Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110 кВ

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

Филиал федерального государственного бюджетного

образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Национальный Исследовательский Университет МЭИ»

в г. Смоленске

Кафедра электроэнергетических систем

Специальность: 140205

Дипломный проект

Расчетно-пояснительная записка

Тема

«Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110кВ»

Студент Ефременков Н.М.

Руководитель старший преподаватель Певцова Л. С.

Зав. кафедрой д.т.н., профессор Кавченков В.П.

Смоленск

г

УДК 621.311.1

Е92

Ефременков Н.М. Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110кВ сети. Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту - Смоленск: Филиал Федерального Государственного Бюджетного Образовательного Учреждения Высшего Профессионального Образования «Национальный Исследовательский Университет МЭИ», 2013 г. - с ил., табл., прил., библ..

В дипломном проекте рассмотрено развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии.

Произведен расчет и анализ основных режимов работы сети, так же кроме этих режимов рассмотрен режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения; включение в одну из линий УПК.

Выполнено регулирование напряжения у потребителя в спроектированной электрической сети.

Введение

В данном дипломном проекте будет рассматриваться выбор схемы развития электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии, расчет и анализ основных режимов сети.

Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая подстанция энергосистемы.

Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо будет охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого необходимо составить не менее двух вариантов схем развития сети, для каждого из которых определяются параметры новых ПС и ВЛ и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом потребления. Затем для рассмотренных вариантов производится технико-экономическое сравнение, по результатам которого выбирается наиболее экономически выгодный вариант схемы развития сети.

Для выбранного варианта будет произведен расчёт и анализ основных режимов работы с помощью ЭВМ в программе RastrWin. Завершающим расчетным этапом проекта является регулирование напряжения у потребителей. Большое внимание в дипломном проекте уделено потерям электроэнергии и мероприятиям по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии. Также будут рассмотрены вопросы по технике безопасности и видам приспособлений для защиты от поражения электрическим током.

1. ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СНИЖЕНИЮ

.1 Структура фактических потерь электроэнергии

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т.п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру. Нагрузочные потери включают в себя потери: в проводах линий передачи; силовых трансформаторах и автотрансформаторах; токоограничивающих реакторах; заградителях высокочастотной связи; трансформаторах тока; соединительных проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Рис. 1.1. Структура фактических потерь электроэнергии.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от нагрузки) потери: в силовых трансформаторах (автотрансформаторах); компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях конденсаторов и шунтирующих реакторах); оборудовании системы учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах); вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжения; устройствах присоединения высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают в себя три составляющие: потери на корону в воздушных линиях электропередачи (ВЛ) 110 кВ и выше; потери от токов утечки по изоляторам ВЛ; расход электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы различных (до 23) типов электроприемников.

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков.

В таблице 1.1. приведена величина фактических потерь электроэнергии в разрезе филиалов ОАО «МРСК Центра» за 2010 и 2011 гг.

Фактические потери электрической энергии в электрических сетях ОАО «МРСК Центра» составили 6 247,2 млн. кВт*ч, или 9,93 % от отпуска в сеть. По сравнению с 2010 годом снижение потерь электрической энергии составило 20,2 млн. кВт*ч, или 0,08 %, по отношению к отпуску электроэнергии в сеть (эффект рассчитывается как отнесение процента снижения потерь к фактическому отпуску в сеть 2011 года).

В 2011 году в процентном отношении выросла доля полезного отпуска из сетей высокого напряжения, которые, в силу технологических особенностей, предполагают более низкий уровень потерь электроэнергии. Также в 2011 году Компанией был выполнен значительный объем работы по выявлению и предъявлению к оплате безучетного и бездоговорного потребления. Снижение потерь электроэнергии реализуется в Компании посредством выполнения комплекса мероприятий.

1.2 Структура коммерческих потерь электроэнергии

В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической сети, определяемые расчетным путем, должны быть равны нулю. В реальных условиях отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Их разности фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствующих мероприятий по их снижению.

В общем случае составляющие коммерческих потерь электроэнергии можно объединить в три группы:

обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям;

обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности и хищений электроэнергии;

обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию.

1. Коммерческие потери электроэнергии, обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.

Погрешность измерений электроэнергии может быть разбита на более чем 30 составляющих. К основным наиболее значимым составляющим погрешностей измерительных комплексов, в которые могут входить трансформатор тока, трансформатор напряжения, счетчик электроэнергии, линия присоединения счетчика электроэнергии к трансформатору напряжения, относятся:

) погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях работы измерительного комплекса, определяемые классами точности трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии (допустимые метрологические потери электроэнергии);

) дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных ненормированных условиях эксплуатации измерительных комплексов, обусловленные:

заниженным против нормативного коэффициентом мощности нагрузки (дополнительной угловой погрешностью);

влиянием на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей различной частоты;

недогрузкой и перегрузкой трансформатора тока, трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии;

несимметрией и уровнем подведенного к измерительному комплексу напряжения;

работой счетчика электроэнергии в неотапливаемых помещениях с недопустимо низкой температурой;

недостаточной чувствительностью счетчиков электроэнергии при их малых нагрузках, особенно в ночные часы;

) систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками службы измерительного комплекса;

) погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;

) погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;

) погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:

ошибок или умышленных искажений записей показаний;

неодновременности или невыполнения установленных сроков снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счетчиков;

ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков в электроэнергию.

2. Коммерческие потери, обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности.

Эти потери включают несколько составляющих:

потери при выставлении счетов;

несоответствие дат снятия показаний расчетных счетчиков с расчетным периодом;

расчеты потребленной электроэнергии абонентом на основе договоров безучетного электропотребления;

наличие бесхозных потребителей;

потери от хищений электроэнергии.

3. Коммерческие потери, обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию - финансовые потери.

Данная составляющая обусловлена задержками в оплате позже установленной даты (в том числе неодновременностью оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями - так называемой «сезонной составляющей»).

Следует обратить внимание на четыре дополнительные составляющие коммерческих потерь.

Первая из них попадает одновременно в две группы: в группу коммерческих потерь, обусловленных занижением полезного отпуска электроэнергии, и в группу долговременных или безнадежных долгов. Это - потери, обусловленные умышленным занижением сумм платежей со стороны потребителей - физических лиц. Появление таких потерь наиболее вероятно там, где прибор учета находится на территории собственника - физического лица и доступ к нему для контролирующего персонала энергосбытового предприятия затруднен по юридическим причинам, а потребитель при этом не намерен такой доступ предоставлять. Физическое лицо, самостоятельно заполняя квитанцию на оплату, может умышленно занижать показания прибора учета, даже если платеж осуществляется им вовремя. Как правило, это первый шаг к образованию долговременного или безнадежного к востребованию долга.

Вторая составляющая связана с затратами энергоснабжающего предприятия на выполнение мероприятий по истребованию долгов и выявлению фактов хищения электроэнергии (судебные, транспортные расходы и др.).

Рис. 1.2. Структура коммерческих потерь электроэнергии.

Третья составляющая может быть вызвана действиями диспетчерского персонала энергосетевой компании (оптового поставщика электроэнергии) и связана с введением режима ограничения потребляемой мощности для энергоснабжающего предприятия.

Четвертая составляющая коммерческих потерь может быть вызвана нарушением качества электроэнергии и законным отказом потребителя от полной оплаты некачественной электроэнергии или дополнительными затратами энергоснабжающей организации на ликвидацию последствий нарушения качества электроэнергии (ремонт электрооборудования, проведение мероприятий по локализации и ликвидации причин нарушения качества электроэнергии и др.).

Существующая законодательная база в РФ (Федеральный закон «О защите прав потребителей», Гражданский кодекс (ГК) РФ) позволяет потребителю доказывать размер ущерба, нанесенного ему из-за нарушения качества электроэнергии, и взыскивать его с энергоснабжающей организации. Однако, если потребитель все же использовал электроэнергию ненадлежащего качества, он должен оплатить ее, но по соразмерно уменьшенной цене.

Обобщенная структура коммерческих потерь электроэнергии в распределительных сетях может быть представлена в виде, показанном на рис.1.2.

1.3 Нормирование и экономически обоснованный уровень потерь

Впервые о нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях всерьез заговорили в 1980-х годах, когда стало ясно, что планирование потерь электроэнергии Госпланом СССР по принципу «от достигнутого» зашло в тупик. В кризисные 1990-е, когда Госплан СССР прекратил свою работу, нормирование потерь в большинстве энергосистем было приостановлено. Новый качественный этап в возобновлении и активизации работы по расчету и обоснованию нормативов потерь наступил в 1998 - 1999 годах по инициативе Федеральной энергетической комиссии России.

Сейчас нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях. Цель нормирования - снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованного уровня и поддержание потерь на этом уровне. В разных странах они различны. К примеру, в Германии и Японии потери электроэнергии в сетях находятся на уровне 4,5 %, в Италии - 6,9 %, США- 7,2 %, во Франции - 7,8 %, в Канаде - 9,8 %, в Норвегии - 10%, в Новой Зеландии - 11 %. Различие вызвано структурой потребления, соотношением промышленных и бытовых потребителей. Проще говоря, если в стране развита инфраструктура, используются новые технологии и износ сетей минимален, а протяженность сетей невелика,- снижается и уровень потерь.

Взаимное расположение электростанций и потребителей в каждой стране уникально, попытки найти «похожие» сети практически бессмысленны. Поэтому сама по себе информация о фактических потерях электроэнергии в сетях разных стран может быть любопытной, но надо понимать, что конструктивных выводов для российских условий из этой информации сделать нельзя. Экономически обоснованный уровень технических потерь в сетях России может быть определен только на основании расчетов для конкретных схем и нагрузок сетей.

Более полезной была бы информация о коммерческих потерях в сетях различных стран. Однако если информация о фактических потерях электроэнергии появляется в отчетах международных энергетических организаций, то о коммерческих потерях ее нет.

С другой стороны, причины высоких коммерческих потерь понятны и без сопоставления уровней потерь в различных странах. Там, где уровень жизни низок, потери большие. Низкий уровень жизни - следствие невысокого уровня развития экономики и, соответственно, отсутствия средств, необходимых для наведения порядка. В Калмыкии, например, потери превышают 30 %. В Индии - 26 %.

В таблице 1.2. приведены нормативы технологических потерь по филиалам ОАО «МРСК Центра» на 2012 год.

1.4 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях

Для объективного технически и экономически обоснованного выбора мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также для определения объемов финансирования сроков реализации должны разрабатываться и утверждаться схемы развития электрических сетей на расчетный период.

При разработке схем развития рассматриваются следующие вопросы и принимаются по ним решения.

Оптимизация схемных режимов

Проводится анализ существующих схем в части построения городских электрических сетей: двухлучевая; петлевая; смешанная с выполнением электрических расчетов и с оценкой двух режимов электрических сетей - для условий годового максимума и минимума нагрузок с учетом определившихся за период эксплуатации точек токораздела в нормальном и в послеаварийном режимах. Рассчитываются потери электроэнергии в элементах сети, в линиях электропередачи, в трансформаторах. Определяется баланс активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков. Дается оценка эффективности работы сети по потерям электроэнергии, ее качеству у потребителя, загрузке сети реактивной мощностью и ее дефициту, надежности электроснабжения.

С учетом данных о росте нагрузок, существующих потребителей на расчетный период, данных о новых заявленных потребителях, планов городской застройки и перспективного развития формируется, дорабатывается схема развития на расчетный период, а так же ее принципы построения, уточняются точки токоразделов. Вновь выполняются электрические расчеты с оценкой двух режимов электрической сети - для условий годового максимума и минимума нагрузки с составлением нового баланса активной и реактивной мощностей в нормальном и послеаварийном режимах. По результатам электрических расчетов и данных полученных техническим аудитом, характеризующих физическое состояние электротехнического оборудования сетей, определяются объемы работ по его замене, по реконструкции и развитию электрических распределительных сетей, необходимых для приведения их к состоянию, при котором обеспечиваются оптимальные электрические потери, а также адаптация сетей к растущим электрическим нагрузкам.

Перевод электрической сети (участков сети) на более высокий класс напряжения

С появлением в жилищном секторе современных многоэтажных зданий, удельное потребление на квартиру в которых превышает 20кВт, необходимо рассматривать вопрос электроснабжения этих зданий по схеме глубокого ввода, сводя тем самым к минимуму появление новых кабельных линий напряжением 0,38 кВ.

При выполнении электрических расчетов с учетом роста нагрузок необходимо рассматривать возможность перевода участков сети на более высокий класс напряжения. Особенно это касается зон комплексной массовой застройки. Перевод сети на более высокий класс напряжения должен рассматриваться одновременно с режимами работы нейтрали (глухозаземленная или эффективно заземленная через резистор), с такими режимами работы нейтрали имеют меньшие потери электроэнергии за счет отсутствия дополнительного оборудования, необходимого для компенсации больших емкостных токов.

Компенсация реактивной мощности

При разработке схем развития сетей на стадии определения баланса активной и реактивной мощностей в узлах распределения потоков на расчетный период определяется дефицит реактивной мощности. На основании расчетных данных в схеме решаются вопросы необходимого количества устройств компенсации реактивной мощности, а также места их размещения. Приоритетным является размещение компенсирующих устройств непосредственно у потребителя, так как это коренным образом влияет на потери электроэнергии в сети и на ее качество у потребителя. Батарея статистических конденсаторов в данном варианте установки является одновременно и элементом регулирования напряжения.

Рис .1.3. Батарея статических конденсаторов.

Регулирование напряжения в линиях электропередачи

Регулирование напряжения на центрах питания должно осуществляется по принципу встречного регулирования. На протяженных фидерах - в целях снижения потерь электроэнергии и обеспечения надлежащего уровня напряжения, в качестве регуляторов напряжения необходимо устанавливать конденсаторные батареи с автоматическим регулированием или вольтодобавочные трансформаторы, также с автоматическим регулированием напряжения.

Применение современного электротехнического оборудования, отвечающего требованиям энергосбережения

Необходимо заменять силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд в случае, если они обладают большими потерями электроэнергии на перемагничивание сердечников, на трансформаторы с меньшими потерями, а также токоограничивающие реакторы на современные с большими индуктивными сопротивлением к токам К3 и меньшими потерями в нормальном режиме.

При разработке рабочих проектов на реконструкцию и техническое перевооружение должно закладываться оборудование, отвечающее требованиям энергосбережения. Применение трансформаторов с сердечниками из аморфной стали, также позволит снизить потери.

Применение измерительных трансформаторов тока и напряжения с высоким классом точности и замена индукционных счетчиков на электронные позволит получать более объективную информацию о потерях в электрических распределительных сетях, снижая тем самым величину коммерческих потерь электроэнергии.

Применение вольтодобавочных трансформаторов как линейных регуляторов напряжения позволяет не только снижать потери электроэнергии в сетях, но также решает вопрос адаптации линий электропередачи к изменению электрических нагрузок в строну их роста - обеспечит нормированный уровень напряжения у потребителя.

Снижение расхода электроэнергии на «собственные нужды» электроустановок

Применение для электрообогрева зданий и сооружений подстанций, распределительных пунктов трансформаторных подстанций и т.д. нагревательных элементов с аккумуляторами тепла, позволяющих использовать электроэнергию на обогрев в ночной не пиковый период графика нагрузок позволит частично сократить потребление на собственные нужды на электросетевых объектах.

Применение для освещения зданий и территорий люминесцентных светильников с максимальным использованием так называемого режима «дежурного света».

Внедрение автоматизации и дистанционного управления электрическими распределительными сетями напряжением 6-20 кВ

Обеспечивает своевременное выявление неблагоприятных режимов работы сети и оперативное устранение этих режимов в неблагоприятных ситуациях графиков нагрузок, позволяет избегать аварийных ситуаций массового отключения потребителей. Недопущение развития неблагоприятных режимов в электрических сетях в значительной мере влияет и на потери электроэнергии в сетях.

Коммутационные аппараты выключатели, выключатели нагрузки должны применяться на базе вакуумных выключателей с программируемым микропроцессорным управлением, обеспечивающим функции АПВ, АВР, фиксацию изменения потоков мощности.

Применение автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии

Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем общеизвестны и такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях. Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний - в снижении максимумов потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей, а также в определении истинной величины потерь в распределительных сетях и настоящей эффективности работы энергосбытовой компании.

Рис.1.4 Доли мероприятий в суммарном эффекте

Рис.1.5 Эффект от реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

1.5 АСКУЭ бытовых потребителей в России

Во многих странах с развитой рыночной экономикой внедряются АСКУЭ у бытовых потребителей (АСКУЭ БП).

В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (Automatic Meter Reading - система автоматического считывания показаний счетчиков).

В настоящее время наиболее общепринятой техникой связи AMR во всем мире является радиосвязь, а за ней следует технология связи PLC (Power Line Communication - связь по низковольтной сети).

В России имеется около 10 отечественных разработок систем АСКУЭ БП с использованием PLC-технологии. Наиболее известные из них производятся на Московском заводе электроизмерительных приборов (МЗЭП) и в ИАЦ НТИ «Континиум» (Москва).

АСКУЭ бытовых потребителей МЗЭП («ЭМОС-МЗЭП») и фирмы «Континиум» («АСКУЭР «Континиум») имеют общую функциональную схему (рис. 1.5). Они представляют собой измерительно-вычислительные комплексы для удаленного сбора импульсов с телеметрических выходов счетчиков электроэнергии, холодной и горячей воды, газа, преобразования собранной информации в цифровую форму (поименованную величину) для ее хранения, привязки к астрономическому времени и передачи по цифровым каналам связи. Это может быть электросеть 0,4 кВ, как в вышеупомянутом случае, или телефонная, или какая-либо другая линия.

Рис. 1.5. Обобщенная функциональная схема по автоматизированному дистанционному снятию показаний счетчиков электроэнергии.

ТМ - телефонный модем.

В таблице 1.3. представлены организационные мероприятия по снижению потерь, проводимые в ОАО «МРСК Центра» в 2011 году, и эффект этих мероприятий.

Таблица 1.3.

Организационные мероприятия по снижения потерь в ОАО «МРСК Центра».

Выводы: в данной главе была рассмотрена структура фактических потерь электроэнергии, коммерческих потерь электроэнергии. Был рассмотрен вопрос нормирования потерь. Также рассмотрены мероприятия по снижению потерь. Рассмотрено внедрение системы АСКУЭ в России.

2.АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ БАЛАНСЫ МОЩНОСТЕЙ

2.1 Анализ исходных данных

Развитие сети происходит в Смоленской области. По ПУЭ данному региону соответствует II район по ветровому давлению (650 Па), III район по гололеду (нормативная толщина стенки гололеда 15 мм). По карте среднегодовой продолжительности гроз Смоленская область относится к району, где среднегодовая продолжительность гроз составляет от 60 до 80 часов. По пляске проводов - I степень, т.е. Смоленская область - район с умеренной пляской проводов (повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет).

Большая часть территории - низменность. Климат умеренно-континентальный. Местность преобладает равнинная, дерново-подзолистые почвы.

В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлообработка, легкая, химическая, пищевая промышленность.

Районная электрическая сеть состоит из 5 пунктов потребителей электроэнергии. Характеристика потребителей, ВЛ и ПС представлена в таблице 2.1.1 и таблице 2.1.2 .Исходная схема сети представлена на рис. 2.1

Рис. 2.1 Исходная конфигурация сети

Характеристика потребителей и ПС Таблица 2.1.1

Данные/пункт12345Наибольшая Зимняя нагрузка,тыс.кВт82519/271716/22Коэф-т мощности0,880,90,890,890,9Состав Потреби- телейI к.1025203020II к.2025202050III к.7050605030Номинальное напряжение вторичной сети 10 10 10 10 10Мощность трансформаторов,МВАТМН- 6300/35ТДН- 16000/110ТДН- 16000/110ТДН- 16000/110ТДН- 10000/110Схема ПС35-4Н110-4Н110-4Н110-4Н110-4Н

Характеристика ВЛ Таблица 2.1.2

№ линииИП1-12-4ИП1-2ИП1-33-5L,км49,53341,2536,333U,кВ35110110110110F,мм2957015012070

Предполагается развитие сети, т.к появляются новые пункты нагрузки 6 и 7, нагрузка в них составляет 18 и 9 МВт, соответственно. Возросла нагрузка в пунктах 3 и 5 , что свидетельствует о появлении там крупных потребителей электроэнергии, наращивании мощности уже существующих предприятий, а также увеличении бытового потребления электроэнергии. Нагрузка в пункте 3 составляет 27 МВт , а в пункте 5 - 22 МВт. Пункт 6 и 7содержит потребителей I, II и III категории. Номинальное напряжение вторичной сети составляет 10 кВ. Коэффициент мощности нагрузки в пунктах распределительной сети не изменился, и находится в пределах 0,88 - 0,90. Нагрузка в остальных пунктах не изменилась.

Источником питания ИП1 районной сети является подстанция. В качестве источника питания ИП2 появляется новая мощная узловая подстанция 330/110/10 кВ. Развивающаяся электрическая сеть планирует получать питание от напряжения 110 кВ. Напряжение на шинах источника питания при наибольших нагрузках составляет 104 % от номинального, при наименьших нагрузках - 100 % от номинального, при тяжелых авариях питающей сети - 104%. Средний номинальный cos 0.9

2.2Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

.2.1Определение потребной району активной мощности и энергии

Определение перспективной потребности в электроэнергии производиться с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок сети любого уровня напряжения необходимо для решения большинства задач, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора объема и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схем электрической сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.

Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную мощность нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь:

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы

Таблица 2.2.1

t, час0-44-88-1212-1616-2020-24До развития3,24,8886,43,251025201557,611,415,215,2197,66,810,2171713,66,83,26,41612,89,63,225,842,881,25963,625,8После развития сети3,24,8886,43,2510252015510,816,221,621,62710,86,810,2171713,66,84,48,82217,613,24,43,67,21814,410,83,63,65,47,27,293,637,462,6118,8105,89537,425,842,881,25963,625,811,619,837,646,831,411,6

Суммарный максимум зимней нагрузки пунктов

На первом этапе рассчета принимаем потери равные 5% от :

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:

Расчет годового потребления электроэнергии

Таким же образом произведем расчет потребления электроэнергии и для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 2.2.2

Таблица №2.2.2

№ пункта№1№2№3№4№5№6№7Wзим, МВт108,8320432285,6281,6230,4144Wлет, МВт 54,4160216142,8140,8115,272Wгод, МВт 307369040012204080682795526500840680

2.2.2 Составление баланса реактивной мощности.

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторе, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность протекает в период с 12 до 16 часов:

Найдём реактивную мощность в первом пункте:

Аналогично графикам нагрузки активной мощности построим и графики нагрузки реактивной мощности.

Суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы

Таблица №2.2.3

t, час0 - 44 - 88 - 1212 - 1616 - 2020 - 24Q1, Мвар1,22,594,324,323,461,2Q2, Мвар2,44,89,69,67,22,4Q3, Мвар5,518,2611,0211,0213,775,51Q4, Мвар3,475,28,678,676,943,47Q5, Мвар2,244,4911,228,986,732,24Q6, Мвар1,733,468,646,915,181,73Q7, Мвар1,942,923,893,894,861,94Q?, Мвар20,1131,7259,7653,3948,1420,11Тогда получим:

Мощность источника питания

Так как , необходимо применение на подстанциях пунктов нагрузки компенсирующих устройств мощностью .

Мощность компенсируюшего устройства:

На всех пунктах устанавливаем компенсирующее устройство БСК.

Для j-го пункта потребления необходимая мощность КУ определяется по формуле:

, где

Составим таблицу значений для расчёта желаемой реактивной мощности КУ:

Расчётные значения для расчёта КУ. Таблица 2.2.4

№ пункта№1№2№3№4№5№6№70.540,4840,510,510,510,4840,54825271722189Расчет значений желаемой реактивной мощности компенсирующего устройства для каждого пункта сведем в таблицу 2.2.5:

Значения желаемой реактивной мощности КУ Таблица 2.2.5

№ пункта1234567,МВАр1,122,12,971,872,421,511,26

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cos:

Расчет значений Q, cos Таблица 2.2.6

№ пункта№1№2№3№4№5№6№7, МВАр1,122,112,971,872,421,511,26Тип КУ до рекон.4×УКЛ 56-10,5- 3004×УКЛ 56-10,5- 6002×УКЛ 56-10,5- 600 2×УКЛ 56-10,5- 4504×УКЛ 56-10,5- 4504×УКЛ 56-10,5- 450--Тип КУ после рекон.4×УКЛ 56-10,5- 3004×УКЛ 56-10,5- 6002×УКЛ 56-10,5- 600 4×УКЛ 56-10,5- 4504×УКЛ 56-10,5- 4506×УКЛ 56-10,5- 4502×УКЛ 56-10,5- 75 2×УКЛ 56-10,5- 7502×УКЛ 56-10,5- 75 2×УКЛ 56-10,5- 600Qку, МВАр1,22,43,01,82,71,651,35Q, МВАр4,329,613,778,6711,228,644,86Q`, МВАр3,127,210,776,878,526,993,51сos(?`)0,9320,9320,9280,9280,9320,9320,932tg(?`)0,390,390,40,40,390,390,39

Вывод по главе 2.2: в данной главе была определена потребная мощность сети, годовое потребление энергии для каждого пункта; составлен баланс реактивной мощности, выбраны тип и мощность батарей конденсаторов для каждого пункта и рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации.

2.3Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

2.3.1 Составление рациональных вариантов схем развития сети

Составим несколько вариантов исполнения схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий.

Схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговорённых в нормативных документах.

Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающим в результате небольших изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях отдельных элементов сети.

Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для комплексного электроснабжения всех расположенных здесь потребителей вне зависимости от их ведомственной принадлежности.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов КЗ.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды, что при выборе схемы выражается в уменьшении площади отчуждаемой для электросетевого строительства земли путём применения двуцепных ВЛ, следующего класса напряжений, более простых схем подстанций.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций. Применение экономически обоснованного минимума таких элементов позволяет существенно снизить затраты на реализацию схемы. Необходимо также при составлении вариантов схем учитывать требование по минимальной реконструкции уже существующей сети.

Исходя из этих требований, составим три варианта схем:

Исходя из перечисленных выше требований, будем рассматривать варианты №1 и №2

.3.2 Выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий.

где - мощность на одну цепь [МВт], - длина [км]

Если по формуле Илларионова Г.А. UВЛ ³ 50 кВ, то рекомендуется принимать UНОМ 110 кВ.

Если UВЛ < 50 кВ, то принимаем UНОМ = 35 кВ.

Произведем выбор напряжения линий для варианта схемы сети №1

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в обоих вариантах нагрузка в пунктах 1,2 и 4 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-2 и 2-4 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно.

Таблица 2.3.2.1

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛL, кмР, МВт0-44-88-1212-1616-2020-24Uрасч, кВUном, кВИП1-336,3РИП125,842,881,25963,625,852,75110Р25102520155Р46,810,2171713,66,8Р14,89,619,22414,44,8Р73,65,47,27,293,6Рип1-35,67,612,8-9,211,65,6ИП1-733РИП1-73,65,47,27,293,637,53353-533РИП211,619,837,646,831,411,6 73,5 110Р54,48,82217,613,24,4Р3-57,21115,629,218,27,23-624,75Р63,67,21814,410,83,658,44110 5-ИП224,75Рип211,619,837,646,831,411,690,56110

Таблица 2.3.2.2

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛL, кмР, МВт0-44-88-1212-1616-2020-24Uрасч, кВUном, кВИП1-336,3РИП125,842,881,25963,625,852,75110Р25102520155Р46,810,2171713,66,8Р14,89,619,22414,44,8Р73,65,47,27,293,6Рип1-35,67,612,8-9,211,65,6ИП1-733РИП1-73,65,47,27,293,637,53353-533РИП211,619,837,646,831,411,6 53,24 110Р54,48,82217,613,24,4Р63,67,21814,410,83,6Р3-53,63,8-2,414,87,43,65-633Р63,67,21814,410,83,658,44110 5-ИП224,75Рип211,619,837,646,831,411,690,56110

2.3.3 Выбор сечений проводов

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ выбор сечения проводов производится по нормированным обобщённым показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока. При этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Район по гололеду: № IIЧисло цепей: N = 2

Тип опор: ВЛ-110 кВ - железобетонные (Ж/Б) двухцепные.

ВЛ-35 кВ - железобетонные (Ж/Б) одноцепные

Так мощность и напряжение для пунктов 1,2 и 4 для выбранных вариантов схемы остались неизменными(как и до развития сети),то замену проводов производить нецелесообразно. Таким образом для вариантов схем будем иметь:

ИП1-1-АС-95/16

ИП1-2-АС-150/24

-4-АС-70/11

Схема №1

Линия ВЛИП1-3

Найдем расчетную токовую нагрузку:

Провод на этой линии до развития был с сечением

Выбранное сечение провода необходимо проверить по нагреву:

Раз провод проходит по нагреву, то такой провод не перевешиваем.

Таким же образом произведем выбор сечений проводов для остальных линий данного варианта. Результаты выбора сведем в таблицу 2.3.3.1 и 2.3.3.2:

Выбор и проверка сечений проводов для схемы №1Таблица 2.3.3.1

ВЛИП1-3ИП1-73-63-55-ИП2P?, МВт12,891829,246,8UНОМ, кВ11035110110110SВЛ, МВА13,769,6819,3531,450,32IP, A34,6874,3250,8482,5132,2WГОД, МВТ· ч406806500879552Tmax, ч452036122724JH, А/мм20,90,90,8FP, мм282,5856,48165,3Марка проводаАС-120/19АС-95/16АС-70/11АС-70/11АС-150/24IДОП,A390330265265450kТ IДОП,A503,1425,7341,85341,85580,5IРАБ=2·IP, A69,36148,64101,68165264,4УсловиевыполняетсявыполняетсявыполняетсявыполняетсявыполняетсяПроверка по коронеFМИН, мм2-7070F, мм2-70150Условие-выполняетсявыполняетсяПроверка по механической прочностиF, мм2120957070150Подвеска цепей на одной опореПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на одной опореДействияПровода не перевешиваются АС-120/19Провода не перевешиваются АС-95/16Выбираем АС-70/11Провода не перевешиваются АС-70/11Выбираем АС-150/24

Выбор и проверка сечений проводов для схемы №2 Таблица 2.3.3.2

ВЛИП1-3ИП1-75-63-55-ИП2P?, МВт12,891814,846,8UНОМ, кВ11035110110110SВЛ, МВА13,769,6819,3515,9150,32IP, A34,6874,3250,8441,81132,2WГОД, МВТ· ч406806500879552Tmax, ч452036122724JH, А/мм20,90,90,8FP, мм282,5856,48165,3Марка проводаАС-120/19АС-95/16АС-70/11АС-70/11АС-150/24IДОП,A390330265265450kТ IДОП,A503,1425,7341,85341,85580,5IРАБ=2·IP, A69,36148,64101,6883,62264,4УсловиевыполняетсявыполняетсявыполняетсявыполняетсявыполняетсяПроверка по коронеFМИН, мм2-7070F, мм2-70150Условиевыполняется-выполняетсявыполняетсявыполняетсяПроверка по механической прочностиF, мм2120957070150Подвеска цепей на одной опореПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на двух опорахПодвеска цепей на одной опореДействияПровода не перевешиваются АС-120/19Провода не перевешиваются АС-95/16Выбираем АС-70/11Провода не перевешиваются АС-70/11Выбираем АС-150/24

2.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. Все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность трансформатора необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор, с допустимой аварийной перегрузкой, мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Поскольку нагрузка изменилась только в пунктах 3 и 5 то произведём выбор трансформаторов только в этих пунктах и двух добавившихся пунктах 6 и 7, причём для обоих рассматриваемых схем вариантов развития трансформаторы будут одинаковыми.

Построим суточные графики полной мощности пунктов для зимы (таблица. 2.3.4.1)

Суточные графики нагрузки полной мощности пунктов Таблица 2.3.4.1

S, МВА ?t, ч0-44-88-1212-1616-2020-24S311,617,4223,223,229,0311,6 S54,739,4623,6518,9214,194,73S63,877,7419,3515,4811,63,87S73,875,817,747,749,683,87

Пункт №3.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через обмотку ВН трансформатора:

SНГ.3 MAX= S3=29,03 МВА

В нормальном режиме должно выполняться следующее условие:

SМАХТ1(Т2)НР ? 2·SНОМТ1(Т2)

SМАХТ1(Т2)НР = 29,03 МВА

Проверим возможность работы при данной нагрузке в пункте 3 трансформаторов ТДН-16000/110

,03 МВА < 2·16 = 32 МВА - условие выполняется

При аварийном отключении одного из трансформаторов связи через оставшийся в работе трансформатор протекает мощность, определяемая графиком нагрузки нормального режима.

Наибольшая мощность, протекающая через трансформатор составляет 29,03 МВА. Таким образом, установленный трансформатор ТДН-16000/110 в этом режиме перегружается. Проверим его на допустимость аварийных перегрузок.

Определяем коэффициент начальной нагрузки, принимая Sном.тр=16 МВА:

Коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика.

Так как K/2<0.9·Kmax , то принимаем K2= 0,9Kmax =1,63 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K1=0,725 и K2=1,63, длительностью допустимой нагрузки не более h=16.

Kдоп=1,5< K2

Следовательно, необходима замена двух ТДН-16000/110 трансформаторами мощностью на ступень выше (ТPДН-25000/110).

Выбор трансформаторов остальных пунктов аналогичен.

Пункт №5.

ТрансформаторSмаксК10,9КМАХK2ДОПТДН-16000/11023,650.571.341,331,6

Так как K/2>0.9·Kmax , то принимаем K/2= K2 =1,34 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K1=0,57 и K2=1,34 ,

K2ДОП> K2, длительность нагрузки h=8 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт №6.

ТрансформаторSмаксК10,9КМАХK2ДОПТДН-10000/11019,350.551.581,741,5

Так как K/2<0.9·Kmax , то принимаем K/2= 0,9Kmax =1,74 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K1=0,55 и K2=1,74 ,

K2ДОП< K2, длительность нагрузки h=12 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт №7.

ТрансформаторSмаксК10,9КМАХK2ДОПТМН-6300/359,680,731,341,381,5

Так как K/2<0.9·Kmax , то принимаем K/2=0,9 Kmax =1,38 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K1=0,73 и K2=1,38 ,

K2ДОП< K2, длительность нагрузки h=12 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТМН-6300/35.

2.4 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

При этом будем рассматривать только отличающиеся части вариантов схем. Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более чем на 5%.

При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей.

З = ЕН ·К? + И? + ЗПОТ ?К

Минимум приведенных затрат:

ЕН = 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложения (срок окупаемости 8 лет).

У = 0 - ущерб (так как есть потребители I - категории Þ все линии двухцепные, все трансформаторные подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем Þ ущерб принимается равным нулю)

К? - суммарные капиталовложения в подстанции и линии

К? = КЛ + КПС

В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми являются:

Вариант №1Вариант №2

3-65-6

Капиталовложения в ПС-3 и ПС-5 из-за разного количества выключателей для двух вариантов схем.

Стоимость работ по демонтажу ВЛ 35 - 330 кВ включает в себя затраты по демонтажу опор ВЛ (железобетонных и стальных), а также проводов и грозозащитных тросов. Они тоже будут одинаковы для обоих вариантов табл.7.34 [11] (провод ВЛ 110 кВ сечением до 240 мм2 - 3,36 тыс.руб., один грозозащитный трос ВЛ 35-330 кВ - 1,47 тыс.руб.), поэтому их не учитываем.

Вариант №1

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС - 70/11 (с учетом территориального коэффициента (Ктер = 1,0 для Европейской части России табл. 7.2 [11]):

. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

Кбп = КL · L · Ктер = 2 · 850·24,75 · 1,0 = 42075 тыс. руб.

. Вырубка просеки (10% от длины линии Lп = 2,475 км) табл. 7.8:

Кп = Кп · Lп · Ктер = 95 · 2,475 · 1,0 = 235,12 тыс. руб.

3. Устройство лежневых дорог (Lлд = 5 км) табл. 7.8:

Клд = Клд · Lлд · Ктер = 370 · 5 · 1.0 = 1 850 тыс. руб.

. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

Квыкл = n · Kвыкл · Ктер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

Кпз= 0,129·(Кбп+Кп+Клд+Квыкл) = 0,129·(42075+235,12+1 850+14 600) =

= 7580 тыс. руб.

. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

Кзем = L · n1км · Кзем = 24,75 · 40 · 40 = 39600 тыс.руб.

. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К?ВЛ = Кбп + Кп + Клд + Квыкл + Кпз + Кзем = 42075 +235,12 + 1 850 + 14 600+ 7580 + 39600 = 105940,12 тыс.руб.

Найдём капиталовложения в ПС 5 .

В случае ПС-5. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 4Н «Схема с неавтоматической перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем капиталовложения в подстанцию №5

КПС5 = КОРУ + КТ + КПЧ·?ПЧ + KОТВ.ЗЕМ

Где ?ПЧ -коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответствии с затратами на схему ПС после реконструкции в процентах

КОРУ = КОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН - 110 кВ подстанции №5.

КОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН - 16000/110

КТ = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции КТ = 2·4300 = 8600 тыс.руб

КПЧ = 9000?0,5=4500 тыс. руб

КПС5=15200 + 8600 + 4500+200= 28500 тыс.руб

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-3.

Выберем схему ОРУ ВН 110 - 9 «Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин», для ПС-3 количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка секционного выключателя)

Стоимость ОРУ ВН: КОРУ ВН =9 × 7300 = 65700 тыс.руб., где 7300 тыс. руб. - стоимость ячейки комплекта с элегазовым выключателем 110 кВ (таблица 7.19 [1]).

КОРУ ВН = КОРУ ПС-3 = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН - 25000/110

КТ = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции КТ = 2·5500 = 11000 тыс.руб

КПЧ = 12250?0,5=6275 тыс. руб

КПС3=65700 + 11000 + 6275+200=80775 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К? = КВЛ + КОРУ ВН = 105940,12 + 28500+80775 = 215215,12 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и издержек на потерю электроэнергии.

И? = ИВЛ + ИПС

ИВЛ = АВЛ × КВЛ

ИПС = АПС × КПС

А - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций, в относительных единицах от капиталовложений.

Суммарные издержки Таблица 2.4.1

АВЛАПСИВЛИПСИСУМ0,0080,059847,56447,227294,72

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.2

ВЛПроводU, кВДлина, кмr0, Ом/кмDЭ¢,МВт ч (в сутки)DЭ¢¢,МВт ч (в год)DЭВЛ МВт ч (в год)3-6АС-70/1111024,750,42210,324249136383-5АС-70/11110330,4226,091147

В остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь электроэнергии Таблица 2.4.3

DЭВСЕЙ СЕТИ, МВтЦ, МВт тыс.рубЗПОТ.СУМ, тыс руб36380,069251,02

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. - Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = ЕН ·К? + И? + ЗПОТ ?К = 0,12 ·215215,12 +7294,72+ 251,02 =33371,55 тыс.руб

Аналогично произведем технико-экономическое обоснование для второго варианта.

Вариант №2

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС - 70/11 (5-6) с учетом территориального коэффициента (Ктер = 1,0 для Европейской части России табл. 7.2 [11]):

. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

Кбп = КL · L · Ктер = 2 ·850· 33 · 1,0 = 56100 тыс. руб.

. Вырубка просеки (10% от длины линии Lп = 3,3 км) табл. 7.8:

Кп = Кп · Lп · Ктер = 95 · 3,3 · 1,0 = 313,5 тыс. руб.

. Устройство лежневых дорог (Lлд = 5 км) табл. 7.8:

Клд = Клд · Lлд · Ктер = 370 · 5 · 1.0 = 1 850 тыс. руб.

. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

Квыкл = n · Kвыкл · Ктер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

Кпз= 0,129·(Кбп+Кп+Клд+Квыкл) = 0,129·(56100+313,5+1 850+14 600) =

= 9399,4 тыс. руб.

. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

Кзем = L · n1км · Кзем = 33 · 40 · 40 = 52800 тыс.руб.

8. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К?ВЛ 5-6 = Кбп + Кп + Клд + Квыкл + Кпз + Кзем = 56100 + 313,5 + 1 850 + 14 600+ 9399,4 + 52800 = 135062,9 тыс.руб

Найдём капиталовложения в ПС.

В настоящем случае это капиталовложения в ОРУ ВН ПС-5.

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-5.

Выберем схему ОРУ ВН 110 - 9 «Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин», для ПС-5 количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка секционного выключателя)

Стоимость ОРУ ВН: КОРУ ВН =9 × 7300 = 65700 тыс.руб., где 7300 тыс. руб. - стоимость ячейки комплекта с элегазовым выключателем 110 кВ (таблица 7.19 [1]).

КОРУ ВН = КОРУ ПС-5 = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН - 16000/110

КТ = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции КТ = 2·4300 = 8600 тыс.руб

КПЧ = 12250?0,5=6275 тыс. руб

КПС5=65700 + 8600 + 6275+200= 80775 тыс.руб

В случае ПС-3. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 4Н «Схема с неавтоматической перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем капиталовложения в подстанцию №5

КПС2 = КОРУ + КТ + КПЧ·?ПЧ + KОТВ.ЗЕМ

Где ?ПЧ -коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответсвии с затратами на схему ПС после реконструкции в процентах

КОРУ = КОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН - 110 кВ подстанции №3.

КОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН - 25000/110

КТ = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции КТ = 2·5500 = 11000 тыс.руб

КПЧ = 9000?0,5=4500 тыс. руб

КПС2=15200 + 11000 + 4500+200= 30900 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К? = КВЛ + КОРУ ВН = 135062,9 + 80775+30900= 246737,9 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и издержек на потерю электроэнергии.

И? = ИВЛ + ИПС

ИВЛ = АВЛ × КВЛ

ИПС = АПС × КПС

А - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций, в относительных единицах от капиталовложений.

Суммарные издержки

Таблица 2.4.4.

АВЛАПСИВЛИПСИСУМ0,0080,05910806588,827668,82

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.5

ВЛПроводU, кВДлина, кмr0, Ом/кмDЭ¢,МВт ч (в сутки)DЭ¢¢,МВт ч (в год)DЭВЛ МВт ч (в год)5-6АС-70/11110330,4224,0559781198,33-5АС-70/11110330,4221,17220,3

остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь электроэнергии Таблица 2.4.6

DЭВСЕЙ СЕТИ, МВтЦ, МВт тыс.рубЗПОТ.СУМ, тыс руб1198,30,06982,68

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. - Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = ЕН ·К? + И? + ЗПОТ ?К = 0,12 · 246737,9 + 7668,82+ 82,68 = 37360,04 тыс.руб.

Сопоставим эти две схемы:

Итак в результате технико-экономического расчета были получены значения затрат для каждого варианта.

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%.

Выбираем вариант №1. Этот вариант наиболее экономически выгоден.

Вывод: В данной главе были рассмотрены два варианта схем. Для этих вариантов были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны (проверины) типы трансформаторов в пунктах питания. На основании технико-экономического анализа, был найден наиболее рациональный вариант развития сети (вариант № 1 на 10% экономически выгоднее, чем вариант №2).

Рис. 3.7. Выбранный вариант развития сети

Параметры выбранного варианта сетиТаблица 3.12

ЛинииДлина, кмНапряжение, кВМарка проводаПунктыТип трансформатораСхема ОРУИП1-149,535АС-95/161ТМН 6 300/3535-4НИП1-241,25110АС-150/242ТДН 16 000/110110-4НИП1-336,3110АС-120/193ТРДН 25 000/110110-92-433110АС-70/114ТДН 16 000/110110-4Н3-533110АС-70/115ТДН 16 000/110110-4Н3-624,75110АС-70/116ТДН 16 000/110110-4НИП1-73335АС-95/167ТМН 6 300/3535-4Н5-ИП224,75110АС-150/24

2.5 Расчёт и анализ основных режимов работы электрической сети. Регулирование напряжения

2.5.1 Характеристика основных режимов работы электрической сети

Расчет режимов электрической сети производится с помощью ЭВМ программой RastrWin. Расчёт режимов электрических сетей производится для определения:

)Загрузки элементов сети, соответствующие пропускной способности сети ожидаемой потоком мощности;

)Сечений проводов и кабелей, мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

)Уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

)Потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способа снижения потерь.

Обычно рассматриваются 4 режима: нормальные режимы работы : наибольших нагрузок и наименьших нагрузок, а также наиболее тяжёлые послеаварийные режимы(отключение одной цепи наиболее загруженной линии, отключение одного самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок). В дипломном проекте кроме этих режимов рассмотрим режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения; включение в одну из линий УПК.

Составим схему замещения сети:

Рис 2.5.1 Схема замещения электрической сети

Найдем параметры схемы замещения.

Так как все линии двухцепные N = 2:

- активное сопротивление линии, Ом

- реактивное сопротивление линии, Ом

- реактивная проводимость линии, мкСм

- удельное активное сопротивление линии, Ом/км

x0 - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км

b0 - удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км

L - длина линии, км

Параметры линий сведём в таблицу:

Параметры линий Таблица 2.5.1

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-3ИП1-73-53-62-45-ИП2UНОМ, кВ3511011035110110110110Марка проводаАС-95/16АС-150/24АС-120/19АС-95/16АС-70/11АС-70/11АС-70/11АС-150/24Длина, км49,541,2536,3333324,753324,75r0, Ом/км0,3010,2040,3010,3010,4220,4220,4220,204x0, Ом/км0,4210,420,4210,4210,4440,4440,4440,42b0, мкСм/км-2,7072,611-2,5472,5472,5472,707RЛ, Ом7,454,215,464,976,965,226,962,52XЛ, Ом10,428,667,646,957,335,497,335,19BЛ, мкСм-223,23189,55-168,1126,1168,1134

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

RТ - активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 4.2)

XТ - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 4.2)

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы:

Параметры трансформаторов. Таблица 2.5.2

№ пункта2,4,5,631,7ТрансформаторТДН - 16000/110ТРДН 25000/110ТМН 6300/35SНОМ, МВА16256,3UНОМ ВН, кВ11511535UНОМ НН, кВ111111КT0,095650,095650,31428?UРЕГ,%± 9 × 1,78 %± 9 × 1,78 %± 6 × 1,5 %RT/2, Ом2,191,270,7XT/2, Ом43,3527,957,32DPХX, МВт0,0380,0540,0182DQХX, МВт0.2240.350.1132.4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с отключенными КУ

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в системе зимой (таблица 2. 4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием мощности электростанций. Напряжение на источнике питания 104% от номинального.

Таблица 2.5.3

Нагрузка в пунктах в режиме наибольших нагрузок

№ пункта1234567Р, МВт82521,61722187,2Q, МВАр4,321211,028,6711,228,643,89

Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл. 2.4.4 и 2.4.5

Таблица 2.5.4

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Пункт1234567U, кВ9,7210,0510,410,0610,310,1810,26

Таблица2.5.5

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок с отключенными КУ.

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,650,890,400,220,160,180,320,33?Q, МВАр0,911,620,560,230,160,190,440,68

Таблица 2.5.6

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок с отключенными КУ.

Трансформатор1234567?Р, МВт0,060,120,060,070,120,080,04?Q, МВАр0,633,021,391,432,281,520,46

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

.4.3 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с включенными КУ и изменением напряжения на источнике питания

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в системе зимой (таблица 2.4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием мощности электростанций.

В результате расчёта получили следующие данные по работе сети в режиме наибольших нагрузок.

напряжение на ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 111,1 кВ

Таблица 2.5.7

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Пункт1234567U, кВ9,589,9610,17 9,8610,099,9410,1Таблица 2.5.8

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,60,730,370,210,160,180,340,33?Q, МВАр0,831,510,520,220,170,190,480,68

Таблица 2.5.9

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Трансформатор1234567?Р, МВт0,060,140,060,070,110,080,04?Q, МВАр0,582,701,311,372,171,500,41

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 112,2 кВ

Таблица 2.5.10

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Пункт1234567U, кВ9,710,810,289,9710,210,0610,22

Таблица 2.5.11

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,580,720,360,210,160,170,280,32?Q, МВАр0,811,480,500,220,170,180,390,66

Таблица 2.5.12

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,060,070,110,070,04?Q, МВАр0,562,641,281,342,121,460,40

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 113,3 кВ

Таблица 2.5.13

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Пункт1234567U, кВ9,8310,1910,3910,0910,3210,1710,34

Таблица 2.5.14

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,570,700,350,200,150,170,270,31?Q, МВАр0,791,440,490,210,160,180,380,65

Таблица 2.5.15

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,060,070,100,070,04?Q, МВАр0,552,581,261,312,071,430,39

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 114,4 кВ

Таблица 2.5.16

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Пункт1234567U, кВ9,9610,3110,510,210,4310,2910,46

Таблица 2.5.17

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,550,680,340,200,150,160,260,31?Q, МВАр0,771,410,480,21 0,160,170,370,63

Таблица 2.5.18

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,060,060,100,070,04?Q, МВАр0,542,531,231,282,031,400,38

Потери мощности во всей сети составляют:

Как мы видим, только в пункте 2 напряжение у потребителей соответствует ПУЭ, в остальных пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов. Следует отметить, что потери мощности во всей сети в данном режиме несколько ниже, нежели в аналогичном режиме без включенных компенсирующих устройств.

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 115,5 кВ

Таблица 2.5.19

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 105% от номинального

Пункт1234567U, кВ10,0910,4210,6110,3210,5410,4010,58

Таблица 2.5.20

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 115,5 кВ

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,540,670,340,190,140,160,260,3?Q, МВАр0,751,380,470,200,150,170,360,61

Таблица 2.5.21

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 115,5 кВ

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,120,050,060,100,070,04?Q, МВАр0,522,471,201,251,991,370,45

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили в нескольких пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

2.4.4 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо брать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Напряжение ИП в режиме наименьших нагрузок составляет 100% от номинального, т.е. 110 кВ

Активную мощность ИП1 считаем ограниченной:

PИП1 = 13,1 МВт.

Т.к компенсирующие устройства в режиме наименьших нагрузок отключены, то пересчет реактивной мощности сведём в таблицу 2.4.22

Таблица 2.5.22

Нагрузка в пунктах в режиме наименьших нагрузок

№ пункта1234567Р, МВт1,62,55,43,42,21,81,8Q, МВАр0,61,22,81,71,10,91,0

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении 1.

Полученные результаты расчёта параметров работы сети приведены в таблице 4.23

Таблица 2.5.23

Режим наименьших нагрузок

Пункт1234567U, кВ10,6110,4510,4210,410,4710,4510,6

Потери мощности в элементах сети в этом режиме малы, проанализировать режим при помощи расчета в программе RastrWin не удастся.

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше 100% от номинального. Получили напряжение у потребителей выше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов. Если сравнивать максимальный и минимальный режим можно отметить, что потери мощности и напряжения значительно меньше в режиме наименьших нагрузок, т.е именно в этом режиме сеть наиболее экономичная.

2.4.5 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении одной цепи на наиболее загруженной линии ИП2-5

При этом режиме оба трансформатора подстанции №5 остаются в работе, т.к линии используются 2х цепные, следовательно, изменятся только параметры линии ИП2-5: сопротивление этой линии увеличивается в 2 раза, а проводимость уменьшается в 2 раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку в системе в зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Таблица 2.5.24

Максимальная нагрузка в системе зимой

№ пункта1234567Р, МВт82521,31722187,2Q, МВАр3,127,28,026,878,526,992,54

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. W3) приведены в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл. 2.4.25 и 2.4.5

Таблица 2.5.25

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Пункт1234567U, кВ10,5610,6710,5210,5710,5310,6110,62

Таблица 2.5.26

Потери мощности в линиях в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,550,680,440,200,170,170,260,6?Q, МВАр0,771,410,610,210,180,170,371,23

Таблица 2.5.27

Потери мощности в трансформаторах в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,060,060,100,070,04?Q, МВАр0,542,531,241,282,061,410,38

Потери мощности во всей сети составляют:

При отключении одной цепи наиболее загруженной линии ИП2-5 мы получили во все пунктах напряжение соответствующее требованию U>10 кВ, следовательно, производить регулировку напряжения нет необходимости.

Таким образом, при выходе из работы одной цепи линии, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности). Однако потери возрастают, поэтому по возможности следует отключать цепь линии в режиме наименьших нагрузок, когда потери в сети минимальны.

2.4.5 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении самого мощного трансформатора

Допустим произошло отключение одного самого мощного трансформатора ПС (Т2 на ПС3) в режиме наибольших нагрузок. А значит все линии остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры схемы замещения для трансформаторов: сопротивление трансформатора увеличить в 2 раза, а проводимость уменьшить в 2 раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку в системе в зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. Т2) приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах 4.28, 4.29, 4.30

Таблица 2.5.28

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. Т2)

Пункт1234567U, кВ10,5610,6710,2210,5710,6110,6510,62

Таблица 2.4.29

Потери мощности в линиях при послеаварийном режиме (откл. Т2)

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,550,680,360,200,150,160,260,31?Q, МВАр0,771,410,500,210,160,170,370,64

Таблица 2.5.30

Потери мощности в трансформаторах при послеаварийном режиме (откл. Т2)

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,260,060,100,070,04?Q, МВАр0,542,532,631,282,031,400,38Потери мощности во всей сети составляют:

Напряжения во все пунктах соответствуют требованию U>10 кВ, производить регулировку не нужно.

Если сравнивать два аварийных режима, можно сделать вывод, что характере аварии влияет на отклонение напряжения и потери мощности по-разному. Так при отключении одной цепи наиболее загруженной линии потери во всей сети больше, чем при отключении одного из наиболее мощного трансформатора.

2.4.6 Расчёт и анализ режима с включенным в линию УПК, при отключении одной цепи наиболее загруженной линии ИП2-5

Устройства продольной компенсации (УПК) применяются для увеличения пропускной способности воздушных линий и представляют собой батареи конденсаторов, включаемые последовательно в линии электропередачи для компенсации части продольного индуктивного сопротивления.

Преимущества УПК:

Увеличение передаваемой мощности

Уменьшение падений напряжения, вызываемых перегрузками

Сокращение необходимости в строительстве дополнительных ВЛ и

развития дополнительных генерирующих мощностей в отдельных регионах

Не предполагает увеличение технических параметров ВЛ для передачи больших мощностей, обеспечивает снижение потерь активной и реактивной мощностей

Устройство продольной компенсации будем включать в линию ИП2-5,в аварийном режиме при отключении одной цепи. Потери напряжения в линии не должны превышать 2,5 %.

Параметры линии:

RЛ =5,04(Ом);

XЛ =10,38(Ом);

Sнг =46,8+j18,72 МВА;

АС-150/24;

L= 24.75 км

Параметры УПК:

КС2А-0,66-40; U=0.66 кВ; Qном =40 кВар.

)Определим потери напряжения в линии без учета конденсаторов:

? == 3,9 кВ

)Дополнительные потери напряжения(по условиям задания)

?=*110=2,75 кВ

)Определим сопротивление конденсаторов, снижающих потери напряжения в линии до 2,75 кВ

,75=, откуда

(Ом).

4)Определим ток в линии

=100,36 А

)Определим номинальный ток конденсаторов:

)Определим число конденсаторов, включенных параллельно в одну фазу линии

=1,66

)Сопротивление конденсатора КС2А-0,66-40

Ом

Определим число конденсаторов, включенных последовательно

= 1,23

)Общее число конденсаторов в линии

=2*2*3=12

)Установленная мощность, ном. напряжение и ток батареи конденсаторов

=0,48 мВар

=0,66*2=1,32 кВ

=121,2 А

)Действительное сопротивление конденсатора равно:

= 7,3 Ом

)Потери напряжения в линии равны:

? == 2,6 кВ,

отсюда результирующие сопротивление линии :

(Ом)

Исходные данные и результаты расчета режима приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах 4.31, 4.32, 4.33

Таблица 2.5.31

Напряжения у потребителей

Пункт1234567U, кВ10,5610,6710,5310,5710,5510,6210,62

Таблица 2.5.32

Потери мощности в линиях

ЛинияИП1-1ИП1-2ИП1-32-43-53-6ИП1-7ИП2-5?Р, МВт0,550,680,420,200,170,170,260,59?Q, МВАр0,771,410,580,210,170,170,370,37

Таблица 2.5.33

Потери мощности в трансформаторах

Трансформатор1234567?Р, МВт0,050,130,060,060,100,070,04?Q, МВАр0,542,531,241,282,051,400,38

Потери мощности во всей сети составляют:

В данном режиме мы получили во все пунктах напряжение соответствующее требованию U>10 кВ, следовательно, производить регулировку напряжения нет необходимости.

Таким образом, можно сказать, что установка в линии УПК несколько снижает потери активной и реактивной мощности в сети, тем самым снижаются общие потери во всей сети, нежели в аналогичном режиме без УПК.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и были определены её параметры. Затем были рассчитаны и проанализированы следующие режимы работы сети: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, 2 послеаварийных режима, режим наибольших нагрузок с включенным в линию УПК.

2.5.7 Регулирование напряжения в электрических сетях

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% от номинального, в период наименьших - не выше 100% от номинального, а в послеаварийном - не ниже 100% от номинального. Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Мы будем использовать трансформаторы второй группы, они снабжены специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования напряжения. Коэффициент трансформации, используемый при оптимизации, является промежуточной расчетной величиной. В технологических задачах используют номер положения отпайки РПН или ВДТ, называемый анцапфой. В программе RastrWin3 в исходных данных вместо коэффициента трансформации будем задавать тип регулируемого трансформатора и номер анцапфы. Задание и расчет анцапф выполняется следующим образом:

В таблице Анцапфы задаем информацию для каждого типа регулируемого трансформатора.

Рис.2. 4.2 База данных анцапф для расчетной схемы.

При изменении номера анцапфы происходит автоматическая коррекция коэффициента трансформации.

Таблица Анцапфы хранится в отдельном файле соответствующего типа. В таблице Анцапфы размещена следующая информация:бд - номер типа регулирования трансформатора в базе данных; И - единицы измерения шага отпаек (%).

«+ -» - порядок нумерации анцапф: «+» - анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, «-» - от максимальной отрицательной;

Тип - тип регулирования.

Кнейтр - число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой); (нр) - напряжение нерегулируемой ступени; (рег) - напряжение регулируемой ступени; - число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг - величина шага (%).

Таким образом, максимальной положительной отпайке (+9) (+6 для ТМН 6300/35) будет соответствовать число 1, нейтральной (+0) будет соответствовать число 10 (7), а максимальной отрицательной отпайке (-9) (-6) будет соответствовать число 19 (13).

Ниже указаны напряжения у потребителя до и после регулировки. Исходные данные находятся в приложении 1.

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Таблица 2.5.1

Результаты регулировки напряжения у потребителя

Напряжение у потребителя,кВПункты1234567До9,7210,0510,410,0610,310,1810,26После10,5910,5910,6310,610,6710,5510,57

Во всех пунктах напряжение у потребителей соответствует требуемому ПУЭ U? 10,5кВ. Необходимости устанавливать дополнительные средства регулирования нет.

-Режим наибольших нагрузок с включенными КУ

Таблица 2.5.2

Результаты регулировки напряжения у потребителя

Напряжение у потребителей, кВПункты1234567101%До9,589,9610,179,8610,099,9410,1После10,4410,6710,5710,5610,6310,6510,56102%До9,710,0810,289,9710,210,0610,22После10,5810,6210,5110,510,5710,610,53103%До9,8310,1910,3910,0910,3210,1710,34После10,5710,5610,6210,6310,510,5310,65104%До9,9610,3110,510,210,4310,2910,46После10,5610,6710,5610,5710,6110,6510,62105%До10,0910,4210,6110,3210,5410,4010,58После10,5410,6110,6710,6810,5410,5810,58

Во всех пунктах напряжение у потребителей соответствует требуемому ПУЭ U? 10,5кВ. Необходимости устанавливать дополнительные средства регулирования нет.

-Режим наименьших нагрузок

Таблица 2.5.3

Результаты регулировки напряжения у потребителя

Напряжение у потребителя, кВПункты1234567До10,6110,4510,4210,410,4710,4510,6После9,979,899,959,859,919,899,97

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше 100% от номинального. Во всех пунктах напряжение соответствует требуемому.

Вывод: в данной главе для выдерживания необходимых напряжений на приёмниках, согласно требованиям, было отрегулировано напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети.

3. СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПОРАЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ. ЭЛЕКТРОЗАЩИТНЫЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ

3.1Основные причины электротравм и действие электрического тока на организм человека

При эксплуатации и ремонте электрического оборудования и сетей человек может оказаться в сфере действия электрического поля или непосредственном соприкосновении с находящимися под напряжением проводками электрического тока. В результате прохождения тока через человека может произойти нарушение его жизнедеятельных функций.

Опасность поражения электрическим током усугубляется тем, что, во первых, ток не имеет внешних признаков и как правило человек без специальных приборов не может заблаговременно обнаружить грозящую ему опасность; во вторых, воздействия тока на человека в большинстве случаев приводит к серьезным нарушениям наиболее важных жизнедеятельных систем, таких как центральная нервная, сердечно-сосудистая и дыхательная, что увеличивает тяжесть поражения; в третьих, переменный ток способен вызвать интенсивные судороги мышц, приводящие к не отпускающему эффекту, при котором человек самостоятельно не может освободиться от воздействия тока; в четвертых, воздействие тока вызывает у человека резкую реакцию отдергивания, а в ряде случаев и потерю сознания, что при работе на высоте может привести к травмированию в результате падения.

Основными причинами поражения людей электрическим током являются:

·Прикосновение к неизолированным токоведущим частям электропотребителей или распределительных устройств при эксплуатации или тех. обслуживании под напряжением (случайное прикосновение из-за невнимательности, усталости, нарушении правил техники безопасности; использование для работы инструмента с токопроводящими рукоятками и др.)

·Ошибочная подача напряжения на оборудование или электроприборы при тех. обслуживании и ремонте по халатности, невнимательности, технической неграмотности или из-за отсутствия на включающем устройстве предупреждающих знаков и плакатов безопасности;

·Прикосновение к находящимся под напряжением электрическим проводам с нарушенной изоляцией;

· Прикосновение к металлическим частям оборудования, электроприемников, а также сооружений, случайно оказавшимся под напряжением в результате пробоя изоляции или соприкосновения с проводами линии электропередачи, оголенными жилами сети (кабеля) электропитания;

·Воздействие шагового напряжения при передвижении человека в непосредственной близости от упавшего на землю и находящегося под напряжением провода линии электропередачи или контактного провода электротранспорта.

Электрический ток, проходя через тело человека, может оказывать биологическое, тепловое, механическое и химическое действия. Биологическое действие заключается в способности электрического тока раздражать и возбуждать живые ткани организма, тепловое - в способности вызывать ожоги тела, механическое - приводить к разрыву тканей, а химическое - к электролизу крови. Условно электротравмы делят на местные и общие. При местных электротравмах возникает местное повреждение организма, выражающиеся в появлении электрических ожогов, электрических знаков, в металлизации кожи, механических повреждениях и электроофтальмии (воспаление наружных оболочек глаз). Общие электротравмы, или электрические удары, приводят к поражению всего организма, выражающемуся в нарушении или полном прекращении деятельности наиболее жизненно важных органов и систем - легких (дыхания), сердца (кровообращения).

Оценивать опасность воздействия электрического тока на человека можно по ответным реакциям организма. С увеличением тока четко проявляются три качественно отличные ответные реакции. Это прежде всего ощущение, более судорожное сокращение мышц (неотпускание для переменного тока и болевой эффект постоянного) и, наконец, фибрилляция сердца. Электрические токи, вызывающие соответствующую ответную реакцию, подразделяют на :

• неощущаемые (0,6 - 1,6мА);
• ощущаемые (3мА);
• отпускающие (6мА);
• неотпускающие (10-15мА);
• удушающие (25-50мА);
• фибрилляционные (100-200мА);
• тепловые воздействия (5А и выше).

Таблица 3.1

Воздействие электрического тока на организм человека

ЗначениеХарактер воздействиятока, мАПеременный ток 50 ГцПостоянный ток0,6-1,6Начало ощущения - слабый зуд, пощипывание кожи под электродамиНе ощущается5-7Болевые ощущения усиливаются во всей кисти руки, сопровождаются судорогами; Руки, как правило, можно оторвать от электродовНачало ощущения. Впечатление нагрева кожи под электродом8-10Сильные боли и судороги во всей руке, включая предплечье. Руки трудно оторвать от электродовУсиление ощущения нагрева20-25Руки парализуются мгновенно, оторваться от электродов невозможно. Сильные боли, дыхание затрудненовозникновение ощущения внутреннего нагрева. Незначительные сокращения мышц рук25-50Очень сильная боль в руках и груди. Дыхание крайне затруднено. При длительном токе может наступить паралич дыхания или ослабление деятельности сердца с потерей сознанияОщущение сильного нагрева, боли и судороги в руках. При отрыве рук от электродов возникают едва переносимые боли в результате судорожного сокращения мышц100Фибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд - паралич сердцаПаралич дыхания при длительном протекании тока300То же действие за меньшее времяФибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд - паралич дыханияболее 5000Дыхание парализуется немедленно - через доли секунды. Фибрилляция сердца, как правило, не наступает; возможна временная остановка сердца в период протекания тока. При длительном протекании тока (несколько секунд) тяжелые ожоги, разрушения тканей

3.2 Способы защиты от поражения электрическим током

Для обеспечения электробезопасности при монтаже и эксплуатации электроустановок применяют различные способы и средства защиты, выбор которого зависят от ряда факторов, в том числе и от способа электроснабжения. Для обеспечения защиты от поражения электрическим током в электроустановках должны применяться технические способы и средства защиты.

Выбор того или иного способа или средства защиты (или их сочетаний) в конкретной электроустановке и эффективность его применения зависят от целого ряда факторов, в том числе от:

·номинального напряжения;

·рода, формы и частоты тока электроустановки;

·способа электроснабжения (от стационарной сети, от автономного источника питания электроэнергией);

·режима нейтрали источника трехфазного тока (средней точки источника постоянного тока) - изолированная нейтраль, заземленная нейтраль;

·вида исполнения (стационарные, передвижные, переносные);

·условий внешней среды;

·схемы возможного включения человека в цепь протекания тока (прямое однофазное, прямое двухфазное прикосновение; включение под напряжение шага);

·вида работ (монтаж, наладка, испытания) и др.

Кроме того, по принципу действия, все технические способы защиты разделяются на:

·снижающие до допустимых значений напряжения прикосновения и шага;

·ограничивающие время воздействия тока на человека;

·предотвращающих прямое прикосновение к токоведущим частям.

Классификация технических способов и средств защиты от поражения электрическим током в электроустановках приведена в рис. 3.1

Рис. 3.1 Технические способы защиты от поражения электрическим током.

.3 Современные средства и приспособления электрозащиты

.3.1 Сигнализатор напряжения «ИВА-Н»

Рис.3.2 Применение сигнализатора «ИВА-Н»

Сигнализатор (СН) позволяет с земли или с опоры определять наличие напряжения на воздушных линиях электропередачи 6-35 кВ.

С помощью СН "ИВА-Н" можно также:

контролировать исправность защитного заземления у включенного электрооборудования;

определять наличие напряжения на проводе;

устанавливать расположение скрытой проводки, находящейся под напряжением 220 В;

находить обрыв фазного провода скрытой проводки, находящегося под напряжением;

проверять правильность монтажа выключателей электроосвещения.

Сигнализатор напряжения "ИВА-Н" оснащен системами световой и звуковой сигнализации, а также устройством контроля работоспособности.

Особенности применения на ВЛ 6-35 кВ

. Сигнализатор напряжения "ИВА-Н" на расстоянии предупреждает работающего о наличии напряжения на токоведущих частях (реагирует на электрическую составляющую электромагнитного поля).

. СН "ИВА-Н" предназначен для работы в электроустановках частотой 50 Гц.

. При определении с земли наличия напряжения на проводах воздушной линии с помощью СН "ИВА-Н" следует располагаться на участках, где расстояние от проводов до земли близки к наименьшим допускаемым. Прибор должен находиться в руке выше головы.

4. При работе вне помещения в солнечную погоду наличие напряжения контролируется по звуковой сигнализации и светодиоду в нижнем торце корпуса СН.

. Так как вблизи заземленных опор ВЛ, заземленных конструкций, экранов напряженность электрического поля близка к нулю, использовать СН "ИВА-Н" следует от них на расстоянии не менее 10 метров.

Контроль исправности защитного заземления

При приближении переднего торца СН к незаземленному корпусу включенной электроустановки «ИВА-Н» должен сработать. Если же заземление исправно, то на расстоянии 10-15 мм от корпуса СН будет оставаться в дежурном режиме.

3.3.2 Сигнализатор напряжения индивидуальный касочный "Радиус"

Рис.3.3.Расположение индивидуального сигнализатора внутри каски

Сигнализатор напряжения индивидуальный касочный (СНК) "Радиус" предназначен для предупреждения персонала, обслуживающего воздушные линии электропередачи (ВЛ), о приближении на опасное расстояние к токоведущим частям, находящимся под напряжением 6-10 кВ.

Сигнализатор напряжения «Радиус» оснащен устройством автоматического включения (установленный датчик движения срабатывает при любом перемещении каски) и отключения (при покое каски), что повышает его надёжность, снижает энергопотребление, даёт возможность стационарно устанавливать сигнализатор «Радиус» в каску на длительный срок.

Рис. 3.4 Особенности применения и конструкции

1.Сигнализатор напряжения Радиус 2 расположен внутри защитной каски 1. Он осуществляет контроль напряженности электрического поля. При превышении ее установленного уровня, срабатывает звуковая индикация внутрь защитной каски.

2.Сигнализатор представляет собой гибкую вставку, фиксируемую враспор внутри каски (между куполом и оголовьем) с помощью вилок 5. На вставке закреплены батарейный отсек 4 и кнопка 3 (проверка исправности сигнализатора).

.По сравнению с традиционно применяемым креплением СНК снаружи каски (на козырьке или сбоку) установка СНК «Радиус» внутри дает следующие преимущества:

.- исключена возможность зацепов и срыва сигнализатора с каски;

.- сигнализатор защищен поверхностью каски от внешнего воздействия атмосферных осадков;

.- длинная антенна, проходящая по всему ребру жесткости каски, обеспечивает широкую зону контроля электрического поля.

.- звуковой сигнал направлен внутрь каски, что позволяет значительно снизить требуемую для надёжного восприятия мощность сигнала.

8.Сигнализатор «Радиус» имеет режим повышенной чувствительности, что позволяет с его помощью производить предварительную проверку с земли наличия напряжения на проводах ВЛ.

9.Предусмотрен самоконтроль сигнализатора при помощи кнопки 3 (убран дежурный режим периодической подачи звукового сигнала, который «напрягает» при выполнении работ).

.В случае разряда элемента питания СНК непрерывным звуковым сигналом известит о необходимости его замены.

Существуют преимущества размещения сигнализатора внутри каски: при всех достоинствах ручных сигнализаторов есть ряд моментов, на которые следует обратить внимание .Так, наличие у работника сигнализатора напряжения еще не гарантирует того, что прибор будет правильно использоваться. Бывают случаи, когда электромонтер не использует сигнализатор по разным причинам. В таких случаях задачу предупреждения работника решает касочный сигнализатор напряжения.

1.Существующие касочные сигнализаторы напряжения крепятся различными способами на наружной поверхности каски, либо на козырьке, либо на боковой поверхности. Исследования и расчеты электрических полей с учетом тела человека, проведенные группой ученых НПЦ «Электробезопасность» Вятского Государственного Университета, показали, что правильней было бы располагать чувствительный элемент (антенну) сигнализатора напряжения на «макушке» каски.

2.Расположенный в других местах каски сигнализатор может не сработать в опасной близости от токоведущих частей. Например, при подъеме монтера на опору, когда его голова находится на расстоянии не более 20 см. от опоры. Кроме того, закрепленный на поверхности каски сигнализатор может быть легко оторван или поврежден в результате соприкосновения с проводом, элементом опоры или др.

.Правильнее было бы располагать сигнализатор напряжения внутри каски в верхнем ребре жесткости. Учитывая все это, специалистами группы «Электробезопасность» был разработан новый касочный сигнализатор напряжения «Радиус».

3.3.3 Указатель напряжения УВН-90М-35 СЗ ИП

Рис 3.4. Указатель напряжения УВН-90М-35 СЗ ИП

УКАЗАТЕЛЬ НАПРЯЖЕНИЯ - прибор, предназначенный для проверки наличия или отсутствия напряжения на токоведущих частях. Такая проверка необходима, например, при работе непосредственно на отключенных токоведущих частях, при контроле исправности электроустановок, проверке электрической схемы, при отыскании повреждений в электроустановке и т. п. В конструкции многих указателей напряжения предусмотрен световой сигнал о наличии напряжения на проверяемой части или между проверяемыми частями.

Указатели напряжения предназначенные для электроустановок до 1000 В, делятся на двухполюсные и однополюсные. Используя двухполюсный, нужно прикоснуться к 2 частям электроустановки, чтобы определить наличие или отсутствие напряжения между ними. Двухполюсные можно применять в установках как переменного, так и постоянного тока. Однако при переменном токе металлические части указателя напряжения (цоколь лампы, провод, контакт-наконечник) могут создать емкость относительно земли или др. фаз электроустановки, при которой емкостный ток будет достаточным для того, чтобы при касании к фазе лишь одного контакта-наконечника неоновая лампа светилась. Поэтому схему дополняют резистором, шунтирующим неоновую лампу.

Используя однополюсный указатель напряжения, нужно прикоснуться лишь к испытуемой токоведущей части. Связь с землей обеспечивается через тело человека, который пальцем руки создает контакт с цепью указателя напряжения. Эта связь обусловлена в основном емкостью "человек-земля". Однополюсный указатель можно применять только в установках переменного тока, поскольку при постоянном токе его лампа не горит (даже если есть напряжение). Рекомендуется использовать при проверке схем вторичной коммутации, для определения фазного провода в электросчетчиках, ламповых патронах, выключателях, предохранителях и т. п. Работать с У. н. до 1000 В можно без дополнительных электрозащитных средств

Указатели напряжения. для электроустановок напряжением выше 1000 В, называемые также указателями высокого напряжения (УВН), действуют по принципу свечения неоновой лампы при протекании через нее емкостного тока, т. е. зарядного тока конденсатора, включенного последовательно с лампой. Эти указатели пригодны лишь для установок переменного тока, и приближать их надо только к 1 фазе. При пользовании УВН необходимо надевать диэлектрические перчатки.

Основные части УВН:

·рабочая часть (состоит из конденсаторной трубки, сигнальной неоновой лампы, контакта-наконечника и пр.);

·изолирующая часть (обеспечивает изоляцию оператора от токоведущих частей, представляет собой трубку из изоляционного материала);

·рукоятка (предназначена для удержания указателя рукой, обычно является продолжением изолирующей части).

·У. н. запрещается заземлять, т. к. можно случайно прикоснуться заземляющим проводом к токоведущим частям, что станет причиной несчастного случая. Лишь когда емкость У. н. относительно земли и заземленных предметов оказывается весьма малой (напр., при работах высоко над землей и вдали от заземленных частей, в т. ч. на деревянных опорах воздушных ЛЭП), указатель должен быть заземлен, иначе его лампа может не светиться и при наличии напряжения.

Указатель напряжения УВН-90М-35 СЗ ИП

Контактного типа. Для определения наличия или отсутствия напряжени 35кВ на ВЛ и РУ переменного тока. Индикация светозвуковая. Возможность самопроверки работоспособности.

Указатель высокого напряжения УВН-90М-35СЗ ИП предназначен для проверки наличия или отсутствия напряжения на воздушных линиях электропередачи и других электроустановках переменного тока напряжением 35 кВ, частотой 50 и 60 Гц, при температуре от - 45°С до +40°С и относительной влажности воздуха не выше 80% (при температуре +25°С). Указатель УВН-90М-35СЗ ИП относится к основным электрозащитным средствам. Принцип действия указателя основан на преобразовании электрических сигналов в светозвуковые. Элементы светозвуковой индикации указателя располагаются внутри затенителя, конструкция которого позволяет усилить светозвуковой сигнал за счет его направленного распространения. Указатель обладает возможностью самопроверки. Надежная работа достигается использованием в электрической схеме указателя микросхем и комплектующих элементов ведущих мировых производителей (Моtorola, SANYO, Pansonic), а также литиевым источником питания марки СR-123 Panasonic, напряжением ЗВ ,емкостью 1500 мА/ч. Низкая величина рабочего тока - 7 мА в режиме сигнализации, позволяет использовать указатель без замены элемента питания в течении всего срока эксплуатации - 10 лет.

Минимальное напряжения, при котором срабатывает индикация указателя, не более, кВ 8,7 Максимальное рабочее напряжение, кВ 35 Рабочий диапазон температуры окружающей среды, °С от - 45°С до +40°С

Методы измерения: контактный Виды индикации: световая: импульсная, красная звуковая: прерывистая

Напряжение питания, В 3,0 Источник питания указателя один элемент CR-123 фирмы Panasonic, напряжением 3В, емкостью 1500 мА/ч

Величина рабочего тока, мА 7,0

Габаритные размеры

в разобранном положении, мм 72 x 970

в рабочем положении, мм 72 x 970

Масса указателя, кг не более 0,6

3.3.4 Дугостойкие костюмы и комплекты для защиты от электрической дуги

Рис 3.5 Дугостойкий костюм

Электрическая дуга обладает огромной мощностью и в весьма короткий промежуток времени (секунды и доли секунды) выделяет в окружающее пространство большое количество энергии: световой, лучистой (ультрафиолетовые и инфракрасные лучи) и тепловой (температура газа в канале дугового разряда достигает 5-6 тыс. °С), а также сопровождается выделением озона и угарного газа. Риск возникновения электродуги на оборудовании зависит от нескольких факторов:

насколько часто работники выполняют задачи с участием подключенного в сеть оборудования;

уровня сложности поставленной задачи, необходимость вмешательства, доступное пространство, пределы безопасности, тип участка;

подготовки, навыков, скоординированности работы с помощником;

используемых инструментов;

состояния оборудования;

степени перегрузки по току защитного оборудования.

Основными факторами, представляющими угрозу для жизни и здоровья работника при аварии, связанной с действием электрической дуги и возможными последствиями электрической дуги, являются следующие:

эффект внезапности и незаметности, в связи с чем персонал не имеет возможности оперативно покинуть место аварии;

эффект концентрации энергии: выделение большого количества энергии в короткий срок в ограниченном объеме приводит к появлению локальных смертельно опасных концентраций энергии и может привести к временной или постоянной потере зрения;

сверхвысокие температуры: под их воздействием человек получает тяжелейшие ожоги и травмы;

ударная волна, в результате которой человек может получить травмы при падении и ударе о предметы, находящиеся у него за спиной; взрывная волна может разбросать работников по всему помещению и столкнуть их с лестниц, возможны временная или постоянна потеря слуха, повреждение нервов и остановка сердца; дуга разбрызгивает капли расплавленного металла с высокой скоростью, брызги расплавленного металла могут отлетать от источника дуги на расстояние нескольких метров; осколки взрыва могут проникнуть в тело человека;

возгорание одежды рабочего: одежда может воспламеняться на расстоянии нескольких метров (участки кожи под одеждой могут получить более серьезные ожоги, чем открытые участки кожи, ожоги третьей степени);

плавление синтетических деталей одежды и экипировки работника и попадание расплавленных веществ на кожу человека, приводящее к ожогам;

выделение озона и угарного газа приводит к удушью, головокружению, тошноте, рвоте и даже смерти. Средством индивидуальной защиты работников от воздействия электрической дуги является защитный комплект, который состоит из защитного костюма, нательного белья, термостойких перчаток, каски и обуви.

Основным показателем защитных свойств дугостойких костюмов является способность ослаблять тепловое воздействие электрической дуги на кожу человека до уровня, который не сможет вызвать тяжелые ожоговые травмы. Этот показатель устанавливается экспериментально на основании результатов испытаний, проходящих в соответствии с требованиями методики ГОСТ Р 12.4.234-2007 в аккредитованных лабораториях на специальной установке (см. рис 3.6).

Рис 3.6 Установка для проверки костюма на стойкость к электрической дуге.

В основе методики лежат подтвержденные мировым научным сообществом экспериментальные данные (эталонная кривая Столл), которые определяют предел физиологических способностей кожи человека противостоять воздействию теплового излучения до возникновения ожогов II степени. Кривая задает предельные значения скорости изменения температуры на поверхности кожи человека, которые не приведут к возникновению ожогов.

Процедура электродугового испытания пакета текстильных материалов защитного дугостойкого костюма использует показания калориметрических датчиков, одни из которых (незащищенные) фиксируют изменение температуры над поверхностью материала, а другие (защищенные) - под поверхностью. Сопоставляя показания датчиков, можно судить о способности материала ослаблять создаваемый электрической дугой тепловой поток, и установить предельный для данного материала уровень защиты от теплового излучения дуги. Соответствующие характеристики материала определяются методом статистической обработки результатов испытаний не менее 20 образцов.

Ниже показан процесс испытания и внешний вид костюма до и после воздействия электрической дуги:

Рис 3.7 Испытание защитного костюма на стойкость к электрической дуге

Рис 3.7.1 Испытание защитного костюма на стойкость к электрической дуге (продолж.)

Так же жесткий отбор проходят диэлектрические и термостойкие перчатки, каски, подшлемники и обувь. Тщательный анализ результатов испытаний позволяет определить пороговые значения энергии теплового потока, который может быть нейтрализован комплектами для защиты от электрической дуги.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте в теоретической части был рассмотрен вопрос о потерях электроэнергии в электрических сетях и мероприятиях по их снижению. Был рассмотрен вопрос о фактических потерях электроэнергии, о нормировании фактических потерь, о структуре коммерческих потерь, а так же способах их снижения. Рассмотрен вопрос об автоматизированных системах контроля и учета электроэнергии производимых в России.

В расчетной части выпускной работы были проанализированы исходные данные электрифицируемого района, составлены балансы активной и реактивной мощности протекающей в сети, выбраны устройства компенсации реактивной мощности типа БСК на каждой из подстанций потребителей. Затем, были спроектированы два варианта схем развития района по выданному заданию. Для каждой из схем были выбраны основные параметры: напряжения, сечения проводов ВЛ, мощности трансформаторов на подстанциях. Так как во всех пунктах потребления присутствуют потребители I категории, то в вариантах были учтены возможности резервирования питания потребителей, как проектированием двухцепных линий, так и установкой двух трансформаторов на подстанциях. Было произведено технико-экономическое сравнение вариантов схем развития электрической сети, по его результатам выбран вариант 1,как наиболее экономически выгодный. Для него был произведен расчет и анализ основных режимов работы сети(режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, аварийный режим при отключении одной из цепей наиболее загруженной линии, аварийный режим при отключении одного самого мощного трансформатора на подстанции), и дополнительных режимов(режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения; включение в одну из линий УПК). Анализируя режимы можно сделать вывод, что компенсирующие устройства, устанавливаемые в линии, снижают потери активной мощности P и потери напряжения у потребителя, и могут быть использованы как средство регулирования и снижения потерь в электрических сетях. Так, суммарные потери мощности во всей сети в послеаварийном режиме при отключении одной цепи наиболее загруженной линии составляют 3,0%, а в аналогичном режиме с включенным в линии УПК 2,7%. Так же одним из способов уменьшения потерь является увеличение напряжения на источнике питания: при напряжении на ИП 101% от номинального потери во всей сети составляют 2,8%, а при напряжении 105% от номинального - 2,6% . Если сравнивать два аварийных режима, послеаварийный режим при отключении одной цепи наиболее загруженной линии без УПК и послеаварийный режим при раздельной работе трансформаторов, можно сделать вывод, что характере аварии влияет на отклонение напряжения и потери мощности по-разному. Так при отключении одной цепи наиболее загруженной линии потери во всей сети больше, чем при отключении одного из наиболее мощного трансформатора. При расчете режимов работы сети напряжения в некоторых пунктах нагрузки не соответствовали требованиям ПУЭ, поэтому была произведена регулировка с использование РПН трансформатора, путем указания номера анцапфы (номер положения отпайки РПН) в программном комплексе RastrWin. Таким образом, схема является выгодной как по экономическим показателям, так и по надежности электроснабжения потребителей в рассмотренных режимах работы сети.

В разделе техника безопасности и охрана труда рассмотрен вопрос о способах и современных средствах защиты от поражения электрическим током.

ПРИЛОЖЕНИЕ

. Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

-Параметры до регулировки напряжений у потребителей:

Таблица П1.1

Результаты расчёта режима

Параметры после регулировки

Таблица П1.2

Результаты расчёта режима

.Режим наибольших нагрузок с включенными КУ

2.1 Напряжение на ИП 111,1 кВ

Параметры до регулировки напряжений:

Результаты расчёта режима Таблица П1.3

Параметры после регулировки

Результаты расчёта режима Таблица П1.4

.2 Напряжение на ИП 112,2 кВ

Параметры до регулировки

Параметры и полученные напряжения узлов

Результат расчета режима Таблица П1.5

электроэнергия мощность сеть конденсатор батарея

-Параметры после регулировки

Результаты расчёта режима Таблица П1.6

.3 Напряжение на ИП 113,3 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.7

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.8

.4 Напряжение на ИП 114,4 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.9

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.10

.5 Напряжение на ИП 115,5 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.11

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.12

3. Режим наименьших нагрузок

-Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.13

-Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.14

4. Послеаварийный режим при отключении одной цепи на наиболее загруженной линии ИП2-5

Результат расчета режима Таблица П1.15

. Послеаварийный режим при отключении самого мощного трансформатора.

Результат расчета режима Таблица П1.16

6. Послеаварийный режим при отключении одной цепи на наиболее загруженной линии ИП2-5 с включением в линию УПК.

Результат расчета режима Таблица П1.16

7. Схема принципиальная электрическая

. Графическая схема сети

Рис П1.Графическая схема сети

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. - 392 с.: ил.

.Методические указания к курсовому проекту «Развитие районной электрической сети» по учебной дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» / Сост.: Т.И. Дубровская, Л.С. Певцова, Л.В. Старощук. - Смоленск: ГОУВПО СФ МЭИ (ТУ), 2002

.Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения. М.: «Энергосетьпроект»,2007.

.Правила устройства электроустановок - 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

5.<http://www.news.elteh.ru/>

6.<http://www.energocontract.ru>

.http://www.info380.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования 

Больше работ по теме: