических проемов должно быть минимально необходимым.

13. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

13.1 Экономические аспекты создания системы АИИС КУЭ на подстанции 110/10кВ Сотниково

Объектом исследования является Иволгинский РЭС Сотниковский участок Центрального Предприятия Электрических Сетей (ЦПЭС) филиала “Распределительные сети” ОАО “Бурятэнерго”. На сегодня возникла необходимость реконструкции электрического питания РП-1 «Сотниково» Иволгинского района, питающейся от головной подстанции 110/10 кВ “Бурводстрой” и снижение нагрузки на самой подстанции «Бурводстрой». Учитывая интенсивное развитие Иволгинского района, и левого берега реки Селенга в г. Улан-Удэ в последние годы с увеличением роста числа населения по данным районам, остро назрела необходимость в дополнительном введении новых мощностей.

С ведением новых мощностей строительством подстанции 110/10 кВ “Сотникова” возникает вопрос об учете и контроле электроэнергии, особенно назрел этот вопрос в видение последних лет. В настоящее время существует множество способов учета электроэнергии один из них это Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учёта (АИИС КУЭ) электроэнергии позволяют решать следующие задачи:

  • выход на создаваемый оптовый рынок электроэнергии и, соответственно, получение возможности приобретать электроэнергию по стоимости ниже существующих тарифов;
  • создание системы получения, анализа и хранения необходимой информации о качестве и количестве потребляемой/выработанной электроэнергии;
  • создание возможности управления процессом потребления/выработки/передачи электроэнергии.

В связи с переходом к рыночной экономике, возникла необходимость повысить эффективность управления энергопотреблением, поскольку это отвечает экономическим интересам поставщиков и потребителей электроэнергии. Одним из направлений решения данной задачи является точный контроль и учет электроэнергии. Именно это направление должно обеспечить значительную часть общего энергосбережения, потенциал которого составляет более 1/3 всего нынешнего объема энергопотребления.

Новые экономические отношения в сфере управления энергопотреблением проявляются в формировании единого рынка электроэнергии. Исходя из выше сказанного, рынок электроэнергии должен представлять собой многокомпонентный механизм согласования экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии.

Одним из самых важных компонентов рынка электроэнергии является его инструментальное обеспечение, которое представляет собой совокупность систем, приборов, устройств, каналов связи, алгоритмов и т.п. для контроля и управления параметрами энергопотребления. Базой формирования и развития инструментального обеспечения являются автоматизированные системы контроля и учета потребления электроэнергии.

В условиях государственного централизованного планирования энергопотребления баланс экономических интересов производителей и потребителей электроэнергии сводился на уровне государственных планов, при этом потребитель должен был получать запланированное количество дешевой электроэнергии в удобное для него время. Поэтому основное назначение электроэнергетической отрасли состояло в надежном, бесперебойном энергоснабжении потребителей в запланированных объемах. Для достижения этой цели осуществлялось управление процессом производства, передачи и распределения электроэнергии. Нагрузка регулировалась методом прямого управления — по требованию правительственных органов и энергокомпаний. В этих условиях электрическая энергия рассматривалась, прежде всего, как физическая субстанция, поэтому первоочередным (и единственно необходимым) средством управления энергопотреблением являлась автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), выполняющая роль регулятора потоков электрической энергии в процессе ее производства, передачи и распределения.

Потребность в учете больших потоков электроэнергии при ее экспорте и при перетоках между энергосистемами, объединенными энергетическими системами и в масштабах Единой энергетической системы, обусловила необходимость создания локальных автоматизированных систем измерения (контроля) электроэнергии (АСИЭ). В период перехода к рыночной экономике электроэнергия становится полноценным товаром — объектом купли-продажи. Поскольку процесс купли-продажи завершается только после оплаты (реализации), электроэнергия как товар выражается не только количеством, но и стоимостью. При этом основными рыночными параметрами становятся количество полезно отпущенной энергии и ее оплаченная стоимость, а формирующиеся розничный и оптовый рынки электроэнергии представляют собой по сути рынок полезно потребленной электроэнергии.

Развитие рынка электроэнергии на основе экономического метода управления потребовало создания полномасштабных иерархических систем: автоматизированных систем измерения электроэнергии (АСИЭ), учета потребления и сбыта электроэнергии (АСУПСЭ), диспетчерского управления (АСДУ), контроля и учета энергопотребления (АСКУЭ). Основная особенность экономического метода управления — рассмотрение энергопотребления как главного звена, управляющего рынком электроэнергии, который в свою очередь представляется совокупностью собственно технологического процесса (производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии), учетно-финансового процесса энергопотребления, а также политико-экономического (отражающего текущую политику в области энергоиспользования). Это и является предпосылкой для управления рынком электроэнергии посредством создания единой, интегрированной, системы управления энергопотреблением на базе систем АСИЭ, АСУПСЭ, АСДУ и АСКУЭ.

Автоматизированные системы учета электроэнергии (АСКУЭ) - это своего рода инструменты, позволяющие любому современному предприятию не только получить развернутую картину энергопотребления, но и добиться рационального расхода каждого из энергоносителей - электроэнергии, горячей воды, пара, газа и т.д. Причем сделать это с учетом всех индивидуальных особенностей производства.

По своему назначению автоматизированные системы учета электроэнергии можно разделить на два типа: системы коммерческого учета и системы технического учета.

Коммерческий учет - это учет потребляемой электроэнергии (а также газа, воды и пр.) для денежного расчета за нее с поставщиком. Для такого учета требуется установка приборов повышенной точности.

Технический учет нужен для контроля процессов энергопотребления внутри предприятия, по всем его корпусам, цехам, энергоустановкам. Анализ показаний системы технического учета дает предприятиям ряд возможностей по сокращению потребления электроэнергии и мощности, не оказывая при этом влияния на объемы производства

13.2 Надежность системы АИИС КУЭ

Надежность автоматизированных информационно - измерительных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на различных этапах её жизненного цикла определяется выполнением ею совокупности заданных функций при определенных затратах на её разработку, внедрение и обслуживание.

Назначение АИИС состоит в сборе, обработке, регистрации, передачи и хранении информации об энергопотреблении, поступающей от счетчиков электроэнергии. В процессе эксплуатации АИИС возникают её отказы, которые влияют на передачу достоверных данных в регламентированные сроки в центр сбора информации НП «АТС».

При оценке надежности АИИС КУЭ учитывают следующие показатели надежности:

Коэффициент готовности, характеризующий долю времени, в течение которого система сохраняет работоспособность;

Средняя наработка на отказ, определяется как отношение суммарной наработки восстанавливаемого объекта к числу его отказов в течение этой наработки;

Среднее время восстановления, характеризующее время восстановления работоспособного состояния объекта после отказа.

С увеличением выполняемых функций АИИС КУЭ, появились и новые требования к надежности, и как следствие, изменился и поход к системе сбора и обработки информации о надежности АИИС КУЭ. Возникновение проблем надежности связано со сменой поколения морально устаревшего оборудования, предназначенного для сбора, обработки, передачи информации о потреблении электроэнергии.

В частности, на смену индукционным счетчикам пришли многофункциональные многотарифные электронные счетчики, которые позволяют проводить измерения не только количества потребленной электроэнергии и мощности, но и заносят усредненные данные профиля нагрузки в оперативную память, что в итоге позволит перейти к управлению режимами энергосистем, то есть оптимизации их режимов. Кроме этого электронные счетчики позволяют собирать данные об активной и реактивной выданной и потребленной энергии и мощности без учета и с учетом тарифных зон, времени и количестве пропаданий питания, напряжении по фазам и другие (ЕА02RAL-P1B-4, ЕА05RL-P1B-3 и др.). Информация в них представлена в цифровом виде, а не в импульсном или аналоговом как в прежних приборах.

Схема подсоединения счетчика СЕ 0381 к трех фазному трансформатору тока и трансформатору напряжения

рис.


В связи с появлением на отечественном рынке нового оборудования и возможности использования новых форматов передачи данных, в АИИС КУЭ используются новые каналы связи (модем для коммутируемых и выделенных линий ZyXEL U-336E Plus, GSM-модем для сотовой связи терминал TC35i и др.) Схема подсоединения Счетчика рис.

Оценить надежность АИИС КУЭ в целом также достаточно сложно из-за недостатка сведений о фактической наработке на отказ совершенно нового оборудования. Ведь это оборудование «поставлено на поток» всего лишь около пяти лет, а заявленная средняя наработка на отказ находится в пределах 20 лет. Получение достоверной информации о надежности АИИС КУЭ при таких условиях практически не возможно.Меняется содержание понятия «Отказа» применительно к АИИС КУЭ. Понятие «Отказ» (Failure), согласно ГОСТ 27.002-89, подразумевает событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта [1]. Однако, специфика АИИС такова, что отказ самой системы не всегда означает потерю данных о потреблении электроэнергии: сбор и передача данных в этом случае осуществляется в зависимости от выполняемых функций отказавшего элемента АИИС, например:

1. При отказе элемента системы обработки данных сбор данных осуществляется эксплуатационным персоналом непосредственно со счетчиков, могут нарушаться регламентированные сроки передачи данных. Полученная достоверная информация сохраняется на счетчиках. В этом случае работоспособность системы нарушается частично (отказ), так как сбор и передача данных осуществляется.

2. При отказе элемента системы передачи данных (например, выход из строя модема) используется резервный канал связи. Сроки передачи и достоверность информации не изменяются.

3. При отказе любого из электронных счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, в договоре на электроснабжение может быть определен порядок (методика) расчета потребленной электроэнергии и сроки передачи расчетных сведений при его отказе. Значение ущерба от единичного отказа АИИС, в таком случае будет минимальным.

4. При наличии схемы АВР в измерительных цепях трансформаторов напряжения (ТН), выход из работы трансформатора напряжения на какой-либо секции шин не повлияет на работу АИИС в целом, хотя погрешность учета электроэнергии возрастет на величину различия уровней напряжения между рабочим ТН и отказавшим. Такая схема возможна, так как ТН, оставшийся в работе, может не перегружаться. Практика обследования нагрузок ТН и их вторичных цепей показала, что измерительные цепи трансформаторов напряжения в настоящее время загружены в среднем на 30-50 % от допустимой нагрузки, что объясняется заменой индукционных средств измерений на электронные.

Степень тяжести последствий таких отказов определяется величиной ущерба от отказа АИИС КУЭ, то есть затратами на восстановление работоспособности системы.Для повышения уровня надежности АИИС в разрезе используемых в ней технических средств должна быть создана новая система сбора и обработки данных о надежности АИИС, которая собирала бы статистическую информацию об отказах АИИС КУЭ и учитывала бы особенность отказов системы, определила градацию отказов, исходя из степени тяжести их последствий, а также позволила оценить затраты, необходимые на восстановление работоспособности системы, опираясь на существующие общие методические принципы анализа видов, последствий и критичности отказов (АВПКО), изложенные в ГОСТ 27.310-95 [2].

Существующие АИИС КУЭ способны обрабатывать два информационных потока. Первый (технологический учет электроэнергии) – сбор данных по 30-минутному профилю нагрузки. Второй (коммерческий учет электроэнергии), по которому ведется расчет за потребленную электроэнергию, – выдача информации о 30-дневном потреблении электроэнергии. Для второго информационного потока требование к коэффициенту готовности, равным 0,99 не достаточно обосновано и требует дальнейшего рассмотрения.

Выводы:

1. АИИС КУЭ является системой с большими затратами, но одним из способов снижения затрат и повышения эффективности является оптимизация надежности АИИС КУЭ, что может быть выполнено общими усилиями изготовителей, проектировщиков и эксплуатационной организации.

2. Обязательным условием для создания надежной и экономичной АИИС КУЭ является необходимость отражения значения ущерба от каждого отказа в ее работе при сборе данных об отказах.

3. Обработку данных об отказах целесообразно проводить независимыми организациями


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте было предложено и теоретически обоснованно проведение ряда мероприятий по реконструкции системы электроснабжения Иволгинского района.

По сети высшего напряжения была доказана эффективность проектирования и строительства понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ «Сотниково».

Срок окупаемости проекта по сооружению подстанции составил 18 лет.

В целом, цели, поставленные перед дипломным проектом были достигнуты.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., доп. с испр. М.; ЗАО Энергосервис 2000. – 608 с.

2. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. Учеб. пособие, 2-е изд., - М.; Высш. шк.,1990.-383 с.

3. Васильев А.А., Крючков И.П. и др.Электрическая часть станций и подстанций”. М.: Энергоатомиздат, 1980.

4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учеб. – М.; Энергоминатомиздат, 1989.-592 с.

5. Лисовский Г.С. Хейвиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-500 кВ.-М.; Энергия, 1970.

6. Лебедева И.П., Соколова Л.Е. Организация инвестиционной деятельности в рыночной экономике. – М.; Изд. МЭИ, 1997.

7. Сазыкина О.В. Основы экономики промышленной энергетики. Ч.1. Учеб. пособие. Норильский индустриальный институт. - Норильск, 1997.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. 2-е издание. М.: Энергоиздат, 1972 г.

9. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. – М.; Энергия, 1978. – 216 с.

10. Строев В.А. Электрические системы и сети: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. – М.; Высш. шк., 1999.-352 с.

11. Рокотян С.С. Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. – 3 изд., перераб. и доп. – М.; Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

12. Русак О.Н., Малаян К.Р., Безопасность жизнедеятельности: Учеб.

пособие. 3-е изд., испр. и доп. Изд. “Лань”, 2000. – 448 с.

Варианты проектирования новой подстанции в районе поселка Сотниково Иволгинского района либо на напряжении 110/10кВ, либо на напряжение 110/35/10 кВ, с заменой линии 10 кВ (Ф2 с ПС «Гурульба») на ВЛ – 35 кВ