Расчет режимов работы Юго-Восточных электрических сетей
Содержание
Введение
. характеристика Юго-Восточных электрических сетей
.1 Обобщенная характеристика Юго-Восточных электрических сетей
.2 Характеристика оборудования Юго-Восточных электрических сетей
.3 Исходные данные для расчетов
1.4 Составление расчетной схемы замещения Юго-Восточных электрических сетей и определение ее параметров
2. Методика расчета параметров установившихся режимов электрических систем
.1 Математическая постановка задачи
.2 Методы и алгоритм расчета установившихся режимов электрических систем
2.3 Расчет параметров установившегося электрического режима
2.4 алгоритм работы программы
.5 Техническое описание, назначение и возможности программного комплекса REGIM
.5.1 Техническое описание программного комплекса REGIM
.5.2 назначение и возможности программного комплекса REGIM
.5.3 Инструкция по работе с программой расчета режимов REGIM
. Расчетные исследования установившихся режимов электрических сетей
.1 Выбор и обоснование расчетных режимов Юго-Восточных электрических сетей
.2 Вывод режима в допустимую область
.3 анализ результатов и выдача рекомендаций
.3.1 Нормальный режим работы
.3.2 Питание ПС Уральской от ПС Заозерновская №4 через шины 35 кВ ПС ККЗ №33 по ВЛ Т-10, Т-9. линии Т-1, Т-2 отключены
.3.3 Питание ПС Промбаза от ПС Городская 1 по ЛЭП С-124. При этом выключатель ТС-125 отключен на ПС Промбаза
.3.4 Питание ПС Н. Троицкая от ПС Ирбей тяговая по ЛЭП Т-65. При этом ЛЭП Т-37 на ПС Н. Троицкая отключена
.3.5 Питание ПС Переясловка от ПС Толстихино по ЛЭП Т-17. При этом ЛЭП Т-16 на ПС Переясловка отключена
.3.6 Питание ПС Рыбинская от ПС Совхозы по ЛЭП 1126-118. При этом ЛЭП С-881 на ПС Саянская-тяговая отключена
. экономическая часть
.1 Оценка влияния показателей качества электроэнергии на работу электроприёмников
. Безопасность и экологичность работы
.1 Анализ опасностей и условий поражения электрическим током в электроустановках
.2 Управление охраной труда на предприятии электрических сетей
.3 Защитные меры и средства обеспечивающие недоступность токоведущих частей, находящихся под напряжением
.4 Организационные и технические мероприятия по технике безопасности на территории восточных электрических сетей
.5 безопасность при чрезвычайных ситуациях
.6 Обеспечение пожарной безопасности
.7 Экологичность при строительстве и эксплуатации юго-восточных электрических сетей
.8 Заключение о безопасности и экологичности проекта
Заключение
список использованных источников
Введение
Расчеты установившихся режимов составляют значительную часть от общего объема исследования электрических сетей, выполняемых как на стадии проектирования сетей, так и в процессе их эксплуатации. Анализируя результаты этих расчетов, можно получить ответы на следующие практические, важные вопросы:
осуществим ли данный режим, т. е. возможна ли передача по рассматриваемой электрической сети данных мощностей;
не превышают ли токи и мощности в элементах электрической сети допустимых и предельных значений;
какие потери активной мощности в сети;
не выходит ли напряжение в узловых точках сети за заданные пределы;
как влияет отключение или включение новых элементов электрической сети (линии электропередачи, трансформаторов, нагрузок и т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме, уровни напряжений и потери.
Расчеты установившихся режимов производится для:
проверки допустимости режима при оперативном управлении, краткосрочном, долгосрочном и перспективном планировании режима;
при разрешении заявок на ремонт основного оборудования сетей;
при выборе установок противоаварийной автоматики и т. д.
кроме того, расчет режимов выполняется для решения задач оптимизации режима электрических сетей. Оптимальными являются режимы, наилучшие по какому-либо критерию, называемому критерием оптимизации. В качестве критерия может быть принят минимум потерь электроэнергии в сети.
Оперативно-диспетчерское управление в сетях осуществляется диспетчером, которому подчинены диспетчеры районов электрических сетей, оперативный персонал подстанций и оперативно-выездные бригады. Диспетчер предприятия электрических сетей (ПЭС) осуществляет следующие функции:
разрабатывает в соответствии с утвержденной схемой основной сети энергосистемы эксплуатационные схемы электрических соединений энергообъектов, находящихся в оперативном подчинении диспетчера ПЭС;
определяет допустимые нагрузки по линиям и оборудованию;
проводит оптимизацию режима электрической сети;
выбирает положение ответвлений трансформаторов, не имеющих средств регулирования под нагрузкой;
обеспечивает рациональное использование источников реактивной мощности;
разрабатывает предложения по развитию сети, замене оборудования, повышения надежности электроснабжения потребителей, снижения потерь электроэнергии в сети;
составляет программы испытания и ввода нового оборудования в сетях ПЭС;
разрабатывает годовые и месячные планы ремонтов линий и оборудования ПЭС;
прием заявок на вывод из работы или резерва оборудования, на испытания и включения нового оборудования;
рассмотрения заявок на ремонт оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении диспетчера ПЭС, с определением необходимых изменений схемы и режима электрической сети.
Для оптимального решения этих и других функций оперативно-диспетчерской службе ПЭС необходимы расчеты режимов электрической сети. Наиболее удобное и быстрое решение этой задачи можно получить на ПЭВМ, с учетом всех возможных переключений и аварийных ситуаций.
В данной дипломной работе ведется расчет нормальных режимов работы Юго-Восточных электрических сетей (ЮВЭС), при максимальных (замеры от 19.12.12 г. 10-00 ч) и минимальных (замеры от 19.06.13 г. 10-00 ч) нагрузках, а также расчет пяти ремонтных режимов. Цель расчета — определить не выходят ли параметры режима за допустимые значения. При нарушении параметрами режима допустимых значений с помощью программы REGIM можно определить номер ответвления на регуляторах коэффициента трансформации трансформаторов, при котором параметры режима будут находиться в допустимой области.
особый интерес представляет расчет зимнего режима работы сети, характеризующегося высокими нагрузками потребителей по сравнению с летним из-за включения дополнительных осветительных или электрообогревательных приборов. Поэтому при переходе на зимний режим работы на подстанциях, питающих большие нагрузки, включают дополнительный трансформатор, устанавливают более высокие коэффициенты трансформации регуляторов ПБВ.
Юго-Восточные электрические сети характеризуются большим числом трансформаций на пути от источников электроэнергии к её потребителям. Структура многоступенчатой сети достаточно сложна, она насчитывает свыше 340 узлов и свыше 350 ветвей. помимо сложной конфигурации ЮВЭС характеризуются многорежимностью. Под многорежимностью понимается не только разнообразие загрузки элементов сети в суточных и годовых графиках нагрузки при нормальном функционировании системы, вызываемое естественным изменением во времени нагрузки потребителей, но и общие режимы, возникающие при выводе различных элементов сети в ремонт или при их аварийных отключениях.
В связи с этим электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах — нормальных, ремонтных и послеаварийных.
Это значит, что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети (токи, мощности) не должны превышать допустимых значений, а параметры узлов (напряжения) должны лежать в допустимых пределах, обеспечивающих нормальную работу электрооборудования и экономическую работу электроприёмников.
1. Характеристика Юго-Восточных электрических сетей
.1 Обобщенная характеристика Юго-Восточных электрических сетей
Филиал ОАО «Красноярскэнерго» Юго-Восточные электрические сети образован 20 февраля 1964 года. Территория обслуживания включает шесть административных районов: Рыбинский, Уярский, Партизанский, Саянский, Ирбейский, Манский и города: Уяр, Бородино, Зеленогорск, Заозерный.
Юго-Восточные электрические сети не являются автономным электроэнергетическим объектом, поскольку имеет достаточно разветвленные связи с другими электросетевыми предприятиями. По линиям С-67, С-68 передается мощность в Восточные электрические сети (ВЭС) от ПС «Солянка» и ПС «Камала 2» соответственно до ПС «Канск-опорная». От ПС «Камала 1» питаются по линии Д-34, а далее по Д-33, Д-32 и Д-31 следующие тяговые подстанции 220 кВ: «Саянская», «Кравченко», «Мана», «Крол» и ПС «Щетинкино». таким образом, перечисленные подстанции образуют сеть напряжением 220 кВ. Юго-Восточные электрические сети имеет связь с Центральными электрическими сетями по линиям С-801, С-802, и еще одну связь с ВЭС по линиям С-41, С-44 до ПС «Тайшет». Перетоки мощности по всем этим связям зависят от режима работы потребителей и могут изменять направления в зависимости от того, избыток или недостаток активной и реактивной мощностей в сетях.
ключевыми подстанциями ЮВЭС являются ПС «Саянская-тяговая», «Бородинская 1» и «Камала 2». Это узловые, наиболее ответственные, с точки зрения надежности, подстанции, служащие для связи сетей различного класса напряжения, либо через них проходит межсистемный транзит мощности. остальные подстанции, образующие сеть 110 кВ, являются либо тяговыми, либо тупиковыми. Они в свою очередь являются питающими, для сети 35кВ. Благодаря наличию многократных связей между сетями 220, 110, и 35 кВ становится возможным обеспечение бесперебойной работы потребительских подстанций 35/10 кВ, большинство которых находится в замкнутых контурах 35 кВ, питающихся, в свою очередь, от независимых подстанций 110 кВ. Тем самым решается основная задача электрических сетей — обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией заданного качества.
1.2 Характеристика оборудования Юго-Восточных электрических сетей
Исходные технические данные линий электропередачи СЭС (диспетчерское наименование, марка провода, протяженность) приведены далее в таблице 1.1.
Паспортные данные силовых трансформаторов установленных на подстанциях СЭС и у потребителей приведены в таблице 1.2 [1, С. 769].
Таблица 1.1 — исходные технические данные линий электропередачи СЭС
Наименование линий электропередачиДиспетчерский номерДлина, кмМарка проводаКамала 1 — Городская 2С-013,30АС 120/19Камала 1 — Городская 2С-023,30АС 120/19Отп. на пс Городская 2С-011,00АС 120/19Отп. на пс Городская 2С-021,00АС 120/19Городская 1 — ПромбазаС-1246,11АС 120/19Городская 1 — ПромбазаС-1256,11АС 120/19Камала 1 — на ШумковоС-12249,0AC 150/24Камала 1 — на ШумковоС-12349,0AC 150/24Промбаза — отп. база отдыхаТ-275,66AC 95/16Отп. База отдыха — база отдыхаТ-271,10AC 70/11 Отп. База отдыха — М. Камала №17Т-2719,43AC 95/16 М. Камала №17 — Н. Камала №16Т-1213,1AC 95/16 Н. Камала №16 — Камала 2 тяговаяТ-111,55AC 120/19Промбаза — оп. 30Т-252,83AC 95/16Промбаза — оп. 30 Т-252,78АС 50/8Оп. 30 — Высотино Т-250,03АС 50/8Оп. 30 — АлександровкаТ-258,02AC 50/8Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6337,8AC 400/51Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6437,8AC 400/51Камала 1 — Бородинская 1С-90937,7AC 240/32Камала 1 — Бородинская 1С-91037,7AC 240/32Бородинская 1 — оп. 53С-511,38AC 185/29Оп. 30 — АлександровкаТ-258,02AC 50/8Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6337,8AC 400/51Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6437,8AC 400/51Камала 1 — Бородинская 1С-90937,7AC 240/32Камала 1 — Бородинская 1С-91037,7AC 240/32Бородинская 1 — оп. 53С-511,38AC 185/29Оп. 30 — АлександровкаТ-258,02AC 50/8Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6337,8AC 400/51Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6437,8AC 400/51Камала 1 — Бородинская 1С-90937,7AC 240/32Камала 1 — Бородинская 1С-91037,7AC 240/32Бородинская 1 — оп. 53С-511,38AC 185/29Оп. 30 — АлександровкаТ-258,02AC 50/8Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6337,8AC 400/51Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-6437,8AC 400/51Уяр тяговая — Камарчага тяговаяС-5436,70АС 185/29Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138Т-800,5АС 70/11Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138Т-810,5АС 70/11Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138Т-811,6АС 70/11Отп.ККЗ № 138 — ККЗ №138Т-801,6АС 70/11Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83Т-806,4АС 70/11Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83Т-816,4АС 70/11Отп. Первоманская № 83 — Первоманская Т-800,5АС 70/11Отп. Первоманская № 83 — Первоманская Т-810,5АС 70/11Отп. Первоманская № 83 — отп. зеленые горки Т-802,3АС 70/11Камарчага тяговая — отп. Н. ЕсауловкаТ-222,94АС 70/11Отп. зеленые горки — Зеленые горкиТ-809,6АС 70/11Т-819,6АС 70/11Отп. Н. Есауловка — Н. ЕсауловкаТ-220,65АС 70/11Отп. Н. Есауловка — ШалинскаяТ-227,78АС 70/11Шалинская — оп. 211Т-8330,0АС 50/8Отп. зеленые горки — Ветвистое № 80Т-802,3АС 70/11Т-812,3АС 70/11Оп. 211 — Б. УнгутТ-8617,03АС 50/8Оп. 211 — НарваТ-8212,0АС 50/8Сугристое — ИмбежТ-8520,0АС 35/6,2Имбеж — ПартизанскаяТ-5022,0АС 35/6,2Партизанская — Саянская тяговаяС-90519,9АС 120/19С-90619,9АС 120/19Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговаяС-4143,8АС 150/24С-4243,8АС 150/24Отп. Ирбейская тяговая — Ирбейская тяговаяС-421,27АС 150/24 Ирбейская тяговая — РассветТ-6511,06АС 70/11Рассвет — Н. ТроицкаяТ-3616,2АС 50/8Н. Троицкая — ПобедаТ-3718,4АС 70/11Победа — АгинскаяТ-3812,7АС 70/11Ирбейская тяговая — НагорнаяТ-205,31АС 70/11Отп. Ирбейская тяговая — НагорнаяС-426,10АС 150/24Отп. Ирбейская тяговая — ВЭСС-4172,57АС 150/24Нагорная -ТальскаяТ-3033,2АС 70/11Т-3133,2АС 70/11Нагорная -МаловкаТ-7012,62АС 70/11Маловка — ТумаковоТ-5913,12АС 70/11Тумаково — У. ЯрульТ-6017,9АС 70/11У. Яруль — оп.87Т-219,20АС 70/11Оп. 87 — ЛатынцевоТ-211,30АС 70/11Оп. 87 — НагорнаяТ-2110,4АС 70/11Нагорная — ВЭСС-4422,6АС 150/24Агинская — МалиновкаТ-6420,16АС 70/11Агинская — КулижниковоТ-4411,96АС 70/11Кулижниково — ИвановкаТ-4513,62АС 70/11Кравченко тяговая — В. РыбноеТ-525,01АС 70/11Кравченко тяговая — Мана тяговаяД-3250,22АС 300/39Мана тяговая — Крол тяговаяД-3141,34АС 300/39Кравченко тяговая — Саянская тяговаяД-3346,95АС 300/39Саянская тяговая — Рыбинская НПСС-88133,4АС 120/19Рыбинская НПС — ТульскаяТ-5722,54АС 70/11Тульская — В. УряТ-5416,49АС 70/11В. Уря — МежовоТ-6118,54АС 70/11Межово — Саянская тяговаяТ-716,48АС 120/19Саянская тяговая — ПУРТ-1610,3АС 95/16Т-2310,3АС 95/16ПУР -ПереясловкаТ-169,6АС 50/8Переясловка — ТолстихиноТ-1718,6АС 70/11Толстихино — СушиновкаТ-4022АС 70/11Уяр городская — оп. 25Т-414,3АС 95/16Оп. 25 — ЮлияТ-410,8АС 95/16Оп. 25 — оп. 34Т-411,1АС 95/16Оп. 34 — СушиновкаТ-414,43АС 95/16Оп. 34 — БорьбаТ-416,53АС 95/16Борьба -Уяр городскаяТ-685,4АС 70/11Уяр городская — КарьерыТ-7110,2АС 70/11Карьеры — оп. 81Т-660,053АС 70/11Оп. 81 — ГромадскаяТ-661,09АС 70/11Оп. 81 — оп.21Т-668,83АС 70/11Уяр городская — оп. 21Т-6625,96АС 70/11Оп. 21 — БалайТ-6618,88АС 70/11Балай — оп. 74Т-6710,75АС 70/11Оп. 74 — МарьевкаТ-670,05АС 70/11Оп. 74 — Уяр городскаяТ-6719,24АС 70/11Уяр городская — Н. ПятницкаяТ-7218,6АС 70/11 Н. Пятницкая — УПТФТ-2912,6АС 70/11Оп. 81 — ГромадскаяТ-661,09АС 70/11Оп. 81 — оп.21Т-668,83АС 70/11УПТФ — Буйная тяговаяТ-86,75АС 70/11УПТФ — Заозерновская №4Т-88,3АС 70/11Бородинская 1 — УральскаяТ-17,3АС 95/16Т-27,3АС 95/16Уральская — оп. 65Т-97,63АС 70/11 Оп. 65 — Заозерновская № 13Т-90,03АС 70/11 Оп. 65 — Комб. Завод № 33Т-91,6АС 70/11Заозерновская №13 — оп. 21Т-100,03АС 70/11 Оп. 21 — Комб. Завод №33Т-101,6АС 70/11 Оп. 21 — Заозерновская №4Т-103,1АС 70/11Тальская — СтепановкаТ-1929,3АС 70/11Саянская тяговая — ИннокентьевкаТ-4621,9АС 70/11Иннокентьевка — ПартизанскаяТ-4723,8АС 70/11Оп. 53 — СовхозыС-5114,7АС 120/19Северная — Степной БаджейТ-13030,6АС 95/16Бородинская 1 — ЖилпосёлокС-9151,47АС 70/11С-9161,47АС 70/11Бородинская 1 — отп. КТПБС-9177,12АС 120/19Отп. КТПБ — КТПБС-9172,20АС 120/19Отп. КТПБ — отп. КатэкС-9172,20АС 120/19Отп. Катэк — КатэкС-9172,20АС 120/19Отп. Катэк — ПромплощадкаС-9172,20АС 120/19Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22С-9187,12АС 120/19Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22С-9182,20АС 120/19Отп. Карьерная № 22 — отп. КатэкС-9182,20АС 120/19Отп. Катэк — КатэкС-9182,20АС 120/19Бородинская 1 — отп. КТПБС-9177,12АС 120/19Отп. КТПБ — КТПБС-9172,20АС 120/19Отп. КТПБ — отп. КатэкС-9172,20АС 120/19Отп. Катэк — КатэкС-9172,20АС 120/19Отп. Катэк — ПромплощадкаС-9172,20АС 120/19Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22С-9187,12АС 120/19Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22С-9182,20АС 120/19Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22С-9182,20АС 120/19Отп. Карьерная № 22 — отп. КатэкС-9182,20АС 120/19Отп. Катэк — КатэкС-9182,20АС 120/19Тальская — Подсобное хозяйствоТ-3225,0АС 70/11Т-3325,0АС 70/11Тальская — Подсобное хозяйствоТ-3225,0АС 70/11Отп. Первоманская № 83 — отп. зеленые горкиТ-812,3АС 70/11
1.3 Исходные данные для расчетов
При расчете установившегося режима наибольший интерес представляет расчет режимов работы электрических сетей в зимний период. По сравнению с летним периодом, он характеризуется более напряженной работой всех элементов сети. Выключатели, отключенные в данном режиме работы, указаны в таблице 1.6, отключенные ветви ЛЭП и трансформаторов указаны в таблице 1.7. В качестве исходных данных использована карта замеров нагрузок и напряжений по подстанциям Юго-Восточных электрических сетей. Замеры нагрузок по подстанциям СЭС, сделанные 16 декабря 2012 года в 1000 часов, приведены в таблице 1.3. В таблице приведены также данные о положении РПН и ПБВ трансформаторов в часы контрольных замеров.
Таблица 1.3 — Контрольные замеры нагрузок и напряжений
ПодстанцияНомер транс.Активная нагрузка, МВтРеактивная нагрузка, МварНапряжение, кВНомер отпайкиСННННСННВСНРПН, ПБВУяр-город11,540,73227,736,510,4920,57025227,735,610,29Балайская10,570,2436,310,7920,010,4736,310,81Н. Пятницкая10,250,135,410,6220,320,1435,410,52Сушиновка10,080,0535,310,5120,750,3735,310,41Толстихино11,00,4735,110,7220,180,0735,110,92Юлия12,271,0835,46,33Борьба10,520,2336,510,7220,370,1635,310,71Карьеры10,760,35118,036,432Бородинская11,030,410,66,2823,121,4510,76,11Рыбинская11,810,77117,36,0524,320,52114,76,11Совхозы10,640,34114,710,41920,030,02114,710,219Заозерновская 411,590,41113,610,7823,070,86114,010,06Заозерновская 1310,830,3837,16,6320,510,2137,46,73Солянка11,050,51113,610,1821,250,61113,610,47Александровка10,380,1735,210,4220,390,1737,011,02УПТФ10,160,0636,910,3220,80,3935,410,42Переясловка10,560,2636,010,7320,450,2236,010,73Н. Камала10,730,3337,610,2320,340,1437,610,53М. Камала10,250,1137,610,7323ККЗ-3312,541,2137,310,1222,411,1537,010,53Высотино11,00,4735,210,43Тульская10,080,0235,010,6320,380,135,010,63Марьевка10,080,0336,410,91Нагорная12,02,72,031,28118,735,710,0321,892,890,871,37118,736,110,12У. Яруль11,949,101,080,20113,337,06,4321,4910,81,700,10114,637,06,43Рассвет11,360,82118,037,0322Тальская15,200,20113,36,1320,700,10114,96,13Степановка12,200,10113,76,13Тумаково10,610,2835,710,632В. Уря10,60,2936,210,7220,20,0735,010,82Н. Троицкая10,740,3435,210,332Маловка10,330,1435,910,5320,190,0735,910,53Подсобное Хозяйство10,050,0235,110,3220,130,0935,810,52Партизанская10,91,858,350,39118,237,010,3320,842,029,300,54118,237,010,31Имбеж10,440,1736,510,9120,360,1336,510,93Иннокентьевка10,180,0636,210,7120,430,1736,210,81Ивановка10,150,0235,010,8320,450,0936,210,43В. Рыбное10,190,0635,010,51Степной Баджей10,390,1235,610,52Агинская12,870,73117,610,1223,440,8117,510,11Межово 10,10,0436,411,0220,110,0436,4 11,02Кулижниково10,310,1335,010,5320,820,3835,010,617Унер10,350,07118,110,31820,740,28118,110,41Малиновка10,310,1335,210,4120,170,0635,210,53Победа10,440,1935,610,852Шалинская12,61,2435,810,9322,291,0935,810,71Первоманская10,180,0736,56,4221,950,9236,46,52Сугристое10,110,0436,510,9120,160,0636,510,52Ветвистое10,860,436,511,0220,360,1536,410,92ККЗ-13811,330,6210,610,6120,650,3710,910,91Нарва11,250,5835,010,84зеленые горки10,10,0236,410,7120,080,0236,510,61Уяр-тяговая15,08,03,01,0113,136,626,742Камарчага-тяговая112,612,06,558,0115,236,627,252Уральская10,340,1537,76,3521,780,8436,96,55Ирбейская-тяговая10,73,960,322,38118,636,828,412Буйная-тяговая10,71,733,340,84114,037,026,81020,161,953,142,62114,037,026,810Камала 211,358,00,64,0114,337,626,7112Громадская11,010,4435,06,16Кравченко-тяговая11,185,280,34,62228,236,326,51722,351,851,871,49228,236,326,517Мана-тяговая10,91,2228,329,710,51721,090,17228,329,710,517
.4 Составление расчетной схемы замещения Юго-Восточных электрических сетей и определение ее параметров
Для выполнения расчета установившегося режима Юго-Восточных электрических сетей необходимо составить схему замещения, представляющую собой совокупность схем замещения отдельных элементов сети (трансформатор, линия электропередачи), соединенных между собой в том же порядке, что и в реальной схеме.
Линии электропередач представляются П-образной схемой замещения (рисунок 1.1), а для трансформаторов используется Г-образная схема (рисунок 1.2) или многолучевая звезда [1].
Линии электропередачи характеризуются продольным сопротивлением:
л = Rл+jXл,
где Rл — активное сопротивление линии;л — индуктивное сопротивление линии.
Поперечной проводимостью:
где Gл — активная проводимость линии;л — ёмкостная проводимость линии.
Для линий электропередач поперечным элементом схемы замещения является емкостная проводимость, обусловленная емкостью между проводами фаз ВЛ и поверхностью земли.
Активная проводимость линии соответствует двум видам потерь активной мощности: от тока утечки через изоляторы и потерями на корону. Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощности в изоляторах можно пренебречь. потери на корону в сетях до 220 кВ также невелики, поэтому при расчете активная проводимость не учитывается.
Активная проводимость возникает из-за вихревых полей вокруг обмоток, приводящих к нагреванию находящихся вблизи металлических составных частей трансформатора: бак трансформатора, токопроводы, радиаторы, ограждение и так далее. Реактивная проводимость, обусловлена потерями реактивной мощности в магнитопроводе трансформатора, из-за явлений намагничивания стали и гистерезиса.
рисунок 1.1 — Схема замещения линии электропередачи
параметров:
л = rо · l,л = xo · l,л = bo · l,
где ro, хо, bo — удельное активное, реактивное сопротивление и емкостная проводимость линии;- длина линии электропередачи.
Проведем расчет параметров схемы замещения линии Д-32 (220 кВ) Кравченко-тяговая — Мана-тяговая, протяженностью 50,22 км. По данным, полученным в ОДС Юго-Восточных сетей, удельные параметры провода АC 300/39, которым выполнена линия, имеют следующие значения
rо = 0,108 Ом/км;о = 0,422 Ом/км;о = 2,71 · 10-6 См/км.
Проведем расчет по вышеописанным формулам
л = 0,108 · 50,22 = 5,42 Ом;л = 0,422 · 50,22 = 21,2 Ом;л = 2,71 · 50,22 = 136,1 мкСм.
Таблица 1.4 — Расчетные параметры ЛЭП
Направление линийКод ЛЭПРасчетные данныеR, ОмX, ОмB, мкСм12345Камала 1 — Городская 2С-010,870 1,370 8,72Камала 1 — Городская 2С-020,870 1,370 8,72Отп. на пс Городская 2С-010,270 0,420 2,69Отп. на пс Городская 2С-020,270 0,420 2,69Городская 1 — ПромбазаС-1241,521 2,61016,25Городская 1 — ПромбазаС-1251,521 2,61016,25Промбаза — отп. база отдыхаТ-271,732 2,38015,90Отп. База отдыха — база отдыхаТ-270,4710,4803,00 Отп. База отдыха — М. Камала №17Т-275,9468,18054,60 М. Камала №17 — Н. Камала №16Т-124,0095,52036,81 Н. Камала №16 — Камала 2 тяговаяТ-110,3860,6404,42Промбаза — оп. 30Т-250,8701,1907,95Промбаза — оп. 30 Т 251,6401,2307,37Оп. 30 — Высотино Т-250,0200,0100,08Оп. 30 — АлександровкаТ-254,7503,55021,25Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-633,43015,10113,50Камала 1 — Камала 2 тяговаяС-643,43015,10113,50Камала 1 — Бородинская 1С-9094,52015,27105,90Камала 1 — Бородинская 1С-9104,52015,27105,90Бородинская 1 — оп. 53С-510,2400,4903,40Оп. 53 — Камала 2 тяговаяС-511,9204,62031,90Бородинская 1 — Камала 2 тяговаяС-522,0305,16034,38Камала 2 тяговая — Солянка № 28С-651,5806,94042,69Камала 2 тяговая — Канск опорнаяС-682,73011,9573,52Солянка № 28 — Канск опорнаяС-672,1709,52058,56Уяр городская №25 — отп. Заозерновская 4С-8058,93021,50155,40Камала 2 тяговая — отп. Заозерновская № 4С-8053,97010,1267,38Камала 2 тяговая — отп. Заозерновская № 4С-8063,97010,1267,38отп. Заозерновская № 4 — Заозерновская № 4С-8050,480 1,1507,90отп. Заозерновская № 4 — Заозерновская № 4С-8060,4801,1507,90Уяр городская № 25 — отп. Уяр тяговаяС-530,5901,4309,90Буйная тяговая — отп. Уяр тяговаяС-54 5,10012,1583,80отп. Уяр тяговая — Уяр тяговаяС-530,4591,1007,61отп. Уяр тяговая — Уяр тяговаяС-540,4591,1007,61Уяр тяговая — Камарчага тяговаяС-536,39015,38106,1Уяр тяговая — Камарчага тяговаяС-546,39015,38106,1Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138Т-800,1600,2101,37Камарчага тяговая — отп. ККЗ № 138Т-810,1600,2101,37Отп.ККЗ № 138 — ККЗ № 138Т-810,6850,6914,37Отп.ККЗ № 138 — ККЗ №138Т-800,6850,6914,37Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83Т-802,7402,76017,47Отп. ККЗ № 138 — отп. Первоманская № 83Т-812,7402,76017,47Отп. Первоманская № 83 — Первоманская Т-800,2100,2201,36Отп. Первоманская № 83 — Первоманская Т-810,2100,2201,36Отп. Первоманская № 83 — отп. Зел. горки Т-800,7600,9406,30Отп. Первоманская № 83 — отп. Зел. горкиТ-810,7600,9406,30Отп. зеленые горки — Зеленые горкиТ-804,1104,15026,21Отп. зеленые горки — Зеленые горкиТ-814,1104,15026,21Отп. зеленые горки — Ветвистое № 80Т-800,7600,9406,30Отп. Зеленые горки — Ветвистое № 80Т-810,7600,9406,30Камарчага тяговая — отп. Н. ЕсауловкаТ-221,2581,2708,03Отп. Н. Есауловка — Н. ЕсауловкаТ-220,2780,2811,77Отп. Н. Есауловка — ШалинскаяТ-223,303,36121,24Шалинская — оп. 211Т-8317,7613,2979,50Оп. 211 — Б. УнгутТ-8610,087,5445,13Оп. 211 — НарваТ-827,105,3231,80Сугристое — ИмбежТ-8515,808,9051,80Имбеж — ПартизанскаяТ-5017,389,7956,98Партизанская — Саянская тяговаяС-9054,958,5052,93Партизанская — Саянская тяговаяС-9064,958,5052,93Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговаяС-418,6718,40118,3Саянская тяговая — отп. Ирбейская тяговаяС-428,6718,40118,3Отп. Ирбейская тяговая — Ирбейская тяговаяС-420,2510,5333,43 Ирбейская тяговая — РассветТ-654,734,7830,19Рассвет — Н. ТроицкаяТ-369,597,1842,93Н. Троицкая — ПобедаТ-377,877,9550,23Победа — АгинскаяТ-385,445,4934,67Ирбейская тяговая — НагорнаяТ-202,272,2914,50Отп. Ирбейская тяговая — НагорнаяС-421,212,5616,47Отп. Ирбейская тяговая — ВЭСС-4114,729,2192,3Нагорная -ТальскаяТ-3114,214,390,64Нагорная -МаловкаТ-705,405,4534,45Маловка — ТумаковоТ-595,615,6735,82Тумаково — У. ЯрульТ-607,667,7348,87У. Яруль — оп. 87Т-213,943,9725,12Оп. 87 — ЛатынцевоТ-210,5560,5623,55Оп. 87 — НагорнаяТ-214,454,4928,39Нагорная — ВЭСС-444,759,4061,92Тальская — Подсобное хозяйствоТ-3210,710,868,25Тальская — Подсобное хозяйствоТ-3310,710,868,25Агинская — МалиновкаТ-648,638,7155,04Агинская — КулижниковоТ-445,125,1732,65Кулижниково — ИвановкаТ-455,835,8837,18Кравченко тяговая — В. РыбноеТ-522,142,1613,68Кравченко тяговая — Мана тяговаяД-324,9221,5132,6Мана тяговая — Крол тяговаяД-314,0517,7109,1Кравченко тяговая — Саянская тяговаяД-334,6020,1123,9Саянская тяговая — Рыбинская НПСС-8818,3214,388,84Рыбинская НПС — ТульскаяТ-579,659,7461,53Тульская — В. УряТ-547,067,1245,02В. Уря — МежовоТ-617,948,0150,61Межово — Саянская тяговаяТ-74,106,8246,97Саянская тяговая — ПУРТ-163,154,3428,94Саянская тяговая — ПУРТ-233,154,3428,94ПУР -ПереясловкаТ-165,684,2525,44Переясловка — ТолстихиноТ-177,968,0450,78Толстихино — СушиновкаТ-409,429,5060,06Уяр городская — оп. 25Т-411,321,8112,08Оп. 25 — ЮлияТ-410,2450,3372,25Оп. 25 — оп. 34Т-410,3370,4633,09Оп. 34 — СушиновкаТ-411,361,8612,45Оп. 34 — БорьбаТ-412,002,7518,35Борьба -Уяр городскаяТ-682,312,3314,74Уяр городская — КарьерыТ-714,374,4127,85Карьеры — оп. 81Т-660,0230,0230,145Оп. 81 — ГромадскаяТ-660,4660,4712,98Оп. 81 — оп.21Т-663,783,8124,10Уяр городская — оп. 21Т-6611,1111,2170,87Балай — оп. 74Т-674,604,6429,35Оп. 74 — МарьевкаТ-670,0210,0220,136Оп. 74 — Уяр городскаяТ-678,238,3152,52Уяр городская — Н. ПятницкаяТ-727,968,0450,78 Н. Пятницкая — УПТФТ-295,395,4434,40УПТФ — оп. 19Т-82,872,8918,29Оп. 19 — Заозерновская №4Т-80,6800,6904,37Оп. 19 — БуйнаяТ-80,0200,0200,140Бородинская 1 — УральскаяТ-12,233,0720,51Бородинская 1 — УральскаяТ-22,233,0720,51Уральская — оп. 65Т-93,273,3020,83 Оп. 65 — Заозерновская № 13Т-90,0130,0130,082 Оп. 65 — Комб. Завод № 33Т-90,6850,6914,37Заозерновская №13 — оп. 21Т-101,331,348,46 Оп. 21 — Комб. Завод №33Т-100,6850,6914,37 Оп. 21 — Заозерновская №4Т-100,0130,0130,082Тальская — СтепановкаТ-1912,5412,6679,99Саянская тяговая — ИннокентьевкаТ-469,379,4659,79Иннокентьевка — ПартизанскаяТ-4710,1910,2864,97Оп. 53 — СовхозыС-513,666,3039,10Северная — Степной БаджейТ-1309,3612,8885,99Бородинская 1 — ЖилпосёлокС-9150,6300,6203,60Бородинская 1 — ЖилпосёлокС-9160,6300,6203,60Бородинская 1 — отп. КТПБС-9171,923,0019,10Отп. КТПБ — КТПБС-9170,5900,9305,90Отп. КТПБ — отп. КатэкС-9170,5900,9305,90Отп. Катэк — КатэкС-9170,5900,9305,90Отп. Катэк — ПромплощадкаС-9170,5900,9305,90Бородинская 1 — отп. Карьерная № 22С-9181,923,0019,10Отп. Карьерная № 22 — Карьерная № 22С-9180,5900,9305,90Отп. Карьерная № 22 — отп. КатэкС-9180,5900,9305,90Отп. Катэк — КатэкС-9180,5900,9305,90Отп. Катэк — ПромплощадкаС-9180,5900,9305,90
Двухобмоточный трансформатор представляется Г-образной схемой замещения.
рисунок 1.2 — Г-образная схема замещения двухобмоточного трансформатора
Продольная часть схемы замещения содержит Rт и Хт — активное и реактивное сопротивление трансформатора.
Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной и приведенной к ней вторичной обмоток.
При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадрат коэффициента трансформации.
Поперечная ветвь (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей Gт и Bт. Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания Im. Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.
Для каждого трансформатора известны следующие параметры (паспортные данные):ном — номинальная мощность, МВ·А;в.ном, Uн.ном — номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения, кВ;х — активные потери холостого хода, кВт;х — ток холостого хода, %;к — потери короткого замыкания, кВт;к — напряжение короткого замыкания, %.
По этим данным определяются все параметры схемы замещения трансформатора (сопротивления и проводимости), а также потери мощности в нем.
Параметры поперечной части схемы замещения, См
, (1.1)
. (1.2)
параметры продольной части схемы замещения, Ом
, (1.3)
. (1.4)
Проведем расчет параметров схемы замещения трансформатора ТДН-16000/110 подстанции Карьерная №22 по вышеописанным формулам.
Паспортные данные взяты из таблицы 1.2.
Паспортные данные трансформатора взяты из таблицы 1.2.
ном = 16 МВ·А; Iх = 0,7%;х = 19,0 кВт; uк = 10,5%;к = 85,0 кВт; Uном = 115 кВ;
См;
См;
Ом;
Ом.
Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора приведена на рисунке 1.3. Как и для двухобмоточного трансформатора, сопротивление обмоток низшего и среднего напряжений приведены к высшему напряжению.
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов задаются три значения потерь короткого замыкания по парам обмоток pк,вн, pк,вс, pк,сн или на одну пару обмоток ΔPкв-с , три напряжения короткого замыкания по парам обмоток uк,вн, uк,вс, uк,сн [1, С.127].
Напряжения КЗ для лучей схемы замещения uк,в, uк,с, uк,н, %
,
,
.
рисунок 1.3 — Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора
По найденным значениям uк,в, uк,с, uк,н определяются реактивные сопротивления обмоток Хв, Хс, Хн по выражению (1.4) для двухобмоточного трансформатора.
Реактивное сопротивление одного из лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора (обычно среднего напряжения) близко к нулю.
Для трехобмоточных трансформаторов с одинаковыми мощностями обмоток суммарные потери КЗ поровну распределяются между соответствующими обмотками, то в этом случае активные сопротивления для лучей схемы замещения вычисляются по формуле
Ом. (1.5)
Для автотрансформатора активные сопротивления Rв и Rс рассчитываются аналогично, но так как мощность обмотки НН равна 50% от номинальной, активное сопротивление Rн определяется по формуле
, (1.6)
где — коэффициент приведения, равный 0,5 [1, С. 133].
параметры поперечной части схемы замещения для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определяются по формулам (1.1) и (1.2).
Проведем расчет параметров схемы замещения автотрансформатора
АТДТНГ-60000/220/110 Саянская-тяговая. Паспортные данные взяты из таблицы 1.2.
Sном = 60 MB·A; uк,сн = 23,8%;
pх = 85 кВт; pк,вс = 204 кВт;
Iх = 2,0%; Uв.ном = 220 кВ; uк,вс = 9,5%; Uс.ном = 121 кВ;
uк,вн = 34,5%; Uн.ном = 11 кB.
Определим напряжения КЗ, соответствующие лучам схемы замещения:
;
;
.
Расчетные параметры схемы замещения автотрансформатора в соответствии с (1.1-1.6)
См;
См;
Ом;
Ом;
Ом;
Ом;
Ом.
Расчетные параметры трансформаторов и автотрансформаторов сведем в таблицу 1.5. При составлении схемы замещения следует отметить, что положение РПН (ПБВ), принятые на карте контрольных замеров, представлены в следующей классификации:
РПН ± 12 1,0% — от 1 до 25;
РПН ± 9 1,78% — от 1 до 19;
РПН ± 8 1,5% — от 1 до 17;
РПН ± 6 1,5%, ± 6 2,0 % — от 1 до 13;
РПН ± 4 2,5% — от 1 до 9;
ПБВ ± 2 2,5% — от 1 до 5.
здесь, например для РПН ± 9 × 1,78 первому положению по замерам соответствует девятое положение РПН в программе, десятому — нулевое положение РПН, а девятнадцатому — минус девятое. следовательно, для подстанции Малиновка, имеющей на карте контрольных замеров восьмое положение РПН, в программе положение РПН будет вторым. Аналогично производится перерасчет положений ответвлений РПН для других подстанций.
Таблица 1.6 — Отключенные выключатели, секционные разъединители
место установки выключателя, секционного разъединителяСторонаНомера узлов по схеме замещенияПС Камарчага-тяговаяВН1174-1173СН1173-1197ПС Буйная-тяговаяВН3514-3513НН1159-1160ПС УПТФВН3516-3517ПС Уяр городскаяСН3521-3520ПС Уяр-тяговаяВН1169-1170ПС Н. ПятницкаяВН3519-3518ПС ККЗ №138ВН3709-3710ПС КарьерыВН3604-4006ПС ПервоманскаяВН3942-3943ПС СугристоеВН3702-3701ПС ИмбежВН3554-3553ПС ИвановкаВН4001-3559ПС зеленые горкиВН3716-3715ПС Заозёрновская 4ВН1156-1155ПС АлександровкаВН1034-1036ПС Камала 2ВН1103-1102НН2702-2701ПС Пром. базаВН1181-1182НН1006-1005ПС БалайВН3601-3602ПС М. КамалаВН3505-3504НН3505-1009ПС БорьбаВН3597-4009ПС СушиновкаВН3594-3595ПС ТолстихиноВН3593-3592ПС ПереясловкаВН3044-3011ПС ПартизанскаяВН1151-1152СН3550-3549ПС ИннокентьевкаВН3548-3547ПС СолянкаВН1119-1120ПС РыбинскаяВН1127-1126ПС СовхозыВН118-1125ПС РаздолинскаяВН1110-1109СН3532-3531ПС Комб. Завод №33ВН3527-3526ПС Заозёрновская №13ВН4004-4005ПС УральскаяВН3528-3529ПС ТульскаяВН3545-3544ПС РассветВН3571-3570ПС Н. КамалаВН3503-3502ПС ПУРВН3589-3811ПС МежовоВН3540-3541ПС В. УряВН3542-3543ПС МалиновкаВН3564-3563ПС КулижниковоВН3560-3561ПС УнерВН1185-1186ПС ЖилпосёлокВН1113-1114ПС Подсобное хозяйствоВН3579-3580ПС ПобедаВН3567-3566ПС Н. ТроицкаяВН3569-3568ПС Ирбейская тяговаяВН1135-1134ПС ТальскаяВН3576-3577ПС АгинскаяВН1147-1148СН3562-3265ПС НагорнаяВН1138-1139СН3573-3574ПС МаловкаВН3588-3587ПС ТумаковоВН3586-3585ПС У. ЯрульВН3584-3583
Таблица 1.7 — Отключенные ветви ЛЭП и трансформаторов
Наименование ветвиНомера узлов по схеме замещения1Т ПС Подсобное хозяйство3580-10602Т ПС Тумаково3585-10551Т ПС Н. Троицкая3569-10651Т ПС Победа3566-10682Т ПС М. Камала №173505-10092Т Ирбейская-тяговая1134-11371Т Саянская-тяговая2202-2204Средняя сторона ПС Рыбинская 2Т1128-3546Средняя сторона Камала 2-тяговая 1Т1105-3501Средняя сторона Камала 2-тяговая 2Т1104-35011Т ПС Буйная-тяговая3513-1161Средняя сторона Камарчага-тяговая 2Т1197-3706Низкая сторона Камарчага-тяговая 1Т1198-27272Т ПС Карьеры4006-1016Низкая сторона ПС Уяр-тяговая 1Т1171-2710Средняя сторона ПС Уяр-тяговая 2Т1172-3606Т-48 отпайка Кравченко-тяговая-В. Рыбное3558-3556Т-84 Шалинская-Сугристое3703-3702Средняя сторона ПС Мана-тяговая 2Т2209-2707Низкая сторона ПС Мана-тяговая 1Т2210-3608Средняя сторона ПС Партизанская №47 2Т1153-3550Т-46 Саянская-тяговая-Иннокентьевка 463539-3547Т11 Камала 2-тяговая-Н. Камала3501-3502Т65 Ирбейская-тяговая-Рассвет3572-3571Т20 Нагорная-Ирбейская-тяговая3573-3572Т32 Тальская-Подсобное хозяйство3576-35792. методика расчета параметров установившихся режимов электрических систем
.1 Математическая постановка задачи
Расчет УР электрических систем заключается в определении напряжений в узлах системы, используя которые определяются потокораспределения и потери мощности в электрических сетях (ЭС) [4]. Математически эта задача формулируется как решение системы нелинейных уравнений, описывающих режим. Основой математического описания являются законы Ома и Кирхгофа. Наиболее удобным для реализации на ЭВМ являются уравнения узловых напряжений (УУН), связывающие напряжения в узлах ЭС и мощности (токи), подводимые к этим узлам, через параметры схемы.
В данном программном комплексе используются УУН в форме баланса мощностей [2]
, i = 1,2,…n (2.1)
или в матричном виде
,
где матрица собственных и взаимных проводимостей обладает следующими свойствами:
; ; .
В данных уравнениях функция ωSi комплексных переменных соответствует небалансу полной мощности в i-узле, n+1числу узлов ЭС, включая балансирующий с заданным напряжением Uб и заданной фазой δ, равной нулю.
Для построения алгоритма расчета параметров УР на ЭВМ необходимо оперировать УУН с вещественными величинами. Тогда система УУН в прямоугольных координатах в форме баланса активных и реактивных мощностей имеет следующий вид
, (2.2)
,
где i = 1, 2,…, n; ; — векторы действительных и мнимых составляющих напряжений, относительно которых решается данная система уравнений.
Функции (2.2) описывают небалансы активных и реактивных мощностей в i-ом узле, которые определяются как разница между расчетными и заданными значениями мощностей
, (2.3)
.
Выбор данной формы УУН и разделения переменных обусловлен более высокой сходимостью и меньшей трудоемкостью итерационных процессов решения в прямоугольной системе координат, чем в полярной.
УУН (2.2) справедливы для ЭС, где нагрузки учтены значениями требуемой мощности, принимаемой либо неизменной, либо изменяющейся в соответствии со статическими характеристиками.
Если генерация задана активной мощностью и модулем напряжения, то вместо соответствующих уравнений баланса реактивной мощности (2.3) учитываются квадратные уравнения
i = 1, 2,…, n. (2.4)
Эти генераторные узлы являются базисными по напряжению и балансирующими по реактивной мощности, пределы изменения которой
(2.5)
задаются константами, зависящими от допустимой перегрузки генератора по токам ротора и статора.
таким образом, для определения напряжений в узлах ЭС решается двухмерная система нелинейных алгебраических УУН (2.2),(2.4). При подстановке точных решений функции небалансов обращаются в нуль.
точное решение системы нелинейных уравнений можно получить лишь теоретически как результат бесконечного итерационного процесса. практически решение уравнений УР считается достигнутым, если на данной итерации каждое уравнение сбалансировано погрешностью η:
(2.6)
i = 1, 2,…, n
2.2 методы и алгоритм расчета установившихся режимов электрических систем
Решение системы нелинейных уравнений представляет наиболее трудоемкую часть алгоритма расчета на ЭВМ параметров режима. Определение напряжений из уравнений (2.2), (2.4) принципиально возможно, однако нелинейность УУН не позволяет напрямую решить эту задачу. Они вычисляются методом последовательных итераций по методу Ньютона первого порядка. Основное достоинство метода заключается в быстрой и устойчивой сходимости, что позволяет надежно определить параметры нормальных, а также тяжелых и близких к предельным электрических режимов.
Уравнение (2.6) в матричном виде запишется следующим образом
(2.7)
Метод Ньютона заключается в замене решения нелинейных уравнений решением систем линейных уравнений путем линеаризации первых. Последнее можно получить с помощью ряда Тэйлора. Если принять текущие (искомые) значения переменных U(k), лежащих в достаточно малых окрестностях ΔU = U(k) — U(0) относительно начальных (исходных) значений U(0), то решаемые УУН приближенно можно представить следующим линейным отрезком ряда Тэйлора
, i = 1, 2, …, n
или в матричном виде
.
Если учесть, что в точке решения небалансы уравнения равны нулю, обозначив поправки искомых уравнений как ΔUj = Uj — Uj(0), получим линеаризованные УУН
, i = 1, 2,…, n (2.8)
или в матричном виде
,
где — производные, образующие матрицу Якоби.
Так как используются первые производные, то метод Ньютона относится к методам первого порядка.
Если во всех узлах ЭС заданы активные и реактивные мощности (узлы P, Q — const), то система линейных уравнений имеет вид
, (2.9)
где , , , —
квадратные матрицы — блоки размера n производных небалансов активной и реактивной мощностей по действительным и мнимым составляющим напряжений узлов;
— вектор-функции небалансов активных и реактивных мощностей в узлах, вычисляемых по формулам (2.2);
— векторы поправок искомых переменных .
Производные вычисляются следующим образом:
диагональные элементы
,
, (2.10)
,
.
недиагональные элементы
, , (2.11)
, .
В выражениях производных собственные и взаимные проводимости узлов численно определяются с учетом комплексных коэффициентов трансформации
, , .
Недиагональные элементы матрицы Якоби нулевые, если узел j непосредственно не связан с узлом i . Для схем реальных ЭС размером в несколько сотен узлов количество ненулевых элементов в матрице Якоби значительно меньше нулевых. Такие матрицы большого размера 2n × 2n характеризуется как слабо заполненные или разреженные. Заполненность матриц систем линейных уравнений для таких схем не превышает 1-3% [3].
Если схема ЭС имеет опорные генераторные узлы, то в матрице Якоби диагональные элементы производных реактивных небалансов заменяются производными уравнений (2.4) вида
, , i = 1, 2,…, n.
Число уравнений узловых напряжений (2.2), (2.4) также остается равным 2n. Для того чтобы увеличить скорость решения системы линейных уравнений, решение производится методом упорядоченного исключения переменных по Гауссу с использованием поэлементной формы представления обратной матрицы коэффициентов и минимизаций общего количества ненулевых элементов. Определение поправок напряжения из линеаризованных уравнений (2.9) соответствует внутреннему итерационному процессу метода Ньютона. Уточнение значений переменных на k-ом шаге выполняется в соответствии с выражениями
, , i = 1, 2,…, n. (2.12)
При этом для опорных генераторных узлов неизвестные значения реактивной мощности вычисляются в процессе расчета по формуле (2.2) для реактивной мощности.
Модуль напряжения в опорных узлах поддерживается неизменным, если расчетные значения реактивной мощности источника находятся в допустимых пределах (2.4).
Если полученное значение реактивной мощности нарушает пределы, то расчетная величина заменяется нарушенным пределом и данный узел становится неопорным, его напряжение определяется из решения уравнений (2.9).
Получив на k-ой итерации значения неизвестных и соответствующие им невязки уравнений (2.2), расчет напряжений заканчивается, если погрешность балансирования уравнений не более допустимой величины η:
i = 1, 2, …, n. (2.13)
Величина допустимой невязки УУН зависит от назначения расчета, класса номинального напряжения рассчитываемой сети и других факторов. Так, при расчете режимов районных ЭС В итоге отметим, что итерационный процесс вычисления напряжений методом Ньютона осуществляется в соответствии со следующей схемой:
а) определение расчетных мощностей узлов и небалансов уравнений (2.2);
б) вычисление элементов, формирование матрицы Якоби (2.10), (2.11) и решение линеаризованных уравнений (2.9);
в) уточнение искомых напряжений в узлах по (2.12);
г) контроль точности решения в соответствии с (2.13) и так далее, до сходимости итерационного процесса, то есть до выполнения условия (2.13), или фиксации его расходимости.
.3 Расчет параметров установившегося электрического режима
После решений уравнений УР и получения напряжений в узлах ЭС выполняется второй этап задачи.
Это расчет потокораспределения мощностей и токов в схеме, потерь мощности в ветвях, мощности балансирующего источника и другие; также определяются суммарные параметры электрического режима: заданная мощность линий, потери мощности в линиях, трансформаторах и шунтах сети, потребление и генерация во всей ЭС [5].
электрический режим ЭС однозначно определяется значениями напряжений в узлах, которые в практических целях обычно представляются в виде модулей
. (2.14)
и фаз напряжений
. (2.15)
другие параметры режима определяются в цикле обхода системы на основе классических соотношений теории электрических цепей через найденные значения напряжений и заданные параметры схемы.
При этом каждая ветвь ij схемы (кроме поперечных) просматривается с двух сторон. Вычисление проиллюстрируем с двух сторон. Вычисления проиллюстрируем на фрагменте сети (рисунок 2.1), содержащей продольные и поперечные элементы.
рисунок 2.1 — Фрагмент схемы замещения сети
Для продольной ветви ij со стороны узла j имеем
. (2.16)
Мощности по ветвям находятся по формулам
, (2.17)
. (2.18)
Эти мощности отличаются друг от друга на величину потерь мощности
. (2.19)
В последнем выражении учтено, что произведение комплексно-сопряженных чисел равно квадрату их модуля.
потери мощности для всей сети
i≠j (2.20)
Заданная мощность в начале линии
(2.21)
и во всей ветви
. (2.22)
Мощность балансирующего (n+1) узла
. (2.23)
Для поперечных ветвей схемы отметим:
фазный ток ветви на землю
. (2.24)
фазный ток шунта при известной нагрузке
. (2.25)
трехфазная мощность (потери) шунта
. (2.26)
Поток в начале ветви с учетом мощности шунта
(2.27)
Если к узлу i примыкает j продольных ветвей, то расчетная нагрузка узла находится по формуле
(2.28)
Тогда с учетом заданной нагрузки в узле небалансы мощностей узла (2.3)
, (2.29)
строго и естественно характеризуют точность решения уравнений установившегося режима.
.4 алгоритм работы программы
Алгоритм расчета параметров установившегося режима ЭС поясняется укрупненной блок-схемой, представленной на рисунке 2.2, и состоит из трех основных частей:
— ввод, обработка, вывод исходных данных и формирование уравнений установившегося режима охватывается блоками 1-4;
— решение уравнений, описывающий режим, и непосредственный расчет параметров установившегося состояния ЭС характеризуется блоками 5-15;
— вывод параметров электрического режима, переход к новой схеме или завершение расчетов отражены в блоках 16-25.
Суть алгоритма программы заключается в следующем:
блок 1: ввод исходных данных (считываются данные о параметрах ЭС и программных констант, подготовленные заранее на магнитном диске с помощью экранного редактора);
— блок 2: обработка данных (осуществляется сортировка данных по их виду; подсчитывается количество узлов, ветвей, выделяются опорные генераторные узлы, балансирующий узел, ветви линий, трансформаторов, реакторов; выполняется расчет проводимостей ветвей и узлов, формирование матриц проводимостей в виде сквозных списков, перенумерация узлов ЭС и определяются ранги исходной схемы, что позволяет упростить подготовку исходной информации за счет возможности ее произвольного ввода; перенумерация узлов осуществляется внутри алгоритма, а все внешние ссылки и сообщения поступают в заданной (исходной) нумерации. При этом производится контроль связности графа схемы [5]. В итоге формируются уравнения узловых напряжений вида (2.2), (2.4).
— блок 3: определение необходимости просмотра и корректировки данных;
блок 4: просмотр и корректировка программных (управляющих) констант и параметров ЭС, сгруппированных в табличном виде. Есть возможность дополнения и удаления узлов и ветвей схемы, при этом все изменения данных осуществляются в оперативной памяти, оставляя без изменения исходный файл (блок 4)
— блок 5: вычисление небалансов (невязок) уравнений по формулам (2.2), (2.4);
— блок 6: контроль точности решения (балансирования) уравнений установившегося режима по критерию (2.13). При выполнении последнего решение уравнений заканчивается и осуществляется переход к блоку 15. В противном случае, то есть если хотя бы одно из уравнений имеет недопустимый небаланс, выполняется следующая итерация решения УУН;
блок 7: счетчик числа внешних итераций, выполняемых по выражениям (2.12). Номер текущей k-й итерации увеличивается на единицу;
блок 8: контроль сходимости решения УУН. Если номер текущей k-й итерации не превышает ее предельного значения kдоп, (задаваемый параметр), то продолжается процесс решения УУН, то есть выполняется переход к формированию линеаризованных уравнений (2.9). При отсутствии сходимости за допустимое число итераций (k > kдоп) процесс решения УУН прерывается. Появляется перечень узлов, информацию о которых следует проверить и внести изменения в данные этих узлов или примыкающих к ним ветвей;
блок 9: вычисление по выражениям (2.12), (2.15) элементов матрицы Якоби и формирование системы линеаризованных уравнений (2.9);
блок 10: решение методом Гаусса систем линеаризованных уравнений (2.9);
блок 11: уточнение по формулам (2.12) напряжений на очередном внешнем (k+1) шаге метода Ньютона;
— блок 12: вычисление реактивной мощности опорных и неопорных генераторных узлов;
блок 13: определение необходимости смены базиса. Устанавливается в результате появления опорных генераторных узлов, изменивших свой тип, и выявления неопорных генераторных узлов, расчетная реактивная мощность которых возвращается в указанные пределы;
блок 14: смена состава (списка) опорных и неопорных генераторных узлов (смена базиса);
блок 15: вычисление параметров электрического режима по формулам (2.14-2.18);
блок 16: определение необходимости вывода параметров режима в табличном или графическом видах;
блок 17: подготовка параметров режима к выводу в табличном виде в полной или укороченной формах. Группировка параметров по узлам и ветвям, по классам напряжения и районам;
блок 18: вывод параметров режима на бумагу;
блок 19: вывод параметров режима на экран;
блок 20: запись параметров режима на жесткий диск;
блок 21: вывод параметров режима в графическом виде;
блок 22: определение необходимости вывода графического изображения результатов на печать;
блок 23: вывод графического представления режима на бумагу;
блок 24: контроль необходимости корректировки схемы;
блок 25: определение необходимости перехода к расчету режима новой схемы.
Отметим, что после каждого этапа можно выбрать направление работы программного комплекса, управляя траекторией решения задачи.
Блок-схема программы REGIM приведена на рисунке 2.2.
рисунок 2.2 — Блок-схема программного комплекса REGIM
2.5 Техническое описание, назначение и возможности программного комплекса REGIM
.5.1 Техническое описание программного комплекса REGIM
Программный комплекс REGIM состоит из программы расчетов УР REG, программы подготовки библиотеки элементов для построения схем REDEL, программы редактирования схем REDSXM и программы вывода результатов расчета в графической форме PULT. В руководстве приведено описание работы этих программ, дается порядок установки программного комплекса на ПЭВМ, приводится описание подготовки исходной информации на жестком диске как непосредственно для расчета режима, так и для вывода результатов в графическом виде, даны форматы выходной информации.
2.5.2 Назначение и возможности программного комплекса REGIM
Программный комплекс REGIM предназначен для расчетов УР сложных электроэнергетических систем (ЭЭС) в диалоговом режиме и выводе результатов расчетов в графической форме [2]. Комплекс REGIM рассчитан на использование ЭВМ типа IBM-PC и состоит из четырех частей: программы расчета УР, программы подготовки библиотеки элементов REDEL, программы редактирования графических схем REDSXM и программы вывода результатов расчета в графическом виде PULT. вторая и третья программы работают в автономном режиме.
программа REGIM осуществляет ввод исходных данных, подготовленных заранее на жестком диске с помощью любого экранного редактора, коррекцию исходной информации в диалоговом режиме, расчет режима и вывод результатов расчета в табличной форме на экран дисплея, бумагу или жесткий диск. Из этой же программы может быть вызвана часть комплекса REGIM, осуществляющая вывод данных в графическом виде. Все расчеты режимов производятся в именованных единицах при произвольной нумерации узлов. Узловые нагрузки электрической сети моделируются с помощью постоянных отборов мощностей (Рн = const, Qн = const) или статическими характеристиками нагрузок по напряжению
, (2.30)
Генераторы моделируются заданием значений узловых мощностей генераторов (Рг и Qг). Для генераторов, имеющих регуляторы напряжения, задаются активные мощности (Рг) и напряжения (Uн), поддерживаемые в узлах, а также диапазоны изменения реактивных мощностей в генераторных узлах (Qmin и Qmax). В случае, если реактивная мощность в узле будет меньше Qmin или больше Qmax, модуль узлового напряжения уже не поддерживается постоянным и реактивная мощность фиксируется на соответствующем нарушенном пределе.
В расчетах учитываются активные и реактивные сопротивления ветвей, активные и реактивные поперечные проводимости ветвей, комплексные коэффициенты трансформации. Режимы работы программы выбираются в диалоговом режиме с помощью нажатия соответствующих функциональных клавиш.
При вводе исходной информации производится проверка на правильность составления данных. Контролируется связанность схемы, соответствия между номерами узлов в информации о ветвях и номерами узлов в данных об узлах. В случае обнаружения ошибок на экране дисплея появляются соответствующие сообщения.
В программе для математического описания режима используются уравнения узловых напряжений, записанные в форме баланса мощностей. Решение этих нелинейных уравнений осуществляется с помощью метода Ньютона.
Программа REGIM написана на языке программирования ФОРТРАН-77 и занимает около 234 кБ оперативной памяти. максимальный объем рассчитываемой схемы — 500 узлов, 600 ветвей, 200 трансформаторов.
В состав комплекса входит стандартная библиотека ENERGY.LIB, содержащая элементы электроэнергетических схем. пользователь может самостоятельно с помощью программы REDEL создать новую или изменить существующую библиотеку элементов. Библиотека может включать в себя до 50 элементов, которые набираются с помощью точек. Число точек при наборе элемента — не более 600.
Программа REDSXM предназначена для создания графического элемента изображения схемы сети и привязке к ней мест, куда будут выводиться результаты расчета УР. программа работает в автономном режиме и может выполнять редактирование схем, просмотр библиотеки элементов, инсталляцию режима работы. Выбор режимов работы осуществляется с помощью выбора соответствующего пункта в меню.
В режиме редактирования программа REDSXM может создавать новые схемы, корректировать либо просматривать существующие. В режиме просмотра библиотеки можно получить полный список элементов, содержащихся в библиотеке с именем, которое было задано при инсталляции системы графического вывода результатов расчета режимов. параметры инсталляции хранятся в форме CONFIG.GRF. В режиме инсталляции можно задавать имя файла библиотеки элементов, тип принтера, имя промежуточного файла с результатами расчета режима, цвет фона схем, шаг листания схем.
программа PULT запускается из модуля расчета режимов REGIM и служит для построения на экране дисплея схемы с нанесенными на нее параметрами расчета режима. При просмотре результатов можно перемещаться по схеме и выводить данные расчета на принтер.
Программы REDEL, REDSXM и PULT написаны на языке программирования Pascal. Управление режимами работы этих программ может осуществляться с помощью функциональных клавиш на клавиатуре или с помощью манипулятора «мышь«. Программный комплекс разработан для компьютеров типа IBM PC XT/AT под управлением операционной системы MS-DOS версии 3.0 и выше с объемом ОЗУ не менее 640 кБ. Обязательно наличие монитора типа EGA или VGA. В данное время программа REGIM может быть запущенна на PC с операционными системами, имеющими поддержку MS-DOS или при использования программы-эмулятора DOSBox.
.5.3 инструкция по работе с программой расчета режимов REGIM
Подготовка исходных данных на жестком диске. В программе REGIM ввод исходной информации осуществляется с магнитного диска. Все данные делятся на следующие семь типов:
а) информация о балансирующем узле, точности расчета и температуре окружающей среды;
б) признаки промежуточной печати;
в) информация о параметрах ветвей;
г) информация о параметрах узлов;
д) статические характеристики узловых нагрузок;
ж) границы изменения напряжений в узлах, при которых нагрузки считаются постоянными;
В файле на магнитном диске типы информации могут следовать в произвольном порядке. Записи в типах информации должны отделяться друг от друга пробелами или запятыми.
В конце строки нужно стать символ /. Ниже приводится порядок расположения данных в типах информации.
Информация о балансирующем узле, точности расчета и температуре окружающей среды задается с помощью строки с кодом 1. В ней находятся данные о номере балансирующего узла, о точности расчета режима, с которой будет контролироваться вектор невязок узловых напряжений, о температуре окружающей среды. Вид информации приведен в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — Строка с кодом 1
Номер записи12345ОбозначениеКодNБУEt/Содержание1хх.хх.хПояснения:БУ — номер балансирующего узла;
Е — точность расчета;- температура окружающей среды;
х, х.х — символы для обозначения соответственно целочисленных и вещественных полей строки ввода.
Информация о параметрах ветвей схемы замещения задается строкой с кодом 301. Вид этой информации приведен в таблице 2.2.
Таблица 2.2 — строка с кодом 301
Номер записи12345678910111213ОбозначениеКодNРijRijXijGijBijUвUнΔ№ГрСодержание301хххх.хх.хх.хх.хх.хх.хх.хх.хх.хРазмерность—-ОмОммкСммкСмкВкВ%—Пояснения:Р — номер района, к которому принадлежит данная ветвь;, j — номера узлов, ограничивающих ветвь;, Xij — активное и реактивное сопротивления ветви;, Bij — активная и реактивная проводимости ветви;в, Uн — номинальное напряжение трансформатора на сторонах высшего и низшего напряжения соответственно;
Δ — процентное изменение коэффициента трансформации при переключении на одну отпайку;
№ — номер отпайки; Гр — группа трансформатора.
Коэффициент трансформации вычисляется по выражению
= Uj / Ui. (2.31)
Информация об узлах задается стройкой с кодом 201. Вид этой информации приведён в таблице 2.3.
Таблица 2.3 — строка с кодом 201
Номер записи12345678910111213ОбозначениеКодNUHPUPнQнРгQгUmQminQmaxNсхн/Содержание301хххх.хх.хх.хх.хх.хх.хх.хх.ххРазмерность—кВМВтМварМВтМваркВМварМвар—Пояснения:- номер узла;- номер района, к которому принадлежит данный узел;- номинальное напряжение в узле;
Рн, Qн, Рг, Qг — активные и реактивные мощности узловых нагрузок и генераторов;- модуль напряжения, поддерживаемый в генераторном узле;, Qmax — минимальное и максимальное значение реактивной мощности в генераторном узле;схн — номер статической характеристики.
Если в узле поддерживается заданный модуль напряжения, то реактивная мощность генератора игнорируется. В случае превышения генерации реактивной мощности заданных пределов, модуль напряжения в узле не поддерживается, а реактивная мощность фиксируется на значении нарушенного предела.
Вывод результатов расчета. Результаты расчета режима могут выводиться, либо в табличной форме, либо в графическом виде. В последнем случае предварительно с помощью редактора схем необходимо подготовить схему, на которую выводятся результаты, и зарегистрировать ее в специальном файле.
Способ вывода информации выбирается путем нажатия соответствующей функциональной клавиши при появлении запроса программы. В случае табличного вывода информации данные расчета можно выводить на экран, диск или на бумагу. В программе предусмотрен вывод информации по полной рассчитанной схеме, а также данных расчетов по отдельным районам.
Для вывода информации по отдельным районам нужно под заголовком «Номера районов» набрать номера районов, информацию для которых желаете выдать. В соответствии с заданными номерами будет выдаваться информация. Данные выводятся в порядке возрастания номеров узлов в районах. вначале распечатывается информация о перетоках мощностей, потерях, зарядной реактивной мощности и токе в ветвях, присоединенных к узлу, а затем модуль и фаза напряжения в узле, мощности нагрузки, мощности генерации и потери холостого хода, если узел является шиной высокого напряжения трансформатора. За положительное направление перетоков принято направление к узлу, которому принадлежат соответствующие данные.
Возможна укороченная форма вывода данных, при которой не выводится информация по ветвям. После вывода данных по всем узлам, печатается информация о числе узлов, числе ветвей, количестве трансформаторов, номере балансирующего узла, точности расчета, числе итераций затраченных на расчет, суммарных потерях: в целом по сети, и отдельно по линиям и трансформаторам. Выводятся потери мощности по классам напряжения.
При выводе результатов расчета на экран максимальное число строк выводимой информации не должно превышать 808, то есть это примерно соответствует выводу схемы в 150 узлов и 200 ветвей. Если схема имеет большие размеры, то ее нужно, либо разбить на районы и выводить результаты по отдельным районам, либо пользоваться выводом на диск или на бумагу.
3. Расчетные исследования установившихся режимов электрических сетей
.1 Выбор и обоснование расчетных режимов Юго-Восточных электрических сетей
При проведении ремонтов оборудования, для предотвращения увеличения нагрузок до уровня превышающего технические ограничения, а также в аварийных ситуациях — в электрических сетях производят переключения устройств регулирования напряжения, целью которых является обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей и поддержание показателей качества электрической энергии в установленных пределах. В связи с этим, заранее должны быть рассмотрены возможные режимы работы, рассчитаны уровни напряжений и оценены перетоки мощностей по ЛЭП в этих режимах. Эти расчёты проводятся для определения:
достаточен ли регулировочный диапазон РПН (ПБВ) трансформаторов потребительских подстанций для поддержания требуемого уровня напряжений у потребителя;
не выходят ли за рамки технических ограничений перетоки мощности по линиям электропередачи и так далее.
Оперативно-диспетчерской службой Юго-Восточных электрических сетей было предложено рассмотреть ряд режимов работы сетей, представленных в таблице 3.1.
Таблица 3.1 — Расчетные режимы работы Юго-Восточных электрических сетей
Номер режимаРежим1Питание ПС Уральской от ПС Заозерновская № 4 через шины 35 кВ ПС ККЗ № 33 по ВЛ Т-10, Т-9. линии Т-1, Т-2 отключены.2Питание ПС Промбаза от ПС Городская 1 по ЛЭП Т-24. При этом выключатель Т-25 отключен на ПС Промбаза.3Питание ПС Н. Троицкая от ПС Ирбей тяговая по ЛЭП Т-65. При этом ЛЭП Т-37 на ПС Н. Троицкая отключена.4Питание ПС Переясловка от ПС Толстихино по ЛЭП Т-17. При этом ЛЭП Т-16 на ПС Переясловка отключена.5Питание ПС Рыбинская от ПС Совхозы по ЛЭП 1126-118. При этом ЛЭП С-881 на ПС Саянская-тяговая отключена.
.2 Вывод режима в допустимую область
Как известно, метод Ньютона примененный в программе REGIM, очень чувствителен к исходным приближениям. Чем ближе к истинным значениям напряжений принятые начальные приближения, тем быстрее сходится итерационный процесс. В противном случае он будет расходиться или иметь низкую сходимость. Поэтому при наборе расчетных схем, имеющих большое число узлов и ветвей, не нужно стремиться ввести всю схему целиком. Целесообразно вводить схему локальными районами. При этом возможно использование двух методов:
наращивание схемы замещения от балансирующего узла, при этом все отсутствующие связи заменяются узловыми нагрузками;
наращивание схемы замещения начинается с шин низкого напряжения тупиковых потребительских подстанций, при этом не введенная часть сети вводится как балансирующий узел, с заданием действительного напряжения в данном узле.
При выполнении дипломной работы использовался первый метод, то есть наращивание схемы замещения от балансирующего узла. Используя реальные замеры напряжений и мощностей, вначале установили напряжение в центрах питания и на крупных подстанциях. Далее, изменяя коэффициенты трансформации, уточнялись напряжения на стороне 35-6 кВ. В процессе выполнения работы несколько раз, после добавления очередной части информации о схеме в файл исходных данных, итерационный процесс начинал расходиться. После чего внимательно проверялись параметры ветвей и узлов, введенных последними. После полного набора информации в файл исходных данных итерационный процесс сошелся за шесть итераций.
Необходимо иметь в виду, что полученные результаты отображают реальные процессы, происходящие в системе с некоторой погрешностью. В основном это связано с техническими возможностями получения достоверной информации. Во-первых, замеры ко всем подстанциям сети необходимо проводить одновременно, чтобы исключить влияние колебаний режима. Во-вторых, нагрузки потребителей необходимо измерять активной и реактивной мощностями. Подсчет этих мощностей из токов не всегда может быть осуществлен с достаточной точностью из-за отсутствия информации о напряжениях. Приближенный пересчет по номинальным напряжениям приводит к дополнительным погрешностям. Эти погрешности еще более увеличиваются при определении токораспределения в сети (эти погрешности возникают вследствие суммирования токов, по-разному ориентированных в системе координат). Для дальнейшего применения программы REGIM в реальных сетях, необходимо свести к минимуму влияния этих факторов.
Но, несмотря на перечисленные недостатки программы, погрешность при расчете режимов получается очень небольшой и не превышает одного, двух процентов от реальных уровней напряжения.
.3 анализ результатов и выдача рекомендаций
При выполнении дипломной работы были составлены файлы для расчета режимов (основного, ремонтных и послеаварийных), рассчитаны уровни напряжений в узлах, потоки активной и реактивной мощности по ЛЭП. кроме того, рассчитаны:
потери мощности в сети;
потери мощности в линиях и трансформаторах;
суммарные генерация и потребление мощности в сети;
среднее напряжение в узлах для каждого класса напряжения.
Расчет проводится для девяти режимов работы Юго-Восточных сетей. один из режимов — основной, он соответствует нормальному режиму работы. Остальные режимы используют в особых случаях, при проведении ремонтов оборудования, в аварийных ситуациях. При анализе режимов проводились проверки: загруженности ВЛ по условиям нагрева (длительно допустимые токи нагрузки указаны в таблице 3.2 [17, С. 294]) и допустимые уровни напряжений при использовании РПН или ПБВ (допустимые уровни напряжений представлены в таблице 3.3).
Таблица 3.2 — длительно допустимые токи нагрузки
В амперах
Марка проводаАС 400/22АС 300/66АС 240/39АС 185/43АС 150/24АС 120/19АС 95/16АС 70/11АС 50/8АС 35/6,2ток825690610510445380330265210175
Таблица 3.3 — Допустимые уровни напряжений при использовании РПН (ПБВ) по данным ОАО «Красноярскэнерго»
В киловольтах
Класс напряжения22011035106Umax252,0126,038,011,06,6Umin200,0100,032,09,55,7
.3.1 нормальный режим работы
Величины рассчитанных значений напряжений не выходят за пределы допустимых значений, указанных в таблице 3.3. Нагрузки по ЛЭП 35-220 кВ так же не выходят за рамки технических ограничений.
3.3.2 Питание ПС Уральской от ПС Заозерновская №4 через шины 35 кВ ПС ККЗ №33 по ВЛ Т-10, Т-9. линии Т-1, Т-2 отключены
В работе рассмотрен режим аварийного отключения ЛЭП Т-1, Т-2. При аварийном отключении ЛЭП Т-1, Т-2 на подстанциях: Заозёрновская, Уральская, сработает АВР-6 кВ и перерыв в электроснабжении потребителей ограничится временем работы АВР, которое составляет 6 секунд. На указанных подстанциях в работе останется по одному силовому трансформатору. При этом с учетом существующих нагрузок на ПС Заозёрновская №4, возможна перегрузка оставшегося в работе трансформатора.
В реальных условиях, при повреждении Т-1 и Т-2, потребители, питающиеся от этой линии будут запитаны от ЛЭП Т-9 ККЗ №33-Уральская и ЛЭП Т-10 Заозёрновская №4-Заозёрновская №13 после работы АВР-6 кВ. Далее включаем секционный выключатель на ПС Заозёрновская №4 для предотвращения перегрузки оставшегося в работе трансформатора 1Т, ограничив при этом нагрузку 1Т до допустимых пределов на время восстановления питания потребителей по двум трансформаторам. Переключения производятся по типовому бланку переключений, при этом АВР-6 кВ выводится, а вводится АПВ на вводах 6 кВ трансформаторов 1Т, 2Т.
Для поднятия напряжений до уровней близких к номинальным, при расчетах производились переключения РПН (ПБВ) на узловых подстанциях и у потребителей. значения напряжений в нормальном режиме и аварийном, а так же переключения ответвлений РПН (ПБВ) представлены в таблице 3.4.
Покажем изменения токов по ЛЭП в аварийном режиме по сравнению с нормальными и длительно допустимыми токами в таблице 3.5
Таблица 3.4 — Переключение ответвлений РПН (ПБВ)
ПодстанцияНомер узлаНапряжение в узле, кВНомер отпайкиРежимРежимнормальныйаварийныйпослеаварийныйнорм.послеавар.Бородинская 1353238,038,635,80+1Ирбей-тяговая357236,834,636,80-2Агинская356536,134,836,10-2
Таблица 3.5 — Токи по ЛЭП в нормальном и аварийном режимах
В амперах
Номера узловЛЭПМарка проводаДлительно допустимый токТок в режименорм.авар.35223524 Т-10 Заозёрновская 4- ККЗ №33АС 70/11265575735263525Т-9 ККЗ №33 — УральскаяАС 70/11265445035253528Т-9 ККЗ №33 — УральскаяАС 70/11265537135254005Т-10 Уральская- Заозёрновская13АС 70/1126592635243527Т-10 Заозёрновская 4 — ККЗ №33АС 70/112654242
.3.3 Питание ПС Промбаза от ПС Городская 1 по ЛЭП С-124. При этом выключатель ТС-125 отключен на ПС Промбаза
В работе рассмотрен режим аварийного отключения ЛЭП С-125. При отключении ВЛ 110 кВ С-125 потребители запитанные от данных линий окажутся обесточенными на период восстановления нормального режима питания или послеаварийного режима питания. При этом произойдет сброс нагрузки в пределах 5-10 МВт.
Время восстановления электроснабжения потребителей будет зависеть от характера повреждения и причины вызвавшей отключение линий. При успешном повторном включении одной из ЛЭП, например С-124, электроснабжение потребителей будет восстановлено.
после отключения линии С-125 произойдет повышение напряжения в сети 110, 220 кВ. Для приведения напряжений до уровней близких к номинальным, произведены переключения ответвлений ПБВ представленные в таблице 3.6. Покажем изменения токов по ЛЭП в аварийном режиме по сравнению с нормальными и длительно допустимыми токами в таблице 3.7.
Таблица 3.6 — Переключение ответвлений ПБВ
ПодстанцияНомер узлаНапряжение в узле, кВНомер отпайкиРежимРежимнормальныйаварийныйпослеаварийныйнорм.послеавар.Промбаза100510,19,710,40-3100610,39,910,60-31182115,9107,5110,2001183114,3109,8112,4001184112,4107,5110,2-2-2350935,433,935,70-4390835,433,935,70-4база отдыха100810,09,610,7-1-3350735,133,735,5-2-5М. Камала350535,233,735,50-5Оп. 49350635,233,735,5-2-5Высотино351035,233,835,50-4Александровка351135,333,835,60-4400335,233,735,50-2
Таблица 3.7 — Токи по ЛЭП в нормальном и аварийном режимах
В амперах
Номера узловЛЭПМарка проводаДлительно допустимый токТок в режименорм.авар.11801181С-124 Городская 1 — ПромбазаАС 120/19380344735093506Т-25 Промбаза — отп. база отдыхаАС 95/16330392535063505Т-27 — отп. База отдыха — М. КамалаАС 95/16330374135043503Т-12 М. Камала — Н. КамалаАС 95/163304040
.3.4 Питание ПС Н. Троицкая от ПС Ирбей тяговая по ЛЭП Т-65. При этом ЛЭП Т-37 на ПС Н. Троицкая отключена
В работе рассмотрен режим вывода в ремонт ЛЭП 35 кВ Т-37 с переводом нагрузки на ЛЭП Т-65. Ток нагрузки, протекающий по ЛЭП Т-65 (в максимальном режиме линия отключена) сечением АС 70/11 составляет 24 А, что намного меньше допустимого в 265 А. При этом происходит увеличение напряжений на следующих подстанциях: ПС Рассвет, ПС Н. Троицкая, ПС Победа, но они остаются в допустимых пределх. Следует отметить, что засчет включения линии Т-65, ток нагрузки по линии Т-38 (узлы 3565, 3566) снижается от 38 до 8 А, а поток мощности по этой линии уменьшается со значения 2,11+j1,02 до значения 0,44+j0,2 МВ·А. В целом же режим работы является очень устойчивым так как, при обрыве линии Т-37 электроснабжение всех электроприёмников не нарушилось. Напряжения на потребителях электроэнергии остались в допустимых пределах.
3.3.5 Питание ПС Переясловка от ПС Толстихино по ЛЭП Т-17. При этом ЛЭП Т-16 на ПС Переясловка отключена
Данное отключение рассматривается в летнее время. При отключении Т-16 возрастает нагрузка на линиях Т-40, Т-17, Т-20. Но так как рассматривается летний а значит более упрощённый режим работы, в отличие от зимнего, то нагрузки эти не велики, и токи по линиям остаются в допустимых пределах. Напряжение на всех электроприёмниках остаётся в допустимых пределах. Что свидетельствует о стабильности схемы работы Юго-Восточных электросетей.
3.3.6 Питание ПС Рыбинская от ПС Совхозы по ЛЭП 1126-118. При этом ЛЭП С-881 на ПС Саянская-тяговая отключена
В работе рассмотрен режим вывода в ремонт ВЛ 220 кВ С-881 с переводом питания ПС Рыбинская на С-51. При выводе в ремонт С-881возравтает нагрузка на линию 1126-118, С-51. Что приводит к незначительному уменьшению напряжения на ПС Совхозы, ПС Рыбинская, ПС Тульская. И увеличению напряжения на ПС Саянская-тяговая. Данный режим работы не приводит к значительным ухудшениям режима. Токи по ЛЭП остаются в допустимых пределах, напряжения в узлах нормальные.
4. Экономическая часть
.1 Оценка влияния показателей качества электроэнергии на работу электроприёмников
экономичное и эффективное использование энергетического и технологического оборудования, функционирования различного вида потребителей в сетях энергетических систем и систем энергоснабжения в значительной мере определяется качеством электроэнергии. Качество электроэнергии это совокупность её параметров (свойств), обуславливающих пригодность электроэнергии удовлетворить определённые потребности электроприёмников в соответствии с их назначением. Качество электрической энергии связано с надежностью энергоснабжения. Надежность достигается бесперебойностью электроснабжения, поддержанием на вводе к потребителю нормированных параметров энергии (напряжение и частота) т.е. в соответствии с установленным стандартом нормами и допусками на отклонения. Параметры электрической энергии нормируются стандартом ГОСТ 13109-97, который устанавливает 11 показателей качества электроэнергии (ПКЭ).
отклонения частот;
установившееся отклонение напряжения;
размах изменения напряжения;
доза фликера;
длительность провала напряжения;
коэффициент искажения синусоидальности;
коэффициент n-й гармонической составляющей;
коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;
коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
импульсное напряжение;
коэффициент временного перенапряжения. [17]
качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям .
рассмотрим работу оборудования при отклонении показателей качества электроэнергии от нормируемых значений, например отклонение напряжения.
качество электроэнергии на выходе с электростанции достаточно высокое. При достаточном резерве активной мощности частота в электроэнергетических системах удерживается в допустимых пределах, а ухудшение качества электроэнергии в электрических сетях происходит в части показателей, характеризующих режим напряжения, в процессе ее передачи по сетям и потребления в результате влияния электропотребителей. Так, включение, отключение электропотребителей, изменение величины их мощности и схем электрических сетей приводит к изменению потоков, потерь напряжений на отдельных участках сетей, а следовательно , и значений напряжения в точке подключения потребителей. В результате оказывается, что в различных точках сети в один и тот же момент времени (в одной точке — в разные моменты времени) отклонения напряжения различны.
В случае работы лампы накаливания с отклонением напряжения на 10% выше по сравнению с номинальным значением световой поток ее, а следовательно, и освещенность рабочей поверхности возрастает приблизительно на 40%. однако, срок службы лампы возрастает примерно в три раза. При работе с отклонением напряжения на 10% ниже по сравнению с номинальным значением срок службы возрастает примерно в два раза, но зато световой поток снижается в среднем на 40%. В результате резко снижается освещенность рабочей зоны, а следовательно и производительность труда работающих. [15]
момент вращения и скольжения асинхронных двигателей зависит от напряжения на зажимах. При снижения напряжения хотя бы на 10% по сравнению номинальным значением может несколько снизиться производительность работы приводимых двигателем производственных механизмов и срок службы двигателя при максимальных нагрузках уменьшится в два раза. При значительном снижении напряжения двигатели могут остановиться. В случае снижения напряжения на зажимах двигателя при той же потребляемой мощности увеличивается его ток. При этом происходит более интенсивный нагрев изоляции двигателя и соответственно снижает срок ее службы
Работа электротермических установок при снижении напряжения на их зажимах существенно ухудшается, удлиняется длительность технологического процесса, а в ряде случаев при значительных изменениях напряжения может возникнуть и полное расстройство технологического процесса.
Работа электролизных установок при пониженном напряжении приводит к снижению их производительности, повышению удельного расхода электроэнергии и увеличению себестоимости продукции.
Отклонение напряжения оказывает влияние и на электрическую сварку. Снижение напряжения ухудшает качество сварных швов, увеличивает цикл времени сварки.
Потери мощности в сетях и электрооборудовании также изменяются в зависимости от значения напряжения. Например, нагрузочные потери, т.е. потери в продольной части схем замещения линий и трансформаторов, пропорциональны квадрату тока и обратно пропорциональны квадрату напряжения. Потери холостого хода также пропорциональны квадрату напряжения.
Колебания напряжения влияют на таких потребителей как: осветительная нагрузка, электродвигатели, пускорегулирующая аппаратура, ЭВМ. Изменение напряжения на зажимах осветительной нагрузки изменяет накал, нагрев нити ламп накаливания. Изменение температуры вызывает изменение светового потока. Газогенерирующие лампы при понижении напряжения менее 85% от номинального могут потухнуть.
Механические характеристики синхронных машин не изменяются в пределах перегрузочной способности. Если размах колебаний происходит 20 — 25%, то это может привести к отключению магнитных пускателей, контакторов, к перерыву в работе электрооборудования. особенно чувствительно к колебаниям электронное оборудование. Так при колебании напряжения более 1,5% возможно ложное срабатывание ячеек ЭВМ, что приводит к сбоям в работе и неправильным результатам.
Колебания напряжения в осветительных сетях приводит к «миганиям» ламп, т.е. резким изменениям светового потока, которые могут отражаться на зрительном восприятии людей.
При колебаниях напряжения возникают качания турбогенераторов. Для самих турбогенераторов такие колебания не опасны, однако, передаваясь на лопатки турбины, они могут привести в действие регуляторы скорости.
Колебания напряжения недопустимы в текстильном, бумагоделательном и других производствах, предъявляющих высокие требования к точности поддержания частоты вращения электроприводов, в качестве которых используются асинхронные двигатели.
Одним из показателей качества электрической энергии, нормируемых ГОСТ 13109 — 97 является отклонение частоты, представляющее собой
разность между фактическими усреднёнными и номинальными значениями частоты (50 + 0,2 Гц — нормальные отклонения и 50 + 0,4 Гц — максимально допустимые отклонения). Частота является общесистемным параметром, т.е. во всех точках синхронно работающей системы частота принимает одинаковое значение. Поэтому изменение частоты питающего напряжения оказывает общее влияние на режимы работы большинства потребителей и энергетического оборудования энергосистем.
Отклонение частоты от номинального значения приводит к изменению электроэнергетических и электромеханических свойств электроустановок и электроприводов. Потребляемая мощность электрических нагрузок зависит от частоты переменного тока. Увеличение частоты питающего напряжения приводит к росту потребления активной мощности и снижению потребляемой реактивной мощности, и наоборот, снижение частоты обуславливает снижение потребляемой активной мощности и способствует росту реактивных нагрузок в электрических сетях.
рассмотрим влияние изменения частоты на свойства отдельных потребителей.
Изменение частоты питающего напряжения практически не оказывает влияния на элементы электрической сети замещаемые (моделируемые) элементы электрической сети замещаемые (моделируемые) в схемах активным сопротивлением и коэффициентом мощности cos ф, близким единице. Это лампы накаливания, нагревательные печи сопротивления, выпрямительная нагрузка. Такие электропотребители характеризуются неизменной от частоты активной мощностью и имеют статическую характеристику вида Рn(f)=const в широком интервале изменения промышленной частоты в окрестностях номинального значения.
Наибольшее влияние изменение частоты питающего напряжения оказывает на двигательную нагрузку. Изменение частоты приводит к изменению скорости вращения электродвигателей и, следовательно, к изменению производительности соответствующих механизмов.
В энергосистемах работа на пониженной частоте приводит к ряду нежелательных последствий, таких как снижение КПД работы энергооборудования, увеличение удельных расходов топлива, недовыработка электроэнергии. особенно опасно снижение частоты для электропотребителей собственных нужд электростанций, так как это приводит к уменьшению производительности питательных насосов, мельниц, вентиляторов, а следовательно, и мощности генерируемой электростанцией.
На промышленных предприятиях снижение частоты может вызывать уменьшение производительности агрегатов, брак и снижение качества продукции, поломки оборудования. Изменение частоты вызывает уменьшение КПД электродвигателей.
Работа энергосистемы с повышенной частотой, большей номинальной, также неэкономична, так как сопровождается перерасходом топлива.
Несимметрия напряжения отрицательно влияет на работу трехфазных электродвигателей, ухудшает режим работы выпрямителей, делает менее эффективным использование регулирующих и компенсирующих установок.
Высшие гармоники в линиях электропередачи приводят к дополнительным потерям электроэнергии и напряжения. В кабельных линиях высшие гармоники напряжения увеличивают воздействие на диэлектрик пропорционально увеличению максимального значения амплитуды напряжения. Это увеличивает число повреждений кабеля и стоимость ремонтов. В линиях сверх высокого напряжения высшие гармоники вызывают увеличение потерь на корону.
Высшие гармоники вызывают в трансформаторах увеличение потерь мощности на гистерезис, потерь, связанных с вихревыми токами в стали, потерь на обмотках. Сокращается срок службы изоляции.
Несинусоидальность кривой напряжения отрицательно влияет на работу батарей статических конденсаторов и приводит к выводу их из строя. При использовании силовых цепей в качестве каналов связи в устройствах телемеханики искажения формы кривой напряжения приводит к сбоям работы этих устройств. Несинусоидальность напряжения усложняет также условия регулирования коэффициента трансформации и контроля напряжения сети.Несинусоидальность напряжения и тока оказывает существенное влияние на питающую электрическую сеть, появляются дополнительные потери в сетях. В электрических машинах, трансформаторах сокращается срок службы изоляции кабелей, машин и аппаратов. ухудшается работа устройств автоматики, телемеханики и связи. [15]
таким образом, поскольку все электроприемники проектируются на номинальный режим работы, соответствующий нормированным значениям ПКЭ, отклонение последних от ГОСТа приводит к таким отрицательным последствиям, как изменению режима работы оборудования, повышенному и преждевременному износу оборудования и сокращению срока его службы, снижению выпуска продукции и ухудшению качества выпускаемой продукции, снижению производительности труда персонала, к дискомфорту в быту и т.д. некоторые из последствий могут возникать не сразу, другие — проявляться косвенно, но все эти последствия вызывают дополнительные затраты — ущерб, который может составлять существенную величину. Эти затраты (ущерб) отвлекаются из отраслей экономики, от использования в расширенном производстве или в других социально-экономических сферах потребления.
5. безопасность и экологичность работы
.1 Анализ опасностей и условий поражения электрическим током в электроустановках
Работы на кабельных линиях, воздушных линиях, а также в электроустановках подстанций 110/35/10 кВ Юго-Восточных электросетей, относятся к категории работ с повышенной опасностью. Они требуют повышенной ответственности обслуживающего персонала за надёжность электроснабжения и за сохранность сложного и дорогого оборудования, больших физических и психологических затрат в связи с необходимостью выполнения работ на токоведущих частях высокого напряжения и на высоте [10].
Опасность поражения электрическим током, в отличии от других опасностей, усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить наличие напряжения дистанционно.
Согласно ПУЭ, территория подстанции по степени поражения электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям [9].
Согласно ПТБ при эксплуатации подстанции 110 кВ наименьшие допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением, на которые разрешено приближаться составляют:
от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений — 1,0 м;
от механизмов и машин в рабочем и транспортном положении, грузов — 1,5 м [14].
При не соблюдении этих расстояний человеком или механизмом появляется возможность перекрытия воздушного промежутка и поражения человека электрической дугой. Так как температура электрической дуги может достигать 40000С, человек может получить значительные и глубокие ожоги, механические повреждения, например: фибрилляция сердца, разрыв тканей, металлизация кожи, остановка дыхания [10].
Основными условиями поражения электрическим током в электроустановках являются:
внезапное появление напряжения на нетоковедущих металлических корпусах и кожухах, в результате старения и нарушения изоляции, при ее повреждениях и загрязнении, перегрузках оборудования, при коммутационных и атмосферных перенапряжениях;
случайное приближение на опасное расстояние к открытым токоведущим частям, находящимся под напряжением, из-за отсутствия или повреждения ограждений;
внезапное появление напряжения на отключенных токоведущих частях, вследствие ошибочных включений, обратных трансформаций, наведенного напряжения и др.;
внезапное появление шагового напряжения на поверхности земли, вследствие различного рода замыканий на землю [12].
Причины поражения электрическим током на территории электросетей, (воздушные и кабельные линии, подстанции, распределительные устройства) подразделяются на:
технологические, вызванные нарушением технологических требований при производстве работ;
технические, связанные с конструктивными и проектными ошибками и недоработками;
организационные, связанные с организацией производства, нарушениями режима труда и отдыха, некачественным обучением работников правилам техники безопасности;
санитарно-технические, связанные с нарушением норм производственной санитарии, таких как: шум, вибрация, недостаточное освещение, неблагоприятные климатические условия;
психологические причины связанные с большой ответственностью и опасностью работ на подстанции [12].
5.2 Управление охраной труда на предприятии электрических сетей
Согласно [19], вопросы охраны труда на электроэнергетических предприятиях регламентируются законодательных документов:
Конституцией России;
Трудовым кодексом РФ.
А также нормативными документами:
правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей;
межотраслевыми правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок [19];
правилами безопасности при работе с инструментами и приспособлениями;
правилами устройства электроустановок [9];
системой стандартов безопасности труда.
Согласно трудового кодекса РФ [20], ответственность за обеспечение здоровых и безопасных условий труда несет администрация предприятия. Данное трудовое законода устанавливает, что ответственность за организацию труда в целом по предприятию несут директор и главный инженер. По отдельным подразделениям такая ответственность возложена на руководителей участков, служб и т.д. Непосредственное руководство безопасностью труда осуществляет главный инженер предприятия.
На предприятиях электрических сетей (ПЭС) ежегодно от имени коллектива, рабочих и служащих заключаются коллективные договора с администрацией, в которых предусматривается конкретная работа в области охраны труда.
Кроме того, проведение текущих мероприятий по охране труда отражено в соглашениях по охране труда, которые являются официальным приложением, составной частью коллективных договоров. В соглашениях по охране труда уточнены и дополнены мероприятия по охране труда по цехам, участкам, агрегатам, установлены сроки проведения каждого мероприятия, указаны лица ответственные за их проведение.
В соглашениях по охране труда администрация предприятия осуществляет:
разработку, проектирование и приобретение новых средств техники безопасности (ТБ), охраны труда и их внедрение в Производство;
контроль за внедрением, применением и совершенствованием средств охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды;
разработку правил внутреннего трудового распорядка;
организацию и проведение дня техники безопасности;
организацию обучения и проведения инструктажей по технике безопасности;
организацию и проведение противоаварийных и противопожарных тренировок;
обеспечение персонала средствами коллективной и индивидуальной защиты (спецодеждой, обувью, лечебно профилактическим питанием);
установление компенсаций и льгот за работу в опасных условиях;
организацию отдыха персонала.
Контроль за соблюдением трудового законодательства со стороны администрации ПЭС осуществляется трёхступенчато:
1)главный инженер, инспектор по ТБ — не реже одного раза в месяц;
2)начальник службы — не реже одного раза в неделю;
)начальник участка, мастер — ежедневно.
С целью контроля за деятельностью администрации на предприятии создается совет предприятия. Данный орган координирует работу, контролирует деятельность администрации в области безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды, намечает планы внедрения средств и методов предупреждения заболеваний и производственного травматизма.
На рабочих и служащих также возлагаются определенные обязанности: соблюдение инструкций ТБ и по охране труда, установленных требований обращения с машинами и механизмами, использование средств индивидуальной защиты. Невыполнение обязанностей рабочими и служащими являются нарушением трудовой дисциплины [20].
.3 Защитные меры и средства обеспечивающие недоступность токоведущих частей, находящихся под напряжением
Для предупреждения случайного приближения человека, машин и механизмов на опасные расстояния к открытым токоведущим частям в электрических сетях и на подстанциях предусмотрены следующие меры и средства:
безопасная планировка электрооборудования, обеспечивающая безопасность прохода, проезда, рабочих площадок на территории и в помещениях;
ограждения (подстанция обносится металлической сеткой), изоляция токоведущих частей, находящихся под напряжением, их расположение на недоступной и безопасной высоте;
предупредительная сигнализация (цветовая, звуковая, предупредительные плакаты и покраска токоведущих частей, применение индивидуальных сигнализаторов напряжения);
блокировка (механическая, электрическая), обеспечивающая надёжность ограждений и автоматическое отключение напряжения при вскрытии опасных зон и проникновении в них человека;
средства контроля и профилактики изоляции.
Согласно [9] в ОРУ 110 кВ должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий. Габарит проезда должен быть не менее 4 метров по ширине и высоте;
рассмотрим некоторые меры и средства безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряжения.
При случайном появлении напряжения на нетоковедущих частях, корпусах двигателей, кожухах электрооборудования и шагового напряжения, а также для снижения степени поражения электрическим током применяют:
защитное заземление, защитное отключение (релейная защита) при коротких замыканиях, замыканиях на землю, перегрузках и перенапряжениях;
защита от перехода перенапряжений с высшей стороны на низшую в трансформаторах;
средства защиты от статического электричества и наведенного на металлических корпусах напряжения;
электрозащитные средства и инструменты.
Для примера рассмотрим типовую подстанцию «Унер» 110/10 кВ, и проведём расчёт заземляющего устройства расположенного на территории данной подстанции.
Краткая характеристика подстанции «Унер» 110/10 кВ:
·величина линейного напряжения составляет 110 кВ;
·величина фазного напряжения составляет 63,5 кВ;
·электрическая сеть трёхфазная трёхпроводная с глухозаземлённой нейтралью источника питания [11];
·проводка кабельная;
·ток переменный с частотой 50 Гц;
·Площадь заземляющего устройства 180×115 м2;
·ток, протекающий с заземлителей при однофазном КЗ на рассматриваемой подстанции = 4,04 кА.
Расстояние между полосами заземляющего устройства примем пять метров. Заменим сложный заземлитель расчётной квадратной моделью, при условии равенства их площадей и общей длины горизонтальных проводников. В расчете многослойный грунт примем двухслойным:
— верхний толщиной с удельным сопротивлением = 50 Ом/м (с учетом промерзания);
нижний с сопротивлением = 60 Ом/м. Длина вертикального заземлителя = 5 м. Глубина заложения горизонтальных проводников = 0,7 м. естественных заземлителей нет.
Согласно [9], в электроустановках с большими токами замыкания на землю (более 500 А) допустимое сопротивление изоляции = 0,5 Ом.
Расчет произведем, используя нормированное Расчетная длительность воздействия
= 0,1 + 0,04 = 0,14 с,
где — время действия основной релейной защиты [14, C. 217];
= 0,04 с — полное время отключения выключателя.
Наибольшее допустимое напряжение прикосновения = 400 В.
Коэффициент прикосновения
,
где = 0,806 — параметр, зависящий от [14, с. 576];
= (23×115) + (36×180) = 9125 м — длина горизонтальных заземлителей;
= 115 × 180 = 20700 м2 — площадь заземляющего устройства;
= 5 м — расстояние между вертикальными заземлителями;
— коэффициент напряжения прикосновения, равный
Тогда
Потенциал на заземлителе
В,
что в пределах допустимого (меньше 10 кВ) [9].
Сторона квадрата расчетной модели
м.
Число ячеек на стороне квадрата
Принимаем M = 30.
Длина полос в расчетной модели
м.
Длина сторон ячейки
м.
Число вертикальных заземлителей по периметру контура
Принимаем = 115.
Общая длина вертикальных заземлителей
.
Относительная глубина
;
относительная глубина меньше 0,1, тогда
.
По [14] для , , определяем
, тогда
.
Общее сопротивление сложного заземлителя
,
что меньше допустимого значения .
Напряжение прикосновения
,
что меньше допустимого значения .
Заземлители располагаются по контуру вокруг заземленного оборудования на расстоянии 3-6 метров друг от друга. Поля растекания заземлителей накладываются и любая точка поверхности грунта внутри корпуса имеет значительный потенциал. Вследствие этого разность потенциалов между точками, которые находятся внутри контура, снижена и коэффициент прикосновения намного меньше единицы. Коэффициент напряжения шага меньше максимально возможного значения. Ток, протекающий через тело человека, касающегося корпуса, уменьшается.
При выполнении контурного заземления внутри контура прокладывают горизонтальные полосы, они дополнительно выравнивают потенциалы [14].
.4 Организационные и технические мероприятия по технике безопасности на территории восточных электрических сетей
рассмотрим мероприятия при обслуживании электрических сетей, которые включают в себя воздушные и кабельные линии, трансформаторные подстанции и распределительные устройства [19].
Организационные мероприятия, которые обеспечивают безопасность работ на территории восточных электрических сетей:
оформление работ нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
допуск к работе;
оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место, окончание работ.
Ответственность за безопасность работ возлагается на следующих работников:
выдающий наряд или отдающий распоряжение (мастер, начальник участка);
ответственный производитель работ (главный энергетик);
допускающий к работе из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала;
производитель работ или наблюдающий;
рабочие, входящие в состав ремонтной бригады.
лица, выдающие наряд, и руководитель работ должны иметь квалификационную группу не менее 5. Наблюдающий и производитель работ должны иметь группу не менее 4.
Технические мероприятия по обеспечению безопасности работ:
отключение установки и принятие мер против ошибочного включения.
отключение ремонтируемого оборудования со всех сторон, откуда может быть подано напряжение. Это отключение выполняется с видимым разрывом электрической цепи, для чего отключается разъединитель;
чтобы предотвратить случайное включение приводы аппаратов запирают механическими запорами;
установка временных ограждений не отключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов;
присоединение переносного заземления к заземляющей шине заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях;
наложение переносных заземлений на отключенные токоведущие части сразу после проверки отсутствия напряжения или включение заземляющих ножей разъединителя;
ограждение рабочего места и вывешивание предписывающих плакатов;
обязательное применение индивидуальных средств защиты, основных (оперативные штанги, измерительные клещи, тяги и др.) и дополнительных (диэлектрические перчатки, коврики и др.) при выполнении работ.
Наряд на Производство работ в действующих электроустановках выписывается в двух, а при передаче его по радио, телефону — в трёх экземплярах, один из которых должен находиться у производителя работ, а другой хранится у дежурного (оперативно-ремонтного) персонала данной электроустановки. В оперативном журнале дежурный записывает время начала и окончания работы с указанием номера наряда. Срок действия наряда не должен превышать 15 календарных дней [19]. Полное окончание работы с указанием даты и времени оформляется в конце наряда подписью руководителя работ (при его отсутствии — подписью производителя работ).
.5 безопасность при чрезвычайных ситуациях
Чрезвычайные ситуации (ЧС) в электроэнергетической отрасли, как правило, делятся на:
природные (стихийные бедствия);
— техногенные, связанные с действиями людей и созданной ими техникой и технологией.
К природным ЧС относятся: землетрясения, ураганы, бури, снежные заносы, лавины, оползни, обледенения, молнии, ливни, морозы, природные пожары.
К техногенным ЧС относятся:
технические, связанные с конструктивными и проектными ошибками и недоработками (неправильный выбор электрооборудования и изоляции, параметров безопасной высоты и расстояния до открытых токоведущих мастей, отсутствие блокировок, ограждений, предохранительных устройств, несовершенство и отсутствие средств безопасности и др.);
технологические (ошибки в процессе переключения);
нарушение режимов работы электрооборудования;
психофизиологические, к числу которых относятся ошибочные и неправильные действия персонала вследствие высокой тяжести и напряженности труда, недостаточной профессиональной подготовленности, недисциплинированности, повышенной утомляемости и снижения внимательности, болезненных состояний организма, несоответствия психофизиологических данных организма выполняемой работе; психологической несовместимости людей в коллективе, неблагоприятных и дискомфортных условий труда и др.;
организационные, связанные с нарушением правил внутреннею трудового распорядка предприятия, продолжительности труда и отдыха персонала; неудовлетворительной организацией и содержанием рабочих мест; недостаточным контролем за состоянием охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности, охраны окружающей среды; некачественным обучением, проведением инструктажей, противопожарных и противоаварийных тренировок и психологической подготовки обслуживающего персонала и др. [39 ].
Прекращение подачи электроэнергии по любой причине в ЭС на время более восемнадцати часов объявляется чрезвычайной ситуацией.
Аварии в электрических сетях могут произойти в результате неожиданных повреждений оборудования, нарушений в работе оборудования от возможных перенапряжений и воздействий электрической дуги, отказов в работе устройств релейной защиты, автоматики, аппаратов вторичной коммутации, ошибочных действий персонала (оперативного, ремонтного, производственных служб) [38].
Причинами неожиданных повреждений оборудования, как правило, являются его истекший срок службы, некачественный монтаж и ремонт оборудования (например, отказы выключателей из-за плохой регулировки передаточных механизмов и приводов), неудовлетворительная эксплуатация оборудования, неудовлетворительный уход, например, за контактными соединениями, что приводит к их перегреву с последующим разрывом цепи рабочего тока и возникновению КЗ, дефекты конструкций и технологии изготовления оборудования (заводские дефекты), естественное старение и форсированные износы изоляции.
Ликвидация аварий оперативным персоналом заключается:
в выполнении переключений, необходимых для отделения поврежденного оборудования и предупреждения развития аварий;
в устранении опасности для персонала;
в локализации и ликвидации очагов возгораний в случае их возникновения;
в восстановлении в кратчайший срок электроснабжения потребителей;
в выяснении состояния отключившегося от сети оборудования и принятии мер по включению его в работу или выводу в ремонт.
Климат на территории рассматриваемых восточных электрических сетей резко-континентальный. температура воздуха зимой в среднем колеблется от минус 30°C, до минус 45°C, а летом от плюс 25°C до плюс 35°C, следовательно должны быть приняты меры для предотвращения аварий, которые могут быть вызваны климатическими условиями.
Так как зимой преобладают низкие температуры, персонал при эксплуатации энергооборудования сталкивается с проблемами: гололёд на воздушных линиях, недостаточная стойкость силового оборудования к низким температурам.
аварии, вызванные гололёдом, представляют серьёзную проблему для электросетей всех классов напряжений. сегодня на линиях 110-500 кВ применяется плавка гололёда переменным, постоянным и постоянным регулируемым токами [40].
Что касается силового оборудования, так например, масляные и элегазовые выключатели снабжаются устройствами подогрева для сохранения коммутационной способности [41].
Только при проведении данных мероприятий в холодное время года, можно обеспечить надёжное электроснабжение потребителей всех классов напряжения.
летом на территории восточных электрических сетей не редко бывают грозы, поэтому все воздушные линии оснащаются грозозащитными тросами, а здания и опоры, расположенные на территории подстанции громоотводами.
.6 Обеспечение пожарной безопасности
Пожарная опасность юго-восточных электрических сетей обусловлена наличием в применяемом в электрооборудовании изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, проводов и кабелей.
наиболее пожароопасными являются маслонаполненные аппараты — трансформаторы, баковые масляные выключатели высокого напряжения, а также маслонаполненные кабели. Силовые трансформаторы опасны выделением горючих газов, не исключен взрыв горючей смеси и выброс горящего масла. Масляные баковые выключатели также опасны в отношении взрыва и выброса масла. Применение маломасляных выключателей снижает пожарную опасность.
Серьёзную пожарную опасность представляют коммутационные аппараты открытого типа и плавкие предохранители. При перегорании плавкой вставки происходит опасное искрообразование, поэтому рубильники, переключатели и плавкие вставки следует применять закрытого типа. При выборе конструкций электрических машин и аппаратов, устанавливаемых в пожароопасных помещениях, учитывается степень пожарной опасности этих помещений [24].
Для помещений расположенных на территории восточных электрических сетей согласно ПУЭ устанавливают класс пожароопасных зон [9].
Зоны класса П-I — зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 610С.
Зоны класса П-II — зоны, расположенные в помещениях, в которых выделяются горючие пыль или волокна с нижним концентрационным пределом воспламенения более 65 г/м3 к объему воздуха.
Зоны класса П-IIа — зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются твердые горючие вещества.
Зоны класса П-III — зоны, расположенные в помещениях, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61С или твердые горючие вещества
Типовая подстанция «Унер» 110/10 кВ относится к зоне класса П-III, так как температура вспышки масла порядка 1800С.
Причинами пожара в трансформаторах, в распределительных устройствах, на кабельных и воздушных линиях могут быть: короткие замыкания, перенапряжения, перегрузки, искрообразование, перегрев изоляции, старение изоляции, выброс горящего масла.
В силовых трансформаторах с масляным охлаждением не исключено межвитковое КЗ, в результате которого в части обмотки (витке) возникает настолько большой ток, что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов.
При отсутствии надлежащей защиты, отключающей поврежденный трансформатор, не исключен взрыв газовой смеси с разрушением стенок кожуха и выбросом горящего масла.
В качестве мер против возникновения и распространения пожара применяют релейную защиту, противопожарные преграды и первичные средства пожаротушения.
Релейная защита от повреждений внутри трансформатора: токовая отсечка, дифференциальная защита и газовая защита.
Токовая отсечка реагирует лишь на большие токи повреждения и охватывает своей зоной действия лишь трансформатора.
Для защиты трансформаторов от КЗ между фазами, на землю и от замыкания витков одной фазы применяется дифференциальная защита.
Газовая защита применяется в качестве чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов.
Принцип газовой защиты в следующем: повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель, который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой.
При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя. Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя служат признаками повреждения внутри трансформатора [15].
Система пожарной защиты предусматривает средства пожаротушения. Для тушения пожаров применяют водяные стволы, присоединенные при помощи рукавов к системе водопровода [24].
Согласно норм первичных средств пожаротушения на подстанции должно находиться [13, C. 706]:
пожарный щит;
углекислотных ручных огнетушителей ОУ-2, ОУ-5,ОУ-8 — (2 штуки на 200 м) — для тушения пожаров в электроустановках;
пенных, воздушно-пенных и жидкостных огнетушителей — (1 штука на 200 м) — для тушения пожаров машин, механизмов, не находящихся под напряжением;
ящиков с песком вместимостью 0,5 м (1 ящик на 200 м) — для тушения небольших очагов возгорания;
Стационарные средства пожаротушения [25]:
спринклерные системы водяного пожаротушения — для тушения пожара на трансформаторе;
Спринклерная система пожаротушения располагается непосредственно рядом с самим трансформатором, окружая его со всех сторон и подсоединена к системе водопровода.
При возникновении пожара на трансформаторе необходимо снять с него напряжение, если он не отключился автоматически действием защит, вызвать пожарную команду, известить руководство предприятия и далее действовать в соответствии с «инструкцией по тушению пожаров на подстанциях 35-110 кВ электрических сетей». При тушении пожара следует принять меры по предотвращению распространения огня исходя из сложившейся ситуации [25].
При невозможности в ближайшее время ликвидировать пожар основное внимание следует уделить защите от огня расположенных трансформаторов и другого неповреждённого оборудования. Тушить пожар на трансформаторе рекомендуется с использованием распылённой воды, химической пены и других средств пожаротушения.
кроме вышеперечисленных мер и средств предусматривают средства профилактики пожаров в трансформаторе:
предотвращение образования горючей среды;
предотвращение образования в горючей среде или снесение в нее источников зажигания;
поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально допустимых по горючести;
уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести;
противоаварийная и противопожарная сигнализация;
средства эффективного охлаждения трансформатора в процессе работы;
средства контроля за состоянием изоляции, загрязнением и старением трансформаторного масла;
применение автоматических установок пожаротушения [24].
Ответственным за организацию пожарной безопасности является директор. В его обязанности входит:
создание комиссии под представительством главного инженера;
назначение ответственных по наиболее опасным отделам.
Ответственность за пожарную безопасность отдельных подразделений несут их руководители, которые обязаны:
обеспечить соблюдение на их участках противопожарного режима;
следить за исправностью производственных установок и немедленно применять меры по устранению неполадок;
следить за уборкой рабочих мест по окончанию работы, отключением электроприборов и электросети, кроме дежурного освещения и тех установок, которые по условиям производства должны действовать круглосуточно;
обеспечить постоянную готовность к действию имеющихся средств пожаротушения, связи и сигнализации.
В задачу комиссии по профилактике пожаров входят:
оценка пожарной опасности объекта, соответствие проекта пожарной безопасности;
снабжение объекта автоматическими средствами пожаротушения;
разработка инструкций по пожарной безопасности, планов ликвидации аварий на подстанции, разработка оперативного плана;
создание добровольной пожарной дружины;
обучение рабочих пожарной безопасности [12].
.7 Экологичность при строительстве и эксплуатации юго-восточных электрических сетей
При строительстве и эксплуатации электрических сетей возникают проблемы, связанные с охраной окружающей среды. Если при проектировании электрических сетей проигнорировать решение вопросов охраны окружающей среды, то при их эксплуатации неминуемо появится ряд факторов, отрицательно влияющих на условия жизни человека, его здоровья, нарушающих и уничтожающих сложившиеся в данной местности (районе) экосистемы, биогеоценозы, например:
изъятие из пользования сельскохозяйственных угодий, их использование под строительство объектов, дорог, складов;
истощение природных ресурсов за счет уничтожения почвенного слоя, растительности;
нарушение материального баланса пресной воды в водоёмах и водостоках, вследствие ее загрязнения сточными водами, содержащими нефтепродукты (трансформаторное масло);
уничтожение и нарушение почвенного слоя транспортными, монтажными, землеройными машинами в процессе строительства, монтажа и эксплуатации подстанции;
нарушение материального баланса почвенного слоя, вследствие его загрязнения нефтепродуктами, продуктами окисления и разложения цветных, черных металлов и изоляционных материалов;
повышенный шум и вибрация пи работе электрических установок.
Одной из наиболее важных проблем является проблема сохранения почвенного слоя земли. Почва — одна из основных частей окружающей человека среды. Она является необходимым условием существования и воспроизводства сменяющих друг друга человеческих поколений, главным средством производства в сельском хозяйстве. Почва — сложная открытая система, обеспечивающая обмен веществ с другими элементами биосферы. В современных условиях она испытывает все возрастающее антропогенное воздействие. Следствием неразумного использования почвы является усиление эрозионных процессов и высокий уровень загрязнения. загрязненная почва оказывает влияние на растительность, поверхностные и грунтовые воды. В современных условиях актуальность оптимального землеиспользования в целях сохранения почвенного плодородия, предотвращения загрязнения почвы.
Проектирование электросетевых объектов должно выполняться с учетом регламентирующих природоохранных требований по предотвращению негативного воздействия на окружающую среду, жизнедеятельность и здоровье населения и обслуживающего персонала, применяя соответствующие конструктивные и проектные решения с использованием современных технологий [29].
При проектировании электросетевых объектов должно предусматриваться выполнение требований и норм по ограничению воздействий физических факторов на окружающую среду. К таким факторам относятся:
электрическое поле;
магнитное поле;
электростатическое поле;
электромагнитные помехи;
шум.
Источниками электрических, магнитных полей, электромагнитных помех, а также акустических шумов являются воздушные линии электропередачи и открытые распределительные устройства подстанций, находящиеся под напряжением.
Оценку воздействия электрических и магнитных полей на человека следует производить на основании требований: ГОСТ 22012-82 [36] и ГОСТ 12.1.003-83 [37].
Допустимые уровни напряжённости электрического поля для персонала электроустановок согласно СанПиН 2.2.4.1191-03 [28] приведём в таблице 5.2.
Таблица 5.2 — Допустимые уровни напряжённости электрического поля на высоте 1,8 м над уровнем земли.
В киловольтах/метр
характер воздействияНапряжённостьдля населениядля персоналаВнутри жилых зданий0,5-На балконах, лоджиях, террасах, на территории жилой застройки, садов и огородов, гаражных кооперативов и остановках общественного транспорта1,0-В населенной местности вне зоны жилой застройки5,0-На участках пересечения ВЛ с автодорогами10,0-В населенной местности, где возможно систематическое пребывание людей (< 1,5 ч в день)15,0-Допускается работа персонала без применения средств защиты в течение всего рабочего дня-5,0
При проектировании электрических сетей должны быть выполнены следующие требования в части обеспечения экологической безопасности:
предотвращение попадания трансформаторного масла на рельеф местности;
применение, где это возможно, сухих реакторов, трансформаторов и конденсаторов, оптико-электронных измерительных трансформаторов;
соблюдение требований по пожарной безопасности;
применение взрывобезопасного оборудования;
соблюдению требований ГОСТов и санитарных норм.
При проектировании ВЛ учитываются ниже следующие факторы воздействия на окружающую среду, здоровье и жизнедеятельность человека.
Общестроительные воздействия:
изъятие земель в постоянное (бессрочное) пользование;
изъятие земель во временное пользование;
нарушение естественного состояния грунта и рельефа;
сокращение площадей насаждений (разрубка просек);
загрязнение поверхностных и грунтовых вод (только при строительстве).
Специфические воздействия:
электрическое поле (для ВЛ напряжением 110 кВ и выше);
магнитное поле;
шум (для ВЛ напряжением 110 кВ и выше учитывается только в населенной местности);
электромагнитные помехи;
опасные и мешающие влияния на линии связи и проводного вещания;
условия, приводящие к гибели птиц и животных в районах их расселения и на путях их миграции;
ограничение землепользования;
нарушение эстетики ландшафта (для природоохраняемых и рекреационных территорий, вблизи памятников истории и культуры);
Основными отрицательными последствиями влияния электросетевых объектов на окружающую среду являются возможные изменения состояния животного и растительного мира, атмосферного воздуха, гидросферы, почвенного покрова и грунтов и, как следствие, воздействие на здоровье человека.
Основными источниками загрязнения могут служить:
отходы строительного производства
горюче-смазочные материалы
трансформаторное масло
Представим в таблице 5.3 материалы, входящие в конструкции или используемые в процессе эксплуатации восточных электрических сетей в зависимости от класса опасности [32].
Таблица 5.3 — Характеристика существующих источников загрязнения окружающей среды
Источник загрязняющих веществНаименование загрязняющего веществаКласс опасностиЭлементы конструкцийМеталлмалоопасныйБетонмалоопасныйПластикмалоопасныйДеревомалоопасныйАккумуляторный участокСерная кислотавысокоопасныйЕмкости хранения трансформаторного маслаМасло минеральноеумеренно опасныйЭлектросварочный постЖелеза оксидмалоопасныйМарганца и его соединениявысокоопасныйФтористые газообразные соединениявысокоопасный Механическая обработка металлаЖелеза оксидумеренно опасныйПыль абразивнаямалоопасныйКрытая стоянка автотранспортаАзота диоксидумеренно опасныйУглерод (сажа)малоопасныйСера диоксидумеренно опасныйУглерод оксидмалоопасныйБензин нефтянойумеренно опасныйКеросинумеренно опасный
Как видно из таблицы 5.3 при эксплуатации восточных электрических сетей, обращается около десятка вредных веществ, различного класса опасности:
·II — высокоопасный
·III — умеренно опасный
·IV — малоопасный
Класс I — чрезвычайно опасный отсутствует. Концентрация загрязняющих веществ не велика, поэтому существенного вреда для окружающей среды они не принесут.
В связи со значительным объёмом, трансформаторное масло, в случае утечки или пожара может нанести вред окружающей среде. поэтому на территории ОРУ подстанций следует предусматривать устройства по сбору и удалению масла (при наличии маслонаполненного оборудования) с целью исключения возможности растекания его при аварии по территории и попадания в водоёмы [33].
5.8 Заключение о безопасности и экологичности проекта
Проанализировав вредные и опасные факторы воздействия на персонал и окружающую среду, возможные на территории Юго-восточных электрических сетей, рассмотрев меры против возникновения и распространения пожара на подстанции, а так же безопасность при чрезвычайных ситуациях. Можно сделать вывод, что при эксплуатации юго-восточных электрических сетей, соблюдая предложенные меры и средства по защите оборудования и персонала, электрические сети, как техническая система являются относительно безопасными и экологичными.
электрический сеть напряжение режим
Заключение
В дипломной работе на основе схемы электрических соединений СЭС и данных о замерах напряжений и нагрузок в узлах в зимний период были решены вопросы:
составлена схема замещения СЭС;
рассчитаны параметры схемы замещения для расчета установившихся режимов;
проведен расчет на ЭВМ установившихся режимов;
по результатам расчета установившихся режимов сделан анализ данных режимов работы СЭС, рассмотрены возможности РПН и ПБВ по улучшению уровня напряжения;
рассмотрены вопросы по экономической части;
рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и охраны труда.
Используя программный комплекс REGIM и действительные контрольные замеры на подстанциях СЭС за декабрь 2012 года, рассчитаны и проанализированы нормальный режим, ремонтные и аварийные режимы работы Юго-Восточных электрических сетей.
Полученные значения напряжения у потребителей не выходят за допустимые пределы, указанные в таблице 3.3. Потребители получают электроэнергию требуемого качества, что позволяет поддерживать нормальный режим работы, увеличить сроки службы оборудования.
При этом необходимо отметить, что летний режим работы сетей также имеют свои особенности. В частности, сезонный спад нагрузок приводит к росту напряжения в сети 220 кВ.
список использованных источников
1. Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии / А.А Герасименко, В.Т. Федин. Ростов н/Д: Феникс, 2008. — 715 с.
. Бобров А.Э. Программно-математический комплекс расчета установившихся режимов электрических систем [Текст]: учеб. пособие / А.Э. Бобров, А.А. Герасименко, В.Н. Гиренков, В.В. Нешатаев; Краснояр. гос. техн. ун-т. — Красноярск: КГТУ, 1999. — 112 с.
. Идельчик В.И. электрические системы и сети [Текст] / В.И. Идельчик. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.
. Щербачев О.В. Применение цифровых вычислительных машин в электроэнергетике [текст]: учеб. пособие для вузов / О.В. Щербачев, А.Н. Зейлингер, К.П. Кадомская и др. — Л.: Энергия, 1980. — 240 с.
. Герасименко А.А. Применение ЭЦВМ в электроэнергетических расчетах [текст]: учеб. пособие / А.А. Герасименко; Краснояр. гос. техн. ун-т. — Красноярск: КрПИ, 1983. — 116 с.
. Солдаткина Л.А. электрические сети и системы [Текст]: учеб. пособие для вузов / Л.А. Солдаткина. — М.: Энергия, 1978. — 216 с.
. Веников В.А. электрические системы. Режимы работы электрических сетей и систем [текст] / В.А. Веников, Л.А. Жуков, Г.Е. Поспелов; Ред. В.А. Веников. — М.: Высш. шк., 1975. — 238 с.
. Юдин Е.Я. Охрана труда в машиностроении [текст]: учеб. для машиностроительных вузов / Е.Я. Юдин.- М.: Машиностроение, 1983. — 432с.
. Правила устройства электроустановок: ПУЭ-7 [текст] (по состоянию на 1 ноября 2007 г.). — Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007. — 512 с.
. Князевский Б.А. Охрана труда в электроустановках [текст]: учеб. для вузов / Ред. Б.А. Князевский.- М.: Энергоатомиздат, 1983. — 336 с.
. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст]. — М.: Энергоатомиздат, 2003. — 284 с.
. Долин П.А. основы техники безопасности в электроустановках [Текст]: Учеб. пособие для вузов / П.А. Долин. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 448 с.
. Долин П.А. Справочник по технике безопасности [Текст] / П.А. Долин. — М.: Энергия, 1982. — 800 с.
. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций [текст]: учеб. для техникумов / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. — М.: Энергоатомиздат. 1980. — 600 с.
. Чернобровов Н.В. Релейная защита [Текст]: учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергия, 1974. — 680 с.: ил.
. Скалкин Ф.В. Энергия и окружающая среда [текст] / Ф.В. Скалкин. — Л.: Энергоатомиздат. 1981. — 280 с.
. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей [текст]: учеб. пособие для студентов вузов / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Ред. В.М. Блок. — М.: Высш. шк., 1990. — 383 с.
. Поликарпова Т.И. Планирование себестоимости передачи электрической энергии [Текст]: метод. указания к выполнению курсовой работы для студентов специальностей 100200 — «Электроэнергетические системы и сети» и 210400 — «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем» / Т.И. Поликарпова; Краснояр. гос. техн. ун-т. — Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. — 39 с.
. ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. — М.: Рид Групп, 2012. — 160 с.
. Трудовой Кодекс Российской Федерации (по состоянию на 1 апреля 2013 г.). [текст]. — Нижний Новгород: Эксмо, 2013. — 208 с.
. Бабий В.И. Энергетика и охрана окружающей среды [текст] / В.И. Бабий, А.Ф. Белоконова, Р.А. Белый и др.; Ред. Н.Г. Залогин. — М.: Энергия, 1979. — 351 с.
. ГОСТ 12.1.038-82. ССБТ Электробезопасность. предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и токов.
. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ Электробезопасность. Защитное заземление и зануление.
. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01-02-95*) 3-е изд. с изм. и доп. Введены с 1 июня 2000 г. [текст]. — М.: НЦ ЭНАС, 2002. — 125 с.
. Налоговый Кодекс Российской Федерации от 07 мая 2013 (НК РФ)
. Письмо Минрегиона россии №1951-ВТ/10 от 12.02.2013.
. Письмо Росстроя N СК-1524/02 от 21.04.2006.
. СанПиН 2.2.4.1191-03 Физические факторы производственной среды. Электромагнитные поля в производственных условиях.
. СТО 56947007-29.240.037-201 Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при проектировании. Введ. впервые; дата введ. 15.03.2010. М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. — 37 с.
. Неклепаев Б.Н. электрическая часть электростанций и подстанции. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
. Письмо КЦ/П2013-01ти об индексах изменения сметной стоимости строительства по Федеральным округам и регионам российской Федерации от 13 янв. 2013 г.
. ГОСТ 12.1.007-76 Вредные вещества. классификация и общие требования.
. СТО 56947007-29.240.10.028-2009 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС).
. Федеральный законбезопасности от 22 июля 2008 г.
. Приказ МЧС №404 (с изменениями на 14.12.2010 г.) Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах.
. ГОСТ 22012-82 Радиопомехи индустриальные от линий электропередачи и электрических подстанций.
. ГОСТ 12.1.003-83 Допустимые уровни шумов в производственных помещениях.
38. Устранение аварий на подстанциях и в электрических сетях [Электронный ресурс]. — Режим доступа: <HTTP://rudocs.exdat.com/docs/index-53417.html?page=23>. — Загл. с экрана.
. сто 4.2-07-2014 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности. Взамен СТО 4.2-07-2012; дата введ. 27.02.2014. Красноярск: БИК СФУ, 2014. — 57 с.
Учебная работа. Расчет режимов работы Юго-Восточных электрических сетей
Загрузка...
.
, окончательно принимаем g =23,63˚.
.
, о. е. КIКUКP
Данное выражение справедливо для нормального двух-трехвентильного
. трех-четырёх вентильный режим работы при угле
=60°, следовательно, внешняя
=0 ограничивается значением тока Idmax, при котором 
).
, град. Id, о. е. Ud,
.
,
,
по следующему выражению
,
(Ом)
(Ом)
сравнивается с максимально допустимой температурой для данного
