Дипломная работа обоснование целесообразности системы напряжений 110/10/0, 38 кв для распределительных электрических сетей

лист 5 '.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Результаты расчета режима при системе напряжений 11035100
кВ и уровне нагрузки ПQ1
кВ и уровне нагрузке ПQ1
Результаты расчета режима
участка сети вручную
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей

лист 2.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Схема исследуемой сети при системе напряжений 110100
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей"

лист 5.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей
Результаты расчета режима при системе напряжений 11035100
кВ и уровне нагрузки П-1
кВ и уровне нагрузке П-1
Результаты расчета режима
участка сети в ручную

лист 8.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Технико-экономические и экологические показатели
принципы сведения многоцелевой задачи к одноцелевой
сведения многоцелевой задачи к одноцелевой
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей"

лист 7.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Критерии оптимизации и основные расчетные соотношения
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей"

лист 6.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Результаты расчета режима при системе напряжений 110100
кВ и уровне нагрузки П-1
Результаты расчета режима при системе напряжений 11035100
кВ и уровне нагрузке ПQ1
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей

лист 3.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Результаты статистического анализа загрузки линий 110 кВ и 35 кВ
Рисунок 1 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 110 кВ
Рисунок 2 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 110 кВ выполненых проводом АС Q120
Рисунок 3 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 110 кВ выполненых проводом АС Q150
Рисунок 4 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 110 кВ выполненых проводом АС Q185
Рисунок 5 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 35 кВ
Рисунок 6 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 35 кВ выполненых проводом АС Q50
Рисунок 7 Q Диаграмма плотности токов в участках воздушных линий электропередач 35 кВ выполненых проводом АС Q70
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей"

лист 4.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Конструктивное исполнение ЛЭП
Расчетные данные и области применения опор ПБ 35 -1.1
Расчетные данные и области применения опор ПБ 110 -1
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей"

лист 1.dwg

-43-01 02 01 г. Минск
Обоснование целесообразности системы напряжений 110100
кВ для распределительных электрических сетей
Схема исследуемой сети при системе напряжений 11035100

Пояснительная записка 6.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра “Электрические системы”
Заведующий кафедрой
ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ СИСТЕМЫ НАПРЯЖЕНИЙ 11010038 кВ ДЛЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Специальность 1-43 01 02 – “Электроэнергетические системы и сети”
Специализация 1-43 01 02 01 – “Проектирование и эксплуатация электроэнергетических систем”
пояснительная записка - страниц;
графическая часть - листов.
Дипломный проект: 123 с. 6 рис. 67 табл..
ЛОКАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ МНОГОЦЕЛЕВАЯ ЗАДАЧА ОДНОЦЕЛЕВАЯ ЗАДАЧА ОПТИМАЛЬНАЯ СТРАТЕГИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ РЕЖИМЫ СИСТЕМА НАПРЯЖЕНИЙ.
Вид выпускной работы – работа на тему «Обоснование целесообразности системы напряжений 11010038кВ для распределительных электрических сетей».
Целью исследования является анализ целесообразности перевода существующего района электрических сетей с системой напряжения 1103510038 кВ на систему напряжения 11010038 кВ.
Число литературных источников использованных в работе составляет 20 единиц в том числе учебная литература и периодические издания.
При выполнении дипломной работы использовались следующие пакеты компьютерных программ: программа «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами» для статистического анализа информации о площадях подстанций и ее обработки и программный комплекс «RastrWin» для определения основных параметров элементов электрических сетей путем расчета анализа и оптимизации возможных нормальных и послеаварийных режимов.
В данной дипломной работе были рассмотрены существующие проблемы эксплуатации существующего района электрической сети с системой напряжений 1103510038кВ и предложены пути их решения. Произведен статистический анализ плотности тока в участках воздушных линий электропередач номинального напряжения 35–110кВ РУП «Витебскэнерго». Выполнено прогнозирование электропотребления исследуемого района электрических сетей на перспективный период. Произведен выбор основного оборудования для исследуемого района электрических сетей при существующей системе напряжений 1103510038кВ и альтернативной системе напряжений 11010038 кВ. Произведен расчет анализ и оптимизация возможных режимов исследуемого района электрических сетей при различных системах напряжения и уровнях нагрузки. Выполнен статистический анализ информации о площадях подстанций и ее обработка. Рассчитаны капитальные затраты годовые эксплуатационные расходы стоимость передачи электроэнергии потери электроэнергии и площади занимаемых земельных участков линиями и подстанциями для исследуемого участка сети при различных системах напряжения и уровнях нагрузки. Была произведена экологическая оценка объектов электрической сети. Выполнен выбор оптимальной системы напряжений путем решения одноцелевой и многоцелевой задачи. Рассмотрены вопросы техники безопасности. В заключении работы сделан вывод о целесообразности применения системы напряжений 11010038 кВ для распределительных сетей.
Приведенный в дипломной работе расчетно–аналитический материал достаточно точно отражает состояние рассматриваемого объекта все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.
The form of the final work – the work on the topic “The basis of reasonability of the system of the voltage 11010038 kV for distributing electric networks”
The purpose of the research is the analysis of the reasonability of the transition from the system of the voltage 1103510038kV to the system of the voltage 11010038 kV for existing part of the electric networks.
While doing the final work it was used the programme “Smoothing of the experimental dependences of the function with two unknown parameters” for statistical analysis of information for the area of substations and before its processing and the complex programme “RastrWin” for the definition of the parameters of the elements of the electric networks by calculation analysis and optimization of possible normal and after breakdown conditions.
Using in this final work accounting-analytical material illustrates the condition of the researching object all theoretical and methodological principals and concepts are accompanied by the references to their authors.
Ведомость объема дипломной работы
Задание по дипломному проектированию
Пояснительная записка
Схема исследуемой сети при системе напряжений 1103510038 кВ
Схема исследуемой сети при системе напряжений 11010038 кВ
Результаты статистического анализа загрузки линий 110 кВ и 35 кВ
Конструктивное исполнение ЛЭП
Результаты расчета режима при системе напряжений 1103510038 кВ и уровне нагрузки П-1
БНТУ.306235.023 – ЗО – 2011
Результаты расчета режима при системе напряжений 11010038кВ и уровне нагрузки П-1
Критерии оптимизации и основные расчетные соотношения
Технико-экономические и экологические показатели принципы сведения многоцелевой задачи к одноцелевой
Анализ и теоретическое обоснование принципов выбора
систем напряжений распределительных электрических сетей 11
Статистический анализ загрузки линий напряжением 110–35 кВ
и плотности тока в них .. 15
Формирование существующей схемы сетей напряжением
0–35кВ параметров линий и электрооборудования 19
Выбор уровней нагрузок с учетом неопределенности
исходной информации ..21
Выбор схемы и параметров сети при существующей
системе напряжений 1103510 кВ для различных уровней нагрузок ..23
Выбор схемы и параметров сети при альтернативной
системе напряжений 11010 кВ для различных уровней нагрузок 32
Формирование расчетных режимов 39
Электрические расчеты и анализ их результатов при
различных системах напряжений 40
Выбор критерия оптимальности для одноцелевой задачи с
учетом возможной динамики нагрузок 44
Выбор оптимального варианта системы напряжений в
условиях неопределенности 49
Статистический анализ информации о площадях
подстанций 1103510 11010 3510 кВ и ее обработка 54
Экологическая оценка объектов электрической сети .. ..57
Выбор локальных критериев для многоцелевой
оптимизации и принципов сведения многоцелевой задачи к одноцелевой 60
Технико–экономическая оценка различных систем
напряжений с учетом неопределенности исходной информации на
основе многокритериального подхода .. .. .. .. 62
Техника безопасности при выполнении
строительно–монтажных работ 66
1 Допуск работников строительно–монтажных организаций к
работам в действующих электроустановках .. 66
Техника безопасности при монтаже электрооборудования 71
Заключение .. .. .. .. .. ..75
Список использованных источников .. .. ..77
Приложение А .. .. .. .. ..79
Приложение Б .. .. .. .. 93
Приложение В .. .. . .. .105
Приложение Г .. .. .. .. .119
Приложение Д .. .. . .. .121
В Белорусской энергосистеме функционирует исторически сложившаяся система напряжений 75033022011035106038кВ [4]. Имеется тенденция к исключению сетей с номинальными напряжениями 220кВ и 35кВ. Номинальное напряжение 35кВ применяется для распределительных электрических сетей. Исключение сетей с номинальным напряжением 35кВ подразумевает их перевод на напряжение 110кВ. С одной стороны перевод распределительной сети на более высокое номинальное напряжение приведет к уменьшению потерь мощности и энергии что является очень актуальным вопросом на сегодняшний день. Но с другой стороны в большей части распределительных сетей низкий уровень нагрузки и при переводе распределительной сети на напряжение 110кВ может оказаться низкая эффективность капитальных затрат (вследствие недогруженности линий и трансформаторов). Чтобы рассмотреть целесообразность применения системы напряжений 11010038кВ для распределительной сети нужно рассмотреть задачу проектирования распределительной сети при системе напряжений 1103510038 кВ и системе напряжений 11010038кВ.
Одной из проблем проектирования распределительных электрических сетей является прогнозирование перспективного уровня нагрузки. Спрогнозировать точно перспективное электропотребление очень тяжело особенно на длительные периоды. От перспективного уровня нагрузки зависит выбор проводов на воздушных линиях и основного оборудования. В результате неточного прогнозирования линии электропередач и трансформаторы могут оказаться недогруженными или перегруженными. Чтобы этого избежать приходится на практике решать задачи проектирования в условиях неопределенности исходной информации [4] [5] задаваясь несколькими перспективными уровнями нагрузки. Такой подход позволяет выбрать оптимальную стратегию развития распределительной сети.
АНАЛИЗ И ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ВЫБОРА СИСТЕМ НАПРЯЖЕНИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
В Полоцких электрических сетях действует исторически сложившаяся система напряжений электрических сетей 33011035106038кВ (рисунок 1.1). В Белорусской энергосистеме имеется тенденция к постепенному исключению сетей с номинальным напряжением 220кВ и 35кВ. Поэтому необходимо рассмотреть целесообразность перевода сети 35кВ на напряжение 110кВ.
Режим нейтрали электрической сети напряжением 110кВ отличается от режима нейтрали электрической сети напряжением 35кВ. Электрические сети напряжением 110кВ выполняются с заземленной нейтралью. В случае возникновения любого короткого замыкания на линии поврежденный участок сети отключается и если повреждение устойчивое (не устраняется устройствами АПВ) то бригады службы линий электропередач (ЛЭП) выезжает на обход поврежденного участка. Учитывая то что современные микропроцессорные защиты способны указать расстояние до места повреждения при двух– и трехфазных КЗ на воздушных линиях электропередач бригада ЛЭП уже приблизительно знает место повреждения. Электрические сети напряжением 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. В случаях замыкания одной фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью треугольник линейных напряжений сохраняется потребитель не чувствует этого и поврежденный участок остается в работе. Этот фактор являлся решающим при выборе напряжения для распределительных сетей в эпоху строительства Белорусской энергосистемы. Потомучто степень резервирования распредсетей была низкая сети были очень разветвленные и при этом необходимо было обеспечить надежность электроснабжения сельского хозяйства.
Рисунок 1.1 – Схема энергорайона Полоцких электросетей
В Полоцких электросетях эксплуатируется 12 воздушных линий электропередач напряжением 35 кВ. Большинство из них состоит из нескольких участков а на некоторых участках этих линий имеются отпайки. Так например воздушная линия электропередач 35 кВ Районная – Россоны состоит из четырех участков на трех из них имеются отпайки к тупиковым подстанциям. Поэтому имеется особенность эксплуатации таких линий. В случае однофазного замыкания на землю линия остается в работе а для локализации поврежденного участка требуется затратить много времени. Потому что необходимо поочередно отключать участки линии а на некоторых подстанциях выделить участок можно только оперируя разъединителями (т.к. выключатели стоят только в цепи трансформаторов) и для этого необходимо отправлять оперативно выездную бригаду на подстанцию. Только после локализации поврежденного участка отправляется бригада службы ЛЭП на обход линии для отыскания места повреждения и его устранения. В случаях других видов коротких замыканий на воздушных линиях электропередач 35 кВ линия отключается защитами а процедура локализации поврежденного участка и определения места повреждения аналогичная как и при однофазных КЗ на землю. Благодаря развитой распределительной электрической сети 10кВ в Полоцких электрических сетях есть возможность резервирования подстанций с высшим напряжением 35 кВ в случае повреждений и отключений линий 35 кВ поэтому электроснабжение потребителей сохраняется.
Анализируя выше сказанное можно сделать вывод о том что повреждения на воздушных линиях электропередач напряжением 110кВ определяются и устраняются быстрее чем на воздушных линиях электропередач напряжением 35кВ. Однако в настоящее время при достаточной степени резервирования нейтраль электрической сети 35кВ можно выполнить с резистивным заземлением через низкоомные резисторы. И при дооборудовании подстанций 35кВ выключателями эксплуатация электрической сети напряжением 35кВ не будет отличать от эксплуатации электрической сети напряжением 110кВ. Поврежденный участок при любом виде КЗ будет локализовываться выключателями через действие защит.
В пользу напряжения 110кВ перед напряжением 35кВ для электрической сети говорит еще и фактор потерь электрической энергии. Ведь при повышении напряжения нагрузочные потери уменьшаются. Также увеличивается пропускная способность линий электропередач при повышении напряжения. Правда фактор увеличения пропускной способности для распределительных сетей не очень важен т.к. загрузка воздушных линий электропередач распределительных электрических сетей напряжением 35 кВ низкая.
СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЗАГРУЗКИ ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110–35 кВ И ПЛОТНОСТИ ТОКА В НИХ
Всего проанализирована загруженность 330 участков воздушных линий электропередач сети 110–35 кВ «Витебкэнерго» в зимний максимум нагрузки. Из них 205 участков линий с номинальным напряжением 110 кВ и 125 участков линий с номинальным напряжением 35 кВ.
Из 205 участков линий электропередач напряжением 110 кВ:
– 10 участков выполненных проводом АС–70;
– 16 участков выполненных проводом АС–95;
– 83 участков выполненных проводом АС–120;
– 34 участков выполненных проводом АС–150;
– 48 участков выполненных проводом АС–185;
– 10 участков выполненных проводом АС–240;
– 4 участков выполненных проводом АС–300.
Из 125 участков линий электропередач напряжением 35 кВ:
– 4 участка выполненных проводом АС–35;
– 67 участков выполненных проводом АС–50;
– 43 участков выполненных проводом АС–70;
– 5 участков выполненных проводом АС–95;
– 6 участков выполненных проводом АС–120.
Анализ загруженности произведен на основе расчета режима зимнего максимума сети номинального напряжения 110–35кВ «Витебскэнерго» в программе RastrWin версия 2.30.1.1. Плотность тока получена путем обработки в программе Microsoft Excel данных токовой загруженности участков ЛЭП полученной в программе RastrWin. Полученная плотность тока условно считается максимальной т.к. расчет режима выполнен по замерам нагрузки на подстанциях в один из дней декабря (считается что в этот день нагрузка бывает максимальной). Но на самом деле нагрузка носит вероятностный характер и нет никакой уверенности в том что в момент замера у потребителей включенная нагрузка была максимальной. Более того анализ замеров нагрузки подстанций в летний минимум и зимний максимум показывает что на некоторых подстанциях в летний минимум нагрузка выше чем в зимний максимум.
Анализ плотности тока участков линий с номинальным напряжением 110 кВ сведем в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Плотность тока воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ
Токовая загруженность линий Амм2
Количество участков линий шт
Процент от общего числа линий данного сечения %
Рисунок 2.1 – Диаграмма плотности тока в участках воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ
Как видно из рисунка 2.1 при нормальном режиме работы сети 110 кВ «Витебскэнерго» плотность тока в большей части (87 %) участков воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 110 кВ составляет от 06 до 0 Амм2. Плотность тока составляющая от 1 до 06 Амм2 имеется только в 13% участков воздушных линий электропередач к этим участкам относятся головные участки крупных подстанций и участки электроснабжения крупных энергоузлов. Ни один из участков не имеет плотности тока превышающей 1Амм2.
Анализ плотности тока участков линий с номинальным напряжением 35кВ сведем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2–Плотность тока воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35 кВ
Рисунок 2.2 – Диаграмма плотности тока в участках воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35кВ
Как видно из рисунка 2.2 при нормальном режиме работы сети 35 кВ «Витебскэнерго» плотность тока в большей части (91 %) участков воздушных линий электропередач с номинальным напряжением 35кВ составляет от 06 до 0 Амм2. Только в 9 % проанализированных участков плотность тока составляет от 12 до 06 Амм2 что свидетельствует о низкой загруженности линий 35кВ.
При проектировании согласно [1] сечения проводов для воздушных линий электропередач сетей номинального напряжения 35–110 кВ выбираются по нормативной экономической плотности тока которая в зависимости от продолжительности использования максимума нагрузки выбирается из значений от 13 до 1 Амм2. Согласно [2] и [10] эти значения рекомендуется снизить до значений от 10 до 07 Амм2. Но как видно из анализа плотности тока в линиях номинального напряжения 35–110кВ «Витебскэнерго» действительная плотность тока в большей части линий в максимум нагрузки не достигает этих значений в нормальных режимах работы. Этот факт объясняется тем что практически все проанализированные участки воздушных линий электропередач были спроектированы и сооружены еще при СССР тогда ожидаемый ежегодный прирост мощности при проектировании был равен 10%. В результате распада СССР прирост мощности снизился до 0% и даже снизились существовавшие нагрузки. Низкая плотность тока в большей части участков линий электропередач также объясняется тем что они относятся к распределительной сети которые характеризуются большой протяженностью и относительно невысокой нагрузкой.
ФОРМИРОВАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110–35кВ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Исследуемая распределительная электрическая сеть номинального напряжения 35кВ (рисунок 3.1) является реальной частью схемы электрической сети 35–330 кВ Полоцкого энергорайона (рисунок 1.1).
Красным цветом обозначена сеть напряжением 110 кВ синим – 35 кВ
Рисунок 3.1 – Исследуемый участок электрической сети
Исследуемая часть электрической сети состоит из 24 участков воздушных линий электропередач номинального напряжения 35кВ 12 подстанций 3510 кВ (4 двухтрансформаторные и 11 однотрансформаторные) и имеет связь с электрической сетью номинального напряжения 110 кВ через 4 подстанции 1103510кВ. На линиях исследуемой части электрической сети 35кВ используются следующие сечения проводов: 50 мм2 70 мм2 120 мм2.
В исследуемой электрической сети имеются участки воздушных линий электропередач коммутируемые только разъединителями что затрудняет их эксплуатацию т.к. разъединители не имеют дистанционного управления и приходится для их коммутации бригаде ОВБ выезжать на подстанцию.
Нейтраль в исследуемой электрической сети 35кВ выполнена изолированной.
На подстанциях 1103510кВ исследуемой электрической сети применяются трехфазные трехобмоточные трансформаторы мощностью 63МВ·А 10МВ·А и 16МВ·А. На подстанциях 3510кВ применяются трехфазные двухобмоточные трансформаторы мощностью 16 МВ·А 25 МВ·А 31 МВ·А и 56 МВ·А.
На подстанциях используются масляные баковые выключатели номинального напряжения 35кВ типа С–35М ВТ–35А. Данные выключатели хоть и являются морально устаревшими но за время эксплуатации зарекомендовали себя как довольно надежные.
ВЫБОР УРОВНЕЙ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ
Сечение проводов для линий электропередач их номинальное напряжение мощность трансформаторов и отключающая способность выключателей при проектировании электрических сетей выбирается по электрическим нагрузкам потребителей. Электрические нагрузки являются исходной информацией при проектировании. В нашем случае эта исходная информация обладает неопределенностью. Неопределенность заключается в том что нам неизвестно насколько возрастет нагрузка с течением времени. Спрогнозируем электрические нагрузки на подстанциях исследуемой электрической сети на ближайший перспективный период 10 лет. Спрогнозируем три варианта нагрузок:
– Вариант П1 – нагрузка через 10 лет не изменяется и остается на уровне замеров в зимний максимум нагрузки;
– Вариант П2 – нагрузка изменяется через 10 лет на 15%;
– Вариант П3 – нагрузка изменяется через 10 лет на 35%.
Увеличение нагрузки по вариантам П2 и П3 обусловлено тем фактом что в настоящее время государство проводит политику по привлечению граждан в сельскую местность. Строятся агрогородки бесплатно предоставляется жилье молодым специалистам приезжающим в сельскую местность строятся животноводческие фермы и птицефабрики осуществляется льготное кредитование граждан проживающих в малых городах и населенных пунктах снижена налоговая нагрузка для предпринимателей работающих в сельской местности и в сфере экотуризма. Все эти факторы способствуют привлечению как молодых людей так и людей зрелого возраста в сельскую местность.
В таблице 4.1 представлены значения максимальных электрических нагрузок на перспективный период для подстанций исследуемой электрической сети.
Таблица 4.1–Величины максимальных нагрузок подстанций исследуемой электрической сети на перспективный период 10 лет в условиях неопределенности исходной информации
Состояния природы (нагрузки) на перспективный период
ПС 1103510 кВ Волынцы
ПС 1103510 кВ Россоны
ПС 3510 кВ Дерновичи
ПС 3510 кВ Леонишено
ПС 3510 кВ Кохановичи
ПС 3510 кВ Горбачево
ПС 3510 кВ Селявщина
ПС 3510 кВ Гамзелево
ВЫБОР СХЕМЫ И ПАРАМЕТРОВ СЕТИ ПРИ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЕ НАПРЯЖЕНИЙ 1103510кВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЕЙ НАГРУЗОК
Для существующей системы напряжений и конфигурации исследуемого участка сети (рисунок 3.1) выберем трансформаторы для подстанций и сечения проводов для воздушных линий электропередач при различных уровнях перспективной нагрузки (таблица 4.1).
Произведем выбор трансформаторов на двух трансформаторной подстанции 3510 кВ «Сарья» для перспективного состояния уровня нагрузки П1 (таблица 4.1). При установке на подстанциях двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30 – 40 % на время ремонта или аварийного отключения одного из них [1]. Исходя из этого условия мощность одного трансформатора должна быть не менее:
Выбираем два трансформатора по [9] типа ТМН–63035 номинальной мощностью 063 МВ·А UВН=35 кВ и UНН=11 кВ.
Выбор трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях производится из условия что мощность трансформатора должна быть больше либо равна максимальной мощности нагрузки.
Выбор трансформаторов на остальных подстанциях 3510 кВ сведем в таблицу 5.1.
На подстанции 1103510кВ «Промплощадка» установлено два трансформатора: один 11010кВ второй 3510кВ. Поэтому их выбор произведем описанным выше способом и отразим в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор трансформаторов на подстанциях
Количество трансформаторов шт.
Расчетная мощность трансформатора МВ·А при перспективном состоянии нагрузки
Мощность выбранных трансформаторов МВ·А при перспективном состоянии нагрузки
ПС 1103510 кВ Промплощадка трансформатор 11010 кВ
ПС 1103510 кВ Промплощадка трансформатор 3510 кВ
Выбор трехфазных трехобмоточных трансформаторов 1103510 кВ на подстанциях от которых питается сеть напряжением 35 кВ будет отличаться лишь тем что уровень их нагрузки равен сумме максимальных нагрузок подстанций 3510кВ которые питаются от них в послеаварийном режиме. Выбор трансформаторов на подстанциях 1103510 кВ отразим в таблице 5.2. На подстанции 1003510кВ «Россоны» установлено два трансформатора: один 1103510кВ второй 3510кВ. Выберем трансформатор 1003510кВ из условия что от него запитываются не только потребители по стороне 10 кВ но и подстанции по стороне 35 кВ.
Таблица 5.2 – Выбор трансформаторов на подстанциях 1103510 кВ
МВ·А при перспективном состоянии нагрузки
ПС 1103510 кВ В–Двинск
трансформатор 1103510 кВ
трансформатор 3510 кВ
ПС 1103510 кВ Районная
В III районе по образованию гололеда наибольшая толщина стенки гололеда 15 мм. По условию механической прочности согласно [9] на линиях напряжением выше 1кВ при толщине стенки гололеда большей либо равной 15мм наименьшая площадь сечения применяемых сталеалюминиевых проводов должна быть 35мм2. Поэтому наименьшая площадь сечения при выборе проводов принимаем 35 мм2.
Произведем проверку провода с площадью сечения 35 мм2 по условию образования короны. Согласно [12] провода воздушных линий электропередач должны удовлетворять условию:
где EМАКС – наибольшая напряженность электрического поля у поверхности провода при среднем эксплуатационном напряжении;
EO – напряженность электрического поля соответствующая появлению общей короны.
Начальная критическая напряженность у провода с площадью сечения 35 мм2:
где m – коэффициент шероховатости провода (08 085);
rO – радиус провода см.
Напряженность вокруг провода с площадью сечения 35 мм2 при напряжении 35 кВ:
где Dср – среднегеометрической расстояние между проводами разноименных фаз см.
Наибольшая напряженность вокруг провода с площадью сечения 35 мм2 намного меньше начальной критической напряженности. Условие по напряжению образования короны для наименьшей принимаемой площади сечения проводов выполняется.
Выбор сечений проводов для воздушных линий электропередач будем производить по методу экономической плотности тока. По [11] для времени использования максимума нагрузки от 3000 до 5000 часов значение нормативной экономической плотности тока принимаем равным JЭ = 11 Амм2. Согласно [10] снизим нормативную экономическую плотность тока до значения 08 Амм2. Рассчитаем для существующей сети (рисунок 3.1) при помощи программы RastrWin токи в участках линий в нормальных режимах исследуемой сети при различных перспективных нагрузках (таблица 4.1). Рассчитанные токи представим в таблице 5.3.
Определим методом экономической плотности тока сечение проводов участка воздушной линий электропередач от подстанции «Районная» до отпайки в сторону подстанции «Промплощадка». Ток в этом участке в нормальном режиме при нагрузке П–1 составляет 126А. Тогда расчетная площадь сечение провода равна:
Рассчитанное значение 115мм2 находится между следующими стандартными значениями: 95 мм2 и 120 мм2. Принимаем ближайшее значение и выбираем провод АС–12019 [10].
Рассчитанные значения площадей сечений и марки выбранных проводов для остальных перспективных состояний нагрузки и остальных участков исследуемой сети отразим в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Токи в участках воздушных линий электропередач расчетные площади сечения проводов и выбранные марки проводов
Наименование участка
Ток в участке линии А при перспективном состоянии нагрузки
Расчетное значение сечения провода мм2 при перспективном состоянии нагрузки
Выбраные марки проводов при перспективном состоянии нагрузки
Районная. – Отп. Промплощадка
Отп. Промплощадка – Отп.Боровуха
Отп.Боровуха – Гамзелево
Гамзелево – Отп. Белое
Продолжение таблицы 5.3
Заенки – Отп. Шулятино
Клястицы – Леонишено
Кохановичи – ВДвинск
Сарья – Отп. Бигосово
Отп.Бигосово – ВДвинск
Отп.Бигосово – Бигосово
Отп. Шулятино – Селявщина
Отп. Шулятино – Шулятино
Отп.Боровуха – Боровуха
Окончание таблицы 5.3
Отп. Промплощадка – Промплощадка
Участок воздушной линии от подстанции «Селявщина» до подстанции «Россоны» в нормальном режиме отключен со стороны ПС «Россоны» и ток по ней не протекает. Поэтому выберем для этого участка наименьшую площадь сечения провода 35 мм2 и соответственно провод марки АС–3562.
Произведем проверку выбранных проводов по условию нагрева.
Для проверки выбранных проводов по условию нагрева произведем расчет токов в линиях в послеаварийных режимах с помощью программы RastrWin. Токи в линиях в послеаварийных режимах должны быть меньше допустимых длительных токов по условию нагрева. Проверку проводов по условию нагрева отразим в таблице 5.4.
Таблица 5.4 – Проверка выбранных проводов по условию нагревания
Допустимые длительные токи А при перспективном состоянии нагрузки
Максимальные токи в послеаварийных режимах А при перспективном состоянии нагрузки
Окончание таблицы 5.4
Рассмотрены следующие послеаварийные режимы:
) Отключены воздушные линии «Сокол–Россоны» «Леонишено–Освея» и «Волынцы–Леонишено». Подстанции «Леонишено» «Клястицы» «Горбачево» и «Россоны» питаются от подстанции «Селявщина». Подстанция «Дубровы» от подстанции «Освея».
) Отключены воздушные линии «Гамзелево–Заенки» «Леонишено–Освея» и «Волынцы–Леонишено». Подстанции «Леонишено» «Клястицы» «Горбачево» «Шулятино» «Заенки» и «Селявщина» питаются от подстанции «Россоны». Подстанция «Дубровы» от подстанции «Освея».
) Отключены воздушные линии «В.Двинск–Кохановичи» и «Леонишено–Освея». Подстанции «Кохановичи» «Освея» «Сеньково» и «Сарья» питаются от 1секции подстанции «В.Двинск». Подстанции «Леонишено» «Клястицы» и «Горбачево» питаются от подстанции «Россоны».
) Отключены воздушные линии «В.Двинск–Кохановичи» и «Сеньково–Сарья». Подстанции «Кохановичи» «Сеньково» «Освея» и «Дубровы» питаются от подстанции «Леонишено».
) Отключены воздушные линии «В.Двинск–Сарья» «Клястицы–Леонишено» и «Волынцы–Леонишено». Подстанции «Дубровы» и «Леонишено» питаются от подстанции «Освея». Подстанции «Клястицы» и «Горбачево» питаются от подстанции «Россоны».
Как видно из таблицы 5.4 токи в линиях в послеаварийных режимах меньше допустимых токов по условию нагревания.
ВЫБОР СХЕМЫ И ПАРАМЕТРОВ СЕТИ ПРИ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ СИСТЕМЕ НАПРЯЖЕНИЙ 11010кВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЕЙ НАГРУЗОК
Для альтернативной системы напряжений 11010кВ и существующей конфигурации исследуемого участка сети (рисунок 3.1) составим схему электрической сети (рисунок 6.1).
Рисунок 6.1 – Схема электрической сети при альтернативной системе напряжений
По причине перевода сети 35кВ на напряжение 110кВ в схему внесены следующие изменения:
– на подстанции «Районная» установлена дополнительная ячейка с выключателем 110кВ на 4 секции шин 110кВ для подключения линии «Районная – Гамзелево» после перевода ее на напряжение 110кВ;
– питание подстанции «Промплощадка» осуществляется отпайкой от ВЛ 110кВ «Районная – Стекловолокно 1» и отпайкой от вновь сооружаемой (в связи с переводом сети 35кВ на напряжение 110кВ) ВЛ 110кВ «Районная – Заенки»;
– на подстанциях «Россоны» «Верхнедвинск» «Волынцы» и «Освея» на стороне 110кВ применена схема с одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещенным секционным и обходным выключателем т.к. имеется 6 присоединений.
Схемы остальных подстанций оставим без изменений для того чтобы сравниваемые варианты сети при различных системах напряжения были одинаковы по надежности электроснабжения и по эксплуатационным свойствам. При альтернативной системе напряжений выберем трансформаторы для подстанций и сечения проводов для воздушных линий электропередач при различных уровнях перспективной нагрузки (таблица 4.1). Выбор трансформаторов будем производить методом описанным в п. 5. Выбор трансформаторов отразим в таблице 6.1.
По условию механической прочности как описано в п. 5 в III районе по образованию гололеда наименьшая площадь сечения сталеалюминиевых проводов должна быть 35 мм2.
Согласно [11] минимальный диаметр проводов воздушных линий по условию образования короны при напряжении 110кВ должен быть 114 мм при одиночных проводах в фазе. Этот диаметр соответствует марке провода АС–7011. Поэтому минимальная площадь сечения выбираемых сталеалюминиевых проводов для воздушных линий 110кВ должна быть 70мм2.
Таблица 6.1 – Выбор трансформаторов на подстанциях
ПС 11010 кВ Бигосово
ПС 11010 кВ Клястицы
ПС 11010 кВ Дерновичи
ПС 11010 кВ Сеньково
ПС 11010 кВ Леонишено
ПС 11010 кВ Кохановичи
ПС 11010 кВ Горбачево
ПС 11010 кВ Селявщина
ПС 11010 кВ Шулятино
ПС 11010 кВ Боровуха
ПС 11010 кВ Гамзелево
ПС 11010 кВ Промплощадка
ПС 11010 кВ В–Двинск
ПС 11010 кВ Районная
Выбор сечений проводов для воздушных линий электропередач будем производить по методу экономической плотности тока. По [11] для времени использования максимума нагрузки от 3000 до 5000 часов значение нормативной экономической плотности тока принимаем равным JЭ = 11Амм2. Согласно [10] снизим нормативную экономическую плотность тока до значения 08Амм2. Конфигурация сети для альтернативной системы напряжений (рисунок 6.1) такая же как и для существующей системы напряжений поэтому рассчитаем для существующей сети (рисунок 3.1) при помощи программы RastrWin мощности на участках линий в нормальных режимах исследуемой сети при различных перспективных нагрузках (таблица 4.1). По результатам расчета мощности в участках линий используя формулу (6.1) определим токи в участках линий. Рассчитанные мощности и токи представим в таблице 6.2.
где Si – полная мощность в i – ом участке линии.
Таблица 6.2 – Мощности и токи в участках линий
Мощность на участке линии А при перспективном состоянии нагрузки
Расчетный ток в участке линии А при перспективном состоянии нагрузки
Районная–Отп.Промплощадка
Отп.Промплощ–Отп.Боровуха
Отп.Бигосово – В.Двинск
Окончание таблицы 6.1
Используя значения токов в участках линий из таблицы 6.3 по формуле (5.5) определим расчетную площадь сечения проводов. Выбираем провода с ближайшим стандартным значением площади сечения. Выбранные марки проводов и расчетные значения площадей сечения отразим в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Расчетная площадь сечения и выбранные марки проводов для участков линий
Выбранные марки проводов при перспективном состоянии нагрузки
Кохановичи – В.Двинск
Окончание таблицы 6.3
Участок воздушной линии электропередачи от подстанции «Селявщина» до подстанции «Россоны» в нормальном режиме отключен со стороны подстанции «Россоны» и тока в ней нет. Поэтому выберем для этого участка наименьшую по условию образования короны площадь сечения провода 70 мм2 и соответственно провод марки АС–7011.
Произведем проверку выбранных проводов по условию нагрева. Для проверки выбранных проводов по условию нагрева произведем расчет токов в линиях в послеаварийных режимах с помощью программы RastrWin. Токи в линиях в послеаварийных режимах должны быть меньше допустимых длительных токов по условию нагрева. Проверку проводов по условию нагрева отразим в таблице 6.4.
Рассмотрены послеаварийные режимы указанные в п. 5.
Как видно из таблицы 6.4 токи в линиях в послеаварийных режимах меньше допустимых токов по условию нагревания.
Таблица 6.4 – Проверка выбранных проводов по условию нагревания
ФОРМИРОВАНИЕ РАСЧЕТНЫХ РЕЖИМОВ
Рассчитывать режимы исследуемого участка электрической сети будем при помощи программы RastrWin. За основу взят файл для расчета реальной электрической сети РУП «Витебскэнерго» в состав которой входит исследуемая электрическая сеть. Поэтому в этот файл будем вводить изменения соответствующие исследуемому режиму (уровень нагрузки система напряжения и отключаемые линии в послеаварийном режиме) нашей части сети. Контроль результатов расчета характерных режимов будем вести по узлам и ветвям исследуемой части электрической сети. Исходные данные для расчетов представлены в таблицах А.1–А.8 (Приложение А)
Значения Umin и Umax заданы в узлах нагрузки для того чтобы можно было производить оптимизацию по напряжению после расчета режима. Процедура оптимизации выполняется для того чтобы программа определила для каждого из трансформаторов наилучшее ответвление РПН.
Исходные данные по узлам для системы напряжений 1103510 кВ и состояний нагрузки П–2 и П–3 отличается от данных в таблице А.1 (Приложение А) только уровнем нагрузки.
Исходные данные по узлам для системы напряжений 11010кВ приведены для состояния нагрузки П–1 для состояний нагрузки П–2 и П–3 отличия только в уровне нагрузки.
Для каждой системы напряжений при каждом уровне нагрузки будем рассчитывать нормальный режим и послеаварийные указанные в п. 6. Т.к. исследуемая электрическая сеть является частью реальной электрической сети «Полоцких электросетей» то рассматриваемые послеаварийные режимы выбраны после анализа реальных послеаварийных режимов исследуемой сети. Рассматриваемые в п. 5 послеаварийные режимы являются самыми тяжелыми они возникают редко только при критических природных явлениях (сильный снегопад грозы ураганы и т.п.).
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И АНАЛИЗ ИХ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМАХ НАПРЯЖЕНИЙ
Рассчитаем вручную режим для участка исследуемой сети (рисунок 3.1) от отпайки на ПС «Шулятино» до шин 10кв ПС «Шулятино». При расчете примем систему напряжений 1103510кВ и уровень нагрузки П–1.
2 SO 6321 6320 P=048МВт
U632=345кВ ТМН–100035
Рисунок 6.1 – Участок сети
Удельные значения параметров ВЛ–35кВ АС3562 [10]:
rо=0777 Омкм; хо=0446 Омкм.
Технические данные трансформатора ТДН–100035 [10]:
rТ=86 Ом; ΔPХ=00036 МВт; ΔQХ=00224 Мвар; пределы регулирования ±6×15%; UВН=35кВ; UНН=11кВ.
Сопротивления и проводимости линии [19] [20]:
Нагрузочные потери мощности в трансформаторе [19] [20]:
Поток мощности в точке 6321 [19] [20]:
где – потери холостого хода в трансформаторе;
– нагрузочные потери мощности в трансформаторе.
Нагрузочные потери мощности в линии [19] [20]:
Поток мощности в начале линии:
При напряжении 35кВ не учитывают поперечную составляющую потери напряжения. С учетом этого напряжение в точке 6321 [19] [20]:
Напряжение в точке 6320 приведенное к стороне высшего напряжения:
Желаемое напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора [1]:
где – номинальное напряжение шин низшего напряжения;
– напряжение желаемое на шинах низшего напряжения в режиме наибольших нагрузок.
Напряжение одной регулировочной ступени РНП трансформатора [1]:
Напряжение ответвления ближайшее к желаемому напряжению регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:
Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции (в точке 6320) в режиме наибольших нагрузок [1]:
Тогда отклонение напряжения в процентах составит [1]:
Рассчитаем потоки мощности и токи в линиях напряжения на шинах 10 кВ подстанций потери активной и реактивной мощности в исследуемой сети при различных системах напряжения для нормального и послеаварийных режимов при помощи программы RastrWin. Результаты расчетов представим в таблицах Б.1 – Б.7 (Приложение Б). Под стратегией S–1 примем стратегию развития сети при системе напряжений 1103510 кВ. Под стратегией S–2 примем стратегию развития сети при системе напряжений 11010 кВ.
В таблицах Б.5 – Б.7 варианты 1 – 5 соответствуют послеаварийным режимам 1 – 5 описанным в п.5. В таблицу Б.1 сведены максимальные токи в участках линий по результатам расчетов послеаварийных режимов. Из результатов таблицы Б.1 видно что при системе напряжений 1103510 кВ токи в одних и тех же участках линий выше чем при системе напряжений 11010 кВ. Из данных таблицы Б.4 видно что токи при нормальных режимах в участках линий выше при системе напряжений 1103510кВ. Отсюда можно сделать вывод о том что линии больше загружены при системе напряжений 1103510кВ а следовательно при этой системе напряжений более рационально сделаны капиталовложения. Но при системе напряжений 11010кВ у линий больше запас по загруженности линий в том случае если реальные перспективные нагрузки окажутся более чем запроектированные.
При анализе результатов таблицы Б.2 видно что нагрузочные потери активной мощности при системе напряжений 11010кВ почти в два раза меньше чем при системе напряжений 1103510кВ. Этот факт объясняется тем что нагрузочные потери мощности обратно пропорциональны квадрату напряжения. По результатам таблицы 8.3 видно что при системе напряжений 11010кВ потери реактивной мощности имеют отрицательный знак. Этот факт объясняется тем что линии 110кВ обладают значительной зарядной мощностью.
Расчет уровней напряжений на шинах 10кВ подстанций проведен для послеаварийных режимов чтобы проверить обеспечивается ли требуемый уровень напряжения в самых тяжелых послеаварийных режимах. Из анализа таблиц Б.5 – Б.7 можно сделать вывод о том что при системе напряжений 1103510кВ пределов регулирования РПН трансформаторов на некоторых подстанциях не хватает для того чтобы обеспечить требуемые уровни напряжения. При системе напряжения 11010кВ при рассмотренных послеаварийных режимах на всех подстанциях при всех перспективных уровнях нагрузки обеспечивается требуемый уровень напряжения на шинах 10кВ подстанций.
Для того чтобы обеспечить требуемые уровни напряжения на шинах 10кВ подстанций в послеаварийных режимах при системе напряжений 1103510кВ установим компенсирующие устройства на шинах 10кВ подстанций. Мощность компенсирующих устройств выберем равной реактивной нагрузке подстанций. Проанализировав таблицы Б.5 – Б.7 и проведя экспериментальные расчеты выберем места установки компенсирующих устройств. Выбор отразим в таблице Б.8 (Приложение Б).
Произведем расчет уровней напряжений на шинах 10кВ подстанций в послеаварийных режимах после установки компенсирующих устройств для системы напряжений 1103510кВ при различных уровнях нагрузки. Результаты сведем в таблицу Б.9 (Приложение Б). Из таблицы Б.8 видно что после установки компенсирующих устройств на всех подстанциях на шинах 10кВ удается поддерживать требуемые уровни напряжений в послеаварийных режимах.
Подводя итог всего выше сказанного можно сделать вывод о том что у системы напряжений 11010кВ больше преимуществ чем у системы 1103510кВ.
ВЫБОР КРИТЕРИЯ ОПТИМАЛЬНОСТИ ДЛЯ ОДНОЦЕЛЕВОЙ ЗАДАЧИ С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОЙ ДИНАМИКИ НАГРУЗОК
У нас имеется природная неопределенность заключающаяся в том что нам неизвестны нагрузки на перспективный период (10 лет). Известно лишь что нагрузки могут быть в трех состояниях: не изменятся; увеличатся на 15%; увеличатся на 35%. Причем вероятность появления каждого из состояний нагрузки нам не известны. В этих условиях для выбора оптимальной стратегии воспользуемся следующими критериями [4] [5]: критерий Лапласа и критерий пессимизма–оптимизма Гурвица (используя платежную матрицу и матрицу рисков изменяя значение α от 0 до 1 с шагом 01).
Теперь необходимо рассчитать стоимость передачи электроэнергии для каждой стратегии при каждом состоянии нагрузки и составить платежную матрицу.
Стоимость передачи электроэнергии:
где ЕН – нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат 012;
К и И – капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы во все вновь вводимые элементы сети;
ТНБ – число часов использования максимума нагрузки 4000 ч.;
РНБ – максимальная нагрузка.
Для укрупненного расчета капитальных затрат воспользуемся эмпирическими формулами [4] [5].
Капитальные затраты состоят из затрат на подстанции и затрат на линии. Капитальные затраты на 1 км линии напряжением от 35кВ до 750кВ могут быть определены по формуле:
где АЛ ВЛ СЛ – коэффициенты аппроксимации из [4] переведенные из у.д.е. в тыс. белорусских рублей по курсу 1:3100;
F – сечение одной фазы линии мм2.
Рассчитаем капитальные затраты на сооружение воздушной линии электропередачи от ПС «Районная» до отпайки на ПС «Промплощадка» для первой стратегии и уровня нагрузки П–1.
Для остальных участков линий расчет капитальных затрат сведем в таблицу В.1 (Приложение В). Для первой стратегии и уровня нагрузки П–2 и П–3 расчет капитальных затрат на сооружение линий электропередач сведем в таблицы В.2 и В.3 (Приложение В) соответственно.
Для второй стратегии при уровне нагрузки П–1П–2 и П–3 сечения на участках не изменяются. Поэтому и капитальные затраты на сооружение линий электропередач для разных уровней нагрузки одинаковые. Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для второй стратегии представим в таблице В.4 (Приложение В).
Капитальные затраты на подстанцию могут быть представлены в виде:
где mТ mВ mК – число трансформаторов ячеек с включателями компенсирующих устройств соответственно;
КВ КТ КК – стоимость ячеек с выключателем трансформатора компенсирующего устройства;
КП – постоянная часть затрат на подстанцию.
Стоимость одного трансформатора:
где АТ ВТ СТ – коэффициенты аппроксимации [4];
UНОМ – высшее напряжение трансформатора кВ;
к – поправочный коэффициент для двухобмоточных трансформаторов 1 для трехобмоточных трансформаторов 1269;
SТном – номинальная мощность трансформатора МВ·А.
Стоимость одной ячейки с выключателем:
где АВ ВВ – коэффициенты аппроксимации [4].
Стоимость компенсирующего устройства:
где АК – коэффициент аппроксимации [4];
QK – мощность компенсирующего устройства Мвар.
Постоянная часть затрат приближенно:
где АП ВП – коэффициенты аппроксимации [4].
Рассчитаем стоимость одного трех обмоточного трансформатора с номинальными напряжениями обмоток 1103510кВ мощностью 10 МВ·А:
Расчет стоимости всех остальных трансформаторов сведем в таблицу В.5 (Приложение В).
На подстанциях при первой стратегии устанавливаются выключатели номинального напряжения 110кВ и 35кВ во второй стратегии только 110кВ. Рассчитаем стоимости ячеек с выключателями 110кВ и 35кВ:
Рассчитаем стоимость компенсирующего устройства мощностью 05Мвар устанавливаемого на ПС «Россоны» при первой стратегии и уровне нагрузки П–1:
Стоимость остальных компенсирующих устройств устанавливаемых на подстанциях при первой стратегии и различных уровнях нагрузки сведем в таблицу В.6 (Приложение В).
Рассчитаем постоянную часть затрат в подстанции с высшим напряжением 110кВ и 35кВ:
Посчитаем капитальные затраты в подстанцию «Верхнедвинск» для первой стратегии при состоянии нагрузки П–1. Устанавливаются два трехобмоточных трансформатора мощностью 10МВ·А. Компенсирующих устройств нет. Устанавливаются 1 выключатель 110кВ и 5 выключателей 35кВ.
Расчет капитальных затрат в остальные подстанции для различных стратегий при различных уровнях нагрузки сведем в таблицы В.7–В.12 (Приложение В).
Годовые эксплуатационные расходы:
где ра рто – отчисления на амортизацию и текущий ремонт для ВЛ 35кВ и выше на жб опорах ра=0024 и рто=0004 а для силового электрооборудования и распределительных устройств до 150кВ ра=0064 и рто=003 [13];
ΔWХ ΔWН – потери энергии холостого хода и нагрузочные;
Х Н – стоимость 1 кВт·ч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь принимаем .
где ΔРХΣ – суммарные потери активной мощности холостого хода.
где ΔРНΣ – суммарные нагрузочные потери активной мощности;
– время максимальных потерь.
Рассчитаем по результатам расчета потерь активной мощности в программе RastrWin потери энергии холостого хода и нагрузочные для первой стратегии при состоянии нагрузки П–1.
Расчет потерь энергии холостого хода и нагрузочных для первой стратегии при состоянии нагрузки П–2 и П–3 а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблицах В.13 – В.14 (Приложение В).
Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы для первой стратегии при состоянии нагрузки П–1:
Результаты расчета годовых эксплуатационных расходов для первой стратегии при состоянии нагрузки П–2 и П–3 а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.15 (Приложение В).
Рассчитаем стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при уровне нагрузке П–1.
Результаты расчета стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при состоянии нагрузки П–2 и П–3 а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.16 (Приложение В).
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СИСТЕМЫ НАПРЯЖЕНИЙ В УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ
По таблице В.16 (Приложение В) составим платежную матрицу.
Таблица 10.1 – Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии
В платежной матрице (таблица 10.1) целевую функцию необходимо минимизировать. Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации [4] [5]:
где А>а ij max а ij max – наибольшее значение элемента платежной матрицы таблица 10.1. А=80.
Используя выражение (10.1) преобразуем платежную матрицу стоимости передачи электроэнергии.
Таблица 10.2–Преобразованная платежная матрица стоимости передачи электроэнергии
На основании платежной матрицы составим платежную матрицу рисков используя выражение [4] [5]:
где а ij –элемент платежной матрицы таблица 10.2.
Таблица 10.3 – Платежная матрица рисков
Из таблиц 10.1 – 10.3 видно что предпочтительна при любом состоянии нагрузки первая стратегия но для формальности проведем выбор оптимальной стратегии по критериям выбранным в п. 9.
По критерию Лапласа.
Предположим что вероятности появления перспективных состояний нагрузки неизвестны. Воспользуемся принципом недостаточного основания согласно которого все вероятности назначаются одинаковые.
На основании преобразованной платежной матрицы(таблица 10.2) для каждой стратегии определим математическое ожидание выигрыша [4] [5].
Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию для которой значение ai максимально [4] [5].
Следовательно в качестве оптимальной стратегии выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наибольшее значение математического ожидания выигрыша.
Рассмотрим это же решение на основании платежной матрицы рисков (таблица 10.3) для каждой стратегии определим математическое ожидание риска [4] [5]:
Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию для которой значение ri минимально [4] [5]:
Следовательно в качестве оптимальной стратегии выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наименьшее значение математического ожидания риска.
По критерию оптимизма пессимизма Гурвица.
Используем преобразованную платежную матрицу (таблица 10.2) и выражение [4] [5]:
Значение коэффициент оптимизма α от 0 до 1 будем менять с шагом 01. Для первой стратегии при α=01 рассчитаем:
Тогда критерий Гурвица:
При коэффициенте оптимизма 01 по критерию Гурвица выгодна первая стратегия.
Результаты расчетов для других значений коэффициента оптимизма сведем в таблицу 10.4.
Таблица 10.4–Результаты выбора оптимальной стратегии по критерию Гурвица при использовании платежной матрицы
Коэффициент оптимизма α
Значение критерия Гурвица
Выбранная стратегия по критерию Гурвица
Из таблицы следует что при всех значениях оптимальна первая стратегия.
Используем матрицу рисков (таблица 10.3) и выражение [4] [5]:
Без проведения расчетов видно что оптимальная будет первая стратегия т.к. все элементы матрицы рисков для первой стратегии равны 0. Результаты принятия решений по различным критериям сведем в таблицу 10.5.
Таблица 10.5 – Результаты принятия решений по различным критериям.
Предпочтительная стратегия
Гурвица при всех значениях α:
Из таблицы 10.5 подтверждается сделанное на основе анализа таблиц 10.1 – 10.3 заключение о том что при любом из принятых перспективных состояний нагрузки выгодна первая стратегия т.е. система напряжений 1103510кВ. Но решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии означает что значения других локальных критериев (площади занимаемых земель потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14] [17] [18] что не соответствует действительности. Поэтому для окончательного принятия решения по оптимальной стратегии необходимо применить многокритериальный подход.
СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ИНФОРМАЦИИ О ПЛОЩАДЯХ ПОДСТАНЦИЙ 1103510 11010 3510 кВ И ЕЕ ОБРАБОТКА
При проектировании электроэнергетических систем одним из критериев выбора рационального варианта является площадь земель отводимых под подстанции и линии электропередачи. Ниже произведен статистический анализ зависимости площади занимаемых подстанцией земель от суммарной мощности установленных на ней трансформаторов. Анализ выполнен по подстанциям Полоцких электросетей. Исходные данные по подстанциям представлены в таблице 11.1.
Таблица 11.1 – Данные о площадях подстанций и мощности трансформаторах установленных на них.
Занимаемая площадь м2
Мощность трансформатора Т–1 МВА
Мощность трансформатора Т–2 МВА
ПС Мясокомбинат со сборными нинами 110кВ
ПС Лепель со сборными нинами 110кВ
ПС Чашники со сборными нинами 110кВ
03510 кВ Верхнедвинск
Окончание таблицы 11.1
Для статистического анализа информации о площадях подстанций и построения эмпирических зависимостей сделаем градацию подстанций по напряжению и количеству трансформаторов.
При построении зависимостей будем пользоваться программой «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами» версии 1.1 разработанной на кафедре «Электроснабжение» энергетического факультета БНТУ. Площадь занимаемую подстанцией обозначим У а суммарную мощность трансформаторов обозначим Х.
Были получены следующие статистические зависимости.
Подстанции со сборными шинами 110кВ.
Линейная функция имеет вид:
где SПЛ – площадь подстанции м2;
SНОМт – суммарная номинальная мощность трансформаторов МВА.
Подстанции 1103510 кВ с двумя трансформаторами.
Экспоненциальная функция имеет вид:
Подстанции 3510 кВ с одним трансформатором.
Гиперболическая функция имеет вид:
Подстанции 3510 кВ с двумя трансформаторами.
Параболическая функция имеет вид:
Подстанции 3510 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).
Подстанции 11010 кВ с двумя трансформаторами.
Подстанции 11010 кВ с одним трансформатором.
Подстанции 11010 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).
ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Опишем какое воздействие оказывают подстанции и воздушные линии электропередач на окружающую среду.
Согласно [15] воздушные линии электропередач обладают следующими характерными факторами воздействующими на окружающую среду:
– изъятие земли под опоры воздушные линии для постоянного пользования;
–изъятие полосы земельных участков по трассе воздушных линий во временное пользование на период ее строительства;
– изъятие пространства из пользования для других целей;
–выделение охранных зон вдоль воздушных линий с ограничением в них хозяйственной деятельности;
– вырубка просек в лесных массивах по трассе воздушных линий;
–загромождение поля зрения воздействие на зрительное восприятия пейзажа;
– воздействие электромагнитного поля вблизи воздушных линий на живые организмы;
– возникновение акустических шумов;
– возникновение помех теле– и радиоприема влияние на работу средств связи;
– иссушение грунта при работе заземлителей возникновение электрокоррозии подземных сооружений;
– выделение озона и окислов азота при коронировании проводов.
Оценим воздействие на окружающую среду воздушных линий 110кВ «Волынцы – Верхнедвинск» длиной 215км. Для оценки воздействия наиболее значимых факторов влияния воздушные линии на окружающую среду рассчитаем значения локальных критериев.
Определим площадь отчуждения земли под опоры воздушных линий.
где S1 – площадь отчуждения земли на 1 км воздушные линии по [15] гакм.
Площадь защитной зоны воздушные линии:
где SЗ1 – площадь одного километра охранной зоны воздушной линии по [15] гакм.
Площадь вырубки леса вдоль воздушной линии:
где SП1 – площадь одного километра просеки вдоль воздушной линии по [15] гакм.
Отклонение коэффициента эстетичности:
где НΣ – Полная высота опоры м;
LТ – длинна траверсы м.
Подстанции как элементы электрических сетей обладают следующими характерными факторами воздействующими на окружающую среду [16]:
–изъятие земли под территорию подстанции и под обустройство дороги к подстанции для постоянного пользования;
– вырубка лесных насаждений под территорию подстанции;
– нарушение экологии вследствие утечки масла;
–загромождение поля зрения и воздействие на зрительное восприятия пейзажа;
– воздействие электромагнитного поля вблизи подстанции на живые организмы;
– выделение озона и окислов азота при коронировании токопроводящих шин.
В п. 11 была проведена работа по статистическому анализу площадей подстанций. Была рассмотрена зависимость площади земельного участка занимаемого подстанцией от суммарной мощности установленных трансформаторов. На основании анализа при помощи программы «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами» были составлены экспериментальные зависимости для каждого вида подстанции (однотрансформаторные 11010кВ двухтрансформаторные 11010кВ и т.п.). При помощи выведенных зависимостей для каждого вида подстанции зная суммарную мощность трансформаторов можно найти приблизительную площадь земельного участка подстанции. Рассчитаем по выведенной в п. 11 параболической зависимости (формула 11.2) для двухтрансформаторных подстанций 1103510кВ площадь земельного участка отводимого для подстанции «Волынцы» с суммарной мощностью трансформаторов 20МВ·А (стратегия S–1 при уровне нагрузки П–3):
где SТР – суммарная мощность трансформаторов МВ·А.
ВЫБОР ЛОКАЛЬНЫХ КРИТЕРИЕВ ДЛЯ МНОГОЦЕЛЕВОЙ ОПТИМИЗАЦИИ И ПРИНЦИПОВ СВЕДЕНИЯ МНОГОЦЕЛЕВОЙ ЗАДАЧИ К ОДНОЦЕЛЕВОЙ
Для решения многоцелевой задачи будем использовать следующие локальные критерии: капитальные затраты (К) годовые потери электроэнергии (ΔW) площадь отчуждаемых земель под линии и подстанции (S).
Будем считать что принятые для решения многоцелевой задачи локальные критерии неравнозначны. Зададимся двумя вариантами значимости локальных критериев (капитальные затраты годовые потери электроэнергии площадь отчуждаемых земель):
– ряд приоритета (1 2 3) и вектор приоритета (11; 25; 21);
– ряд приоритета (1 2 3) и вектор приоритета (2; 19; 16).
Теперь рассчитаем весовые коэффициенты для первого варианта значимости локальных критериев [4] [5].
Аналогично рассчитаем весовые коэффициенты для второго варианта значимости локальных критериев и их значения сведем в таблицу 13.1
Таблица 13.1 – Значения весовых коэффициентов
Значение весового коэффициента при варианте значимости локальных критериев
Нормализацию локальных критериев будем производить относительно максимально возможного разброса значений. Для сведения многоцелевой задачи к одноцелевой будем использовать следующие принципы: принцип весовых коэффициентов принцип справедливого компромисса и принцип основанный на максимизации совокупности локальных критериев. После приведения задачи к одноцелевой для выбора оптимальной стратегии будем использовать критерий Лапласа (используя принцип недостаточного основания Лапласа) и критерий пессимизма–оптимизма Гурвица (используя платежную матрицу и матрицу рисков изменяя значение α от 0 до 1 с шагом 01).
Значения капитальных затрат и потерь электроэнергии для различных стратегий при различных уровнях нагрузки рассчитаны ранее. Рассчитаем площадь отчуждаемых земельных участков под линии и подстанции. Суммарная длина воздушных линий равна 3127км. Площадь отчуждаемых земельных участков под опоры воздушных линий рассчитаем по формуле (12.1). Результаты расчета площадей земельных участков отводимых под опоры линий при различных стратегиях сведем в таблицу Г.1 (Приложение Г).
Площади земельных участков занимаемых подстанциями вычислим по зависимостям (11.1) – (11.9) полученным в п. 11. Полученные значения площадей для различных стратегий при различных уровнях нагрузки сведем в таблицу Г.2 (Приложение Г).
Подсчитаем суммарную площадь земельных участков занимаемых подстанциями и линиями для первой стратегии при уровне нагрузки П–1.
SЛΣ – суммарная площадь земельных участков отводимых под линии;
SПΣ – суммарная площадь земельных участков отводимых под подстанции.
Расчет суммарной площади земельных участков отводимых под подстанции и линии для остальных уровней нагрузки и второй стратегии отразим в таблице Г.3 (Приложение Г).
ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ НАПРЯЖЕНИЙ С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ НА ОСНОВЕ МНОГОКРИТЕРИАЛЬНОГО ПОДХОДА
Составим матрицы локальных критериев для двух стратегий при каждом уровне нагрузки (таблицы Д.1 – Д.3 приложение Д).
Локальные критерии имеют различные размерности поэтому выполним нормализацию. Нормализацию будем производить относительно максимально возможного разброса значений [4] [5].
Для локального критерия е1 (капитальные затраты) нормализованные локальные критерии:
Матрицы нормализованных локальных критериев при различных уровнях нагрузки представим в таблицах Д.4 – Д.6 (Приложение Д).
Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации используя выражение (10.1). Пусть А=27. Результаты преобразования сведем в таблицы Д.7 – Д.9 (Приложение Д)
Произведем выбор оптимальной стратегии при состоянии нагрузки П–1 приняв значение весовых коэффициентов: λ1=044 λ2=04 и λ3=016.
Принцип весовых коэффициентов.
Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4] [5]:
Теперь решим задачу [4] [5]:
При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна вторая стратегия.
Принцип справедливого компромисса.
Принцип основанный на максимизации совокупности локальных критериев.
Найдем локально оптимальные значения критериев [4] [5]:
При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна первая стратегия.
Выполним аналогичные расчеты для уровней нагрузки П–2 и П–3. Результаты расчетов сведем в таблицу Д.10 (Приложение Д).
Произведем учет неопределенности исходной информации при выборе предпочтительной стратегии.
Определим коэффициенты оптимальности по формуле [15]:
где L – общее число методов которые используются для сведения многокритериальной задачи к однокритериальной равно 3;
Zjm – число принципов по которым оптимальна j–ая стратегия при m–ом уровне нагрузки.
Для уровня нагрузки П–1 коэффициенты оптимальности будут равны:
Аналогично определим коэффициенты оптимальности для уровней нагрузки П–1 и П–2. Результаты сведем в таблицу Д.11 (Приложение Д)
В матрице коэффициентов оптимальности (таблица Д.11) стратегия S–1 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому при выбранных значениях весовых коэффициентов оптимальной является стратегия S–2 которой соответствует система напряжений 11010038кВ.
Теперь произведем аналогичные расчеты при значениях весовых коэффициентов: λ1=057 λ2=028 и λ3=015. Результаты в таблицах Д.12 – Д.13 (Приложение Д)
В матрице коэффициентов оптимальности (таблица Д.13) стратегия S–2 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому при выбранных значениях весовых коэффициентов оптимальной является стратегия S–1 которой соответствует система напряжений 1103510038 кВ.
Подводя итог можно сделать вывод что выбор оптимальной стратегии зависит от значимости локальных критериев. При первом варианте значимости локальных критериев (λ1=044 λ2=04 и λ3=016) оптимальна стратегия S–2 соответствующая системе напряжений 11010038кВ. При втором варианте значимости локальных критериев (λ1=057 λ2=028 и λ3=015) оптимальна стратегия S–1 соответствующая системе напряжений 1103510038кВ. В первом варианте значимость капитальных затрат в 11 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 204 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ СТРОИТЕЛЬНО–МОНТАЖНЫХ РАБОТ
1 Допуск работников строительно–монтажных организаций к работам в действующих электроустановках
Перед началом строительно–монтажных работ в действующих электроустановках и в охранной зоне линий электропередачи строительно–монтажная организация (СМО) должна представить эксплуатирующей организации:
сведения о содержании объеме и сроках выполнения работы применяемых механизмах;
список работников имеющих право выдачи нарядов быть руководителями и исполнителями работ допускаемыми представителем эксплуатирующей организации (допускающим). В списке указывают должность фамилию инициалы и группу по электробезопасности.
Руководитель эксплуатирующей организации резолюцией на письме СМО принимает решение о виде документа на основании которого будут выполняться работы – по акту–допуску разрешению или ППР.
Акт–допуск оформляется эксплуатирующей организацией совместно с представителем СМО в случае выделения для СМО специальной выгороженной рабочей зоны согласно требованиям технических нормативных правовых актов.
В акте–допуске должны быть указаны:
места создания видимых разрывов электрической схемы образованные для отделения рабочей зоны СМО от действующих электроустановок;
– места установки защитных заземлений;
–границы и виды ограждений рабочей зоны. Ограждения должны предотвращать возможность ошибочного проникновения работников СМО в зоны действующих электроустановок и за пределы выгороженной зоны;
– места входа (выхода) и въезда (выезда) в зону работ;
–наличие опасных и вредных производственных факторов (расположение вблизи действующих электроустановок наличие электрического поля влияние наведенного напряжения).
В письменном разрешении должны быть указаны:
– участок действующей электроустановки (РУ линия опоры цепь) в которой будут проводиться работы;
– сроки проведения работ (начало и окончание);
–ответственный работник эксплуатирующей организации которому следует сообщить об окончании работ;
–наличие опасных и вредных производственных факторов (расположение вблизи действующих электроустановок электрическое поле наведенное напряжение).
ППР составляется на следующие виды работ:
–проведение работ на территории ОРУ в помещении ЗРУ действующих подстанций электростанций котельных и других объектов;
– реконструкция действующих электроустановок;
– строительство новых воздушных линий имеющих пересечения иили участки сближения (в охранной зоне воздушных линий) на расстоянии менее полуторной высоты устанавливаемой опоры или конструкции от действующей электроустановки;
–производство работ на воздушных линий в зоне наведенного напряжения при проведении земляных работ в зонах расположения других подземных коммуникаций.
В ППР должны быть указаны:
– участок на котором должны проводиться работы (РУ линия опоры цепь);
–сроки проведения демонтажных строительных и строительно–монтажных работ;
–наличие опасных и вредных производственных факторов (расположенные вблизи действующие электроустановки электрическое поле наведенное напряжение) если они имеют место;
– элементы электроустановок подлежащие отключению и демонтажу;
– необходимость ограждения рабочей зоны и ее границы;
– работники ответственные за безопасное проведение работ;
– электроустановки подлежащие отключению и заземлению;
– порядок ежедневного допуска работников СМО;
–порядок и очередность включения частей электроустановки под напряжение после окончания строительства и монтажа;
– отдельные виды работ требующие разработки местных проектов организации работ;
–технологическая последовательность выполнения работ (при необходимости);
– другие особые условия организации и проведения работ (в охранной зоне действующей воздушной линии в зоне воздушной линии под наведенным напряжением в местах пересечения с действующими воздушными линиями любого напряжения рабочее место на расстоянии до полуторной высоты устанавливаемой опоры (конструкции) от воздушных линий в электроустановках действующего РУ);
– схема расстановки механизмов и тому подобное (при необходимости);
– перечень и организация проведения совместных работ выполняемых персоналом СМО и эксплуатирующей организации.
Перед началом выполнения работ работники СМО должны пройти инструктаж по охране труда с учетом особенностей участков электроустановки на которых им предстоит работать а работники имеющие право выдачи нарядов руководители работ и ответственные исполнители – и инструктаж по схемам электроустановок.
Инструктаж проводит руководитель структурного подразделения эксплуатирующей организации в электроустановках которого предстоят работы. Проведение инструктажа оформляется в журнале регистрации инструктажей подразделения эксплуатирующей организации в электроустановках которой проводятся работы.
Работники СМО выполняют работы в действующих электроустановках и охранной зоне линий электропередачи по наряду–допуску на производство работ повышенной опасности.
Наряд выдается работниками СМО и регистрируется в СМО.
Работники эксплуатирующей организации выполняющие установку и снятие защитных заземлений на рабочем месте СМО а также при выполнении функций наблюдающего за работниками СМО выполняют работы по наряду который выдается работниками эксплуатирующей организации и регистрируется в ней.
Первичный допуск к работам на объектах эксплуатирующей организации требующий проведения отключений в электроустановках и в охранной зоне линии электропередачи находящейся под напряжением выполняет допускающий работник эксплуатирующей организации.
Руководитель работ СМО при первичном допуске обязан иметь три экземпляра выданного ему наряда–допуска. После оформления допуска в трех экземплярах наряда–допуска один из них остается у допускающего для передачи его ответственному работнику эксплуатирующей организации. Допускаемый работник СМО обязан сообщить о полном окончании работ ответственному работнику эксплуатирующей организации.
Если электроустановка включается в работу или снимаются (отключаются) защитные заземления после окончания рабочего дня то наряд выдается только на один рабочий день.
При изменении условий безопасности в нерабочее время персоналом эксплуатирующей организации должны быть приняты меры по предотвращению самостоятельного допуска и работе работников СМО.
На объектах с оперативно–ремонтным персоналом все наряды–допуски должны сдаваться после окончания рабочего дня оперативному персоналу.
После получения сообщения о полном окончании работ эксплуатирующая организация имеет право снять установленные допускающим заземления ограждения знаки (плакаты) безопасности и включить электроустановку.
При выполнении работ на одной строительной площадке одновременно несколькими СМО или подразделениями одной организации ответственность за безопасную организацию работы в целом по всему строительно–монтажному комплексу возлагается на руководителя строительно–монтажного подразделения выполняющего функции генерального подрядчика на данном объекте. Порядок выполнения работ и меры безопасности должны быть определены в проекте производства работ.
СМО отвечает за квалификацию своих работников на предмет соответствия присвоенным им правам и группам по электробезопасности за соблюдение условий и сроков проведения работ а также за выполнение работниками СМО мер безопасности при работах и указаний допускающего полученных при инструктаже.
Эксплуатирующая организация в электроустановках которой работает персонал СМО отвечает за выполнение мер безопасности обеспечивающих защиту работающих от поражения электрическим током и наведенного напряжения.
Рабочая зона выделенная для СМО должна иметь сплошное или сетчатое ограждение препятствующее проникновению персонала СМО в действующую часть электроустановки.
Пути прохода работников проезда машин и механизмов СМО в выделенную ей огражденную зону не должны пересекать территорию или помещения действующей части электроустановок.
В случаях следования работников СМО в выделенную зону по территории или через помещения действующего РУ ежедневный допуск в эту зону (проход работников проезд машин и механизмов) выполняет представитель эксплуатационной организации имеющий право единоличного осмотра РУ. Он обязан проводить работников и механизмы СМО до входа или въезда в рабочую зону и после окончания рабочего дня выводить их.
Если выделенная для СМО зона работ не выгорожена работы в ней должны проводиться под постоянным наблюдением представителя эксплуатирующей организации в электроустановках которой проводятся работы (наблюдающего) имеющего группу по электробезопасности не ниже III выполняющего свои обязанности по наряду выданному ему этой организацией.
Ежедневный допуск к работам в этом случае осуществляет представитель эксплуатирующей организации о чем он делает запись в своем экземпляре наряда.
Наблюдающий в равной степени с ответственным исполнителем и руководителем работ СМО отвечает за сохранность установленных при допуске ограждений и временных ограждений а также предупреждающих плакатов безопасности и за соблюдение членами бригады допустимых расстояний до находящихся под напряжением токоведущих частей.
Строительно–монтажные работы в действующих РУ должны выполняться после снятия напряжения со всех токоведущих частей находящихся в зоне проведения работ их отсоединения от действующей части электроустановки обеспечения видимых разрывов электрической цепи и заземления отсоединенных токоведущих частей.
2 Техника безопасности при монтаже электрооборудования
До начала монтажа строительная часть распределительного устройства (территория или часть ее для открытого РУ или помещение закрытого РУ) должна быть принята от генподрядчика по акту устанавливающему соответствие ее проекту и готовность к производству электромонтажных работ (отсутствие строительного мусора наличие; плит перекрытия кабельных каналов переходов и ограждений опасных зон и др.).
Все металлоконструкции железобетонные и металлические опоры после их установки должны быть надежно закреплены и заземлены. Заземлению также подлежат спуски и шлейфы от линий электропередачи у концевых опор или на вводных порталах.
При подвеске блоков гирлянд изоляторов установке арматуры подвеске проводов ошиновке и других работах на верхних частях конструкций открытых РУ опасные зоны на земле должны ограждаться а в случае невозможности ограждения этих мест необходим непрерывный надзор руководителя работ.
При перемещении электрооборудования запрещается крепить стропы тросы и канаты за изоляторы контактные детали или через отверстия в лапах. Для этого следует пользоваться грузоподъемными крюками на оборудовании и аппаратах или специальными такелажными приспособлениями указанными в ППР.
При подъеме и установке привода выключателя держать его за маховики или рукоятку запрещается. Подъем и перемещение высоковольтных выключателей приводов а также других аппаратов снабженных возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления должны производиться в положении «отключено» а не имеющих возвратных пружин – «включено».
Поступившие во включенном положении выключатели и приводы с возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления перед монтажом должны быть отключены.
Перемещение подъем и установка камер щитов или блоков РУ и другого оборудования должны осуществляться с принятием мер предупреждающих их опрокидывание (строповка выше центра тяжести применение оттяжек и др.).
На месте установки центрифуги или фильтра–пресса у маслонаполняемых аппаратов должны быть вывешены плакаты запрещающие разведение открытого огня курение и производство сварки.
При регулировке выключателей и разъединителей соединенных с приводами дистанционного управления должны быть приняты меры предотвращающие возможность включения или отключения приводов. Не допускается одновременно производить регулировку осмотр или присоединение разъединителей и выключателей независимо от того расположены ли эти аппараты в одной камере с приводами или приводы вынесены за пределы камеры.
При установке конструкций опор и фундаментов запрещается закреплять расчалки за незакрепленные опоры. Временные расчалки могут быть закреплены за прочные опоры или специальные якоря.
Во время монтажа запрещается загромождать проходы материалами неиспользуемыми механизмами и оборудованием.
Сборно–разборные металлические леса применяемые при монтаже электрооборудования должны быть надежно заземлены.
На время производства работ по монтажу трансформатора из числа инженерно–технических работников электромонтажной организации должно быть назначено лицо ответственное за соблюдение требований безопасности труда и пожарной безопасности при монтаже.
На время монтажа трансформатора и сушки трансформаторного масла должен быть организован специальный пожарный пост имеющий телефонную связь с ближайшим подразделением пожарной охраны которое ставится в известность о начале монтажных работ.
Транспортировка трансформаторов большой мощности к месту установки погрузка и выгрузка их должны производиться по ППР.
При остановках во время перемещения трансформаторов обязательна установка упоров (клиньев).
Во время перемещения трансформатора запрещается производить какие–либо работы или находиться на нем.
Трансформаторы должны стропиться за подъемные крюки специально предусмотренные заводом–изготовителем. Поднимать трансформатор за подъемные кольца предназначенные для подъема выемной части запрещается.
При сварочных работах в зоне монтажа трансформаторов место сварки должно быть закрыто экранами. Сварочные работы непосредственно на трансформаторе должны производиться только после заливки его маслом до уровня от 200 до 250 мм выше места сварки во избежание воспламенения паров и масла.
Работать под поднятой крышкой трансформатора разрешается только при условии если между его крышкой и баком установлены предохранительные деревянные подкладки горизонтально выложенные по уровню и надежно удерживающие его выемную часть.
При монтаже силовых трансформаторов рабочие занятые подготовкой и очисткой масла должны быть обеспечены брезентовыми костюмами и кожаными ботинками.
До начала сушки трансформаторов электрическим током баки трансформаторов должны быть заземлены.
При сушке трансформаторов электрическим током воздуходувками а также в донных печах место работы необходимо надежно оградить исключив возможность прикосновения к намагничивающей обмотке токоведущим частям а также к вводу на который подается напряжение и вывесить предупреждающие плакаты: «Стой напряжение!». Для утепления трансформаторов при сушке и контрольном прогреве должны применяться несгораемые теплоизоляционные материалы.
Совмещать монтажные работы на трансформаторе с наладкой его и испытанием запрещается.
В ходе выполнения дипломной работы определение целесообразности применения системы напряжений 10010038 кВ для распределительных сетей решалось с точки зрения проектирования электрической сети в условиях неопределенности исходной информации (уровень нагрузки).
Проектировалась существующая электрическая сеть по двум стратегиям (при системе напряжений 1103510038 кВ и 11010038 кВ) при трех уровнях перспективной нагрузки. Выбор оптимальной стратегии производился путем решения одноцелевой задачи и многоцелевой задачи в условиях неопределенности.
При решении одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии оптимальной стратегией является первая стратегия (система напряжения 1103510038кВ). Однако как было указано выше решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии означает что другие локальные критерии (качество электроэнергии потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14] что не соответствует действительности.
При решении многоцелевой задачи однозначного выбора в пользу первой или второй стратегии сделано не было. При первом варианте значимости локальных критериев (λ1=044 λ2=04 и λ3=016) оптимальна вторая стратегия (система напряжений 11010038кВ). При втором варианте значимости локальных критериев (λ1=057 λ2=028 и λ3=015) оптимальна первая стратегия (система напряжений 1103510038кВ). Можно сделать вывод о том что выбор оптимальной стратегии зависит от задаваемых значений весовых коэффициентов. В первом варианте значимость капитальных затрат в 11 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 204 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость. Однозначный выбор оптимальной стратегии можно сделать только после назначения значений весовых коэффициентов группой экспертов.
В результате выполнения данной работы можно сделать следующее заключение:
– о целесообразности применения системы напряжений 11010038кВ нельзя сделать однозначный вывод для каждого конкретного участка распределительной сети необходимо принимать отдельное решение на основании многокритериального подхода при нескольких стратегиях;
–необходимо разработать методику позволяющую рассчитать надежности сложной распределительной сети чтобы ввести надежность в качестве локального критерия при решении многокритериальной задачи.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. – Мн.: Высшая школа 1988. – 308с.
Сыч Н.М. Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. – Мн.: УП Технопринт 2001. – 55с.
Баркан Я.Д. Основы эксплуатации энергосистем. – М.: Высшая школа 1990. – 304с.
Федин В.Т. Фурсанов М.И. Основы проектирования энергосистем Часть I II – Мн.: БНТУ 2010. – 523с.
Федин В.Т. Принятие решений при проектировании развития электроэнергетических систем – Мн.: УП Технопринт 2000.
Техника безопасности при строительно–монтажных работах в энергетике: Справочное пособие Под редакцией П.А. Долина. –М.: Энергоатомиздат 1990.
Межотраслевые правила по охране труда при работе в электроустановках. – Минск 2009 – 183с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций – М–Энергоатомиздат 1986. – 608с.
Герасименко А.А. Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие – Ростов нД. Феникс 2006. – 720с.
«Справочник по проектированию электрических сетей» под редакцией Файбисовича Д.Л. 2005. –349с.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоиздат 2006. –640с.
Поспелов Т.Е. Федин В.Т. Лычев П.В. Электрические системы и сети. – Мн Технопринт 2004. – 720 с.
Справочник по проектированию электрических систем. Под ред С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 2–е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1985. – 352 с.
Лещинская Т.Б. Применение методов многокритериального выбора при оптимизации систем электроснабжения сельских районов Электричество №1 2003.
Федин В.Т. Корольков А.В. Многокритериальная оценка экологических характеристик воздушных ЛЭП. – Мн.: Технопринт 2002.
Свидерская О.В. Свидерский В.Ф. Об эколого–экономическом критерии оценки вариантов электропередач Известия ВУЗов №3–4 1997.
Щавелев Д.С. Гук Ю.Б. Окороков В.Р. Папин А.А. Принципы многоцелевой оптимизации больших систем в энергетике. – Электричество №2 1974.
Лещинская Т.Б. Улучшение технико–экономических показателей систем электроснабжения сельских районов. – Электричество №2 1989.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат 1989. –592с.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети: Решение практических задач. Мн.: Дизайн ПРО 1997. – 192с.
Исходные данные для расчета режимов сети
Таблица А.1–Исходные данные по узлам для системы напряжений 1103510кВ и состояния нагрузки П–1
Продолжение таблицы А.1
Окончание таблицы А.1
Таблица А.2–Исходные данные по ветвям для системы напряжений 1103510кВ и состояния нагрузки П–1
Районная 3с – Районная.сТ1
Районная.сТ1 – Районная.Т1с
Районная.сТ1 – Районная.Т1н
Районная 4с – Районная.сТ2
Районная.сТ2 – Районная.Т2с
Районная.сТ2 – Районная.Т2н
ВДвинск.2с – ВДвинск.сТ2
ВДвинск.сТ2 – ВДвинск.Т2с
ВДвинск.сТ2 – ВДвинск.Т2н
Волынцы – Волынцы.сТ1
Волынцы.сТ1 – Волынцы.T1с
Волынцы.сТ1 – Волынцы.T1н
Волынцы – Волынцы.сТ2
Волынцы.сТ2 – Волынцы.T2с
Волынцы.сТ2 – Волынцы.T2н
ВДвинск.1с – ВДвинск.сТ1
ВДвинск.сТ1 – ВДвинск.Т1с
ВДвинск.сТ1 – ВДвинск.Т1н
Росоны.сТ2 – Росоны.T2с
Росоны.сТ2 – Росоны.T2н
Районная.Т2с – Промплощадка
Промплощадка – Отп.Боровуха
Гамзелево – Белое.отп
Заенки – Шулятино.отп
Селявщина – Росоны.T2с
Окончание таблицы А.2
РоссоныТ1 – Клястицы
Кохановичи – ВДвинск.Т2с
Сарья – Отп.Бигосово
Отп.Бигосово – ВДвинск.Т1с
РоссоныТ1 – Горбачево
Волынцы.T1с – Леонишено
Шулятино.отп – Селявщина
Шулятино.отп – Шулятино
Селявщина – Селявщина
Бигосово – БигосовоТ1
Бигосово – БигосовоТ2
Кохановичи – Кохановичи
Леонишено – Леонишено
Клястицы – КлястицыТ1
Клястицы – КлястицыТ2
Горбачево – Горбачево
РоссоныТ1 – РоссоныТ1
Гамзелево – Гамзелево Т1
Волынцы.T2с – Дерновичи
Дерновичи – Дерновичи
Промплощадка – Промплощадка 1
Промплощадка 1 – Промплощадка Т2
Таблица А.3–Исходные данные по ветвям для системы напряжений 1103510кВ и состояния нагрузки П–2
Окончание таблицы А.3
Таблица А.4–Исходные данные по ветвям для системы напряжений 1103510кВ и состояния нагрузки П–3
Продолжение таблицы А.4
Окончание таблицы А.4
Промплощадка 1–Промплощадка Т2
Таблица А.5–Исходные данные по узлам для системы напряжений 1103510кВ и состояния нагрузки П–1
Продолжение таблицы А.5
Окончание таблицы А.5
Таблица А.6 – Исходные данные по ветвям для системы напряжений 11010 кВ и состояния нагрузки П–1
РоссоныТ1 – Росоны.T2с
Кохановичи – ВДвинск.2с
Окончание таблицы А.6
Отп.Бигосово – ВДвинск.1с
Лепель.Т1с – ПоплавкиТ1
ПоплавкиТ1 – ПоплавкиТ1
Котовщина – Котовщина
Сенно110.Т1c – Богданово
Районная 4с – Промплощадка
Районная 4с – Районная.Т2н
Районная 3с – Районная.Т1н
Росоны.T2с – Росоны.T2н
ВДвинск.2с – ВДвинск.Т2н
ВДвинск.1с – ВДвинск.Т1н
Волынцы – Волынцы.T1н
Волынцы – Волынцы.T2н
Таблица А.7 – Исходные данные по ветвям для системы напряжений 11010 кВ и состояния нагрузки П–2
Окончание таблицы А.7
Таблица А.8 – Исходные данные по ветвям для системы напряжений 11010кВ и состояния нагрузки П–3
Окончание таблицы А.8
Результаты расчета режимов сети
Таблица Б.1 – Максимальные токи в участках в послеаварийных режимах для различных стратегий при различных нагрузках
Ток в участке А при перспективном состоянии нагрузки
Отп.Промплощадка–Отп.Боровуха
Отп.Промплощадка–Промплощадка
Таблица Б.2 – Потери активной мощности в нормальном режиме для различных стратегий при различных нагрузках
Потери активной мощности МВт при перспективном состоянии нагрузки
ΔPнагр в трансформаторах
ΔPхх в трансформаторах
Таблица Б.3 – Потери реактивной мощности в нормальном режиме для различных стратегий при различных нагрузках
Потери реактивной мощности Мвар при перспективном состоянии нагрузки
ΔQнагр в трансформаторах
ΔQхх в трансформаторах
Таблица Б.4 – Результаты расчета мощностей и токов в участках в нормальном режиме для различных стратегий при различных нагрузках
Поток мощности в участке МВ·А при перспективном состоянии нагрузки
Окончание таблицы Б.4
Таблица Б.5 – Результаты расчета напряжений в послеаварийных режимах на шинах 10 кВ подстанций для различных стратегий при уровне нагрузки П–1
Напряжение на шинах 10 кВ кВ при послеаварийных режимах
Вариант 1 при стратегии
Вариант 2 при стратегии
Вариант 3 при стратегии
Вариант 4 при стратегии
Вариант 5 при стратегии
Окончание таблицы Б.5
Таблица Б.6 – Результаты расчета напряжений в послеаварийных режимах на шинах 10 кВ подстанций для различных стратегий при уровне нагрузки П–2
Продолжение таблицы Б.6
Окончание таблицы Б.6
Таблица Б.7 – Результаты расчета напряжений в послеаварийных режимах на шинах 10 кВ подстанций для различных стратегий при уровне нагрузки П–3
Окончание таблицы Б.7
Таблица Б.8 – Мощность компенсирующих устройств и места их установки
Мощность компенсирующих устройств МВар при перспективном состоянии нагрузки
Таблица Б.9 – Результаты расчета напряжений в послеаварийных режимах на шинах 10кв ПС для системы напряжения 1103510кВ при различных уровнях нагрузки
Окончание таблицы Б.9
Результаты расчета капитальных затрат и стоимости передачи электроэнергии для различных стратегий при различных вариантах нагрузки
Таблица В.1 – Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для первой стратегии и уровня нагрузки П–1.
Окончание таблицы В.1
Таблица В.2 – Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для первой стратегии и уровня нагрузки П–2.
Окончание таблицы В.2
Таблица В.3 – Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для первой стратегии и уровня нагрузки П–3.
Промплощад–Отп.Боровуха
Окончание таблицы В.3
Таблица В.4 – Капитальные затраты на сооружение линий электропередач для второй стратегии.
Окончание таблицы В.4
Промплощад–Промплощад1
Таблица В.5 – Стоимости трансформаторов
поправочный коэффициент к
Таблица В.6 – Стоимость компенсирующих устройств для первой стратегии при различных уровнях нагрузки
Мощность компенсирующего устройства Мвар при перспективном состоянии нагрузки
КК тыс.руб. при перспективном состоянии нагрузки
Таблица В.7 – Капитальные затраты в подстанции для первой стратегии при состоянии нагрузки П–1
ПС 3510кВ Кохановичи
ПС 1103510 Промплощадка
Таблица В.8 – Капитальные затраты в подстанции для первой стратегии при состоянии нагрузки П–2
Таблица В.9 – Капитальные затраты в подстанции для первой стратегии при состоянии нагрузки П–3
Таблица В.10 – Капитальные затраты в подстанции для второй стратегии при состоянии нагрузки П–1
ПС 11010кВ Дерновичи
ПС 11010кВ Леонишено
ПС 11010кВ Кохановичи
ПС 11010кВ Горбачево
ПС 11010кВ Селявщина
ПС 11010кВ Гамзелево
ПС 11010 Промплощадка
Таблица В.11 – Капитальные затраты в подстанции для второй стратегии при состоянии нагрузки П–2
Таблица В.12 – Капитальные затраты в подстанции для второй стратегии при состоянии нагрузки П–3
Таблица Б.13 – Потери энергии холостого хода для различных стратегий при различном уровне нагрузки
ΔPХХΣ МВт при перспективном состоянии нагрузки
ΔWХХ МВт·ч. при перспективном состоянии нагрузки
Таблица Б.14 – Нагрузочные потери энергии для различных стратегий при различном уровне нагрузки
ΔPНАГРΣ МВт при перспективном состоянии нагрузки
ΔWНАГР МВт·ч. при перспективном состоянии нагрузки
Таблица Б.15 – Годовые эксплуатационные расходы для различных стратегий при различном уровне нагрузки
И тыс.руб при перспективном состоянии нагрузки
Таблица В.16 – Расчет стоимости передачи электроэнергии для различных стратегий при различном уровне нагрузки
КΣ тыс.руб. при уровне нагрузки
РНБ МВт при уровне нагрузки
И тыс.руб. при уровне нагрузки
СП тыс.руб.(МВтч) при уровне нагрузки
Результаты расчета площадей земельных участков отводимых под опоры линий и подстанции при различных стратегиях и уровнях нагрузки
Таблица Г.1 – Суммарная площадь земельных участков отводимых под опоры линий при различных стратегиях
Суммарная длина линий км
Площадь отчуждения земли на 1 км линии га
Суммарная площадь отводимая под опоры линий га
Таблица Г.2 – Площади земельных участков занимаемых подстанциями для различных стратегий при различных уровнях нагрузки
Площадь занимаемая ПС при стратегии S–1 га при состоянии нагрузки
Площадь занимаемая ПС при стратегии S–2 га при состоянии нагрузки
Окончание таблицы Г.2
Таблица Г.3–Площади земельных участков отводимые под подстанции и линии при различных стратегиях и уровнях нагрузки
Суммарные площади земельных участков га при уровне нагрузки
Результаты технико–экономической оценки различных систем напряжений с учетом неопределенности исходной информации на основе многокритериального подхода
Таблица Д.1 – Матрица локальных критериев при состоянии нагрузки П–1
Таблица Д.2 – Матрица локальных критериев при состоянии нагрузки П–2
Таблица Д.3 – Матрица локальных критериев при состоянии нагрузки П–3
Таблица Д.4 – Матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–1
Таблица Д.5 – Матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–2
Таблица Д.6 – Матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–3
Таблица Д.7 – Преобразованная матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–1
Таблица Д.8 – Преобразованная матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–2
Таблица Д.9 – Преобразованная матрица нормализованных локальных критериев при состоянии нагрузки П–3
Таблица Д.10 – Предпочтительные стратегии при различных уровнях нагрузки
Предпочтительная стратегия при использовании принципа
весовых коэффициентов
справедливого компромисса
основанного на максимизации совокупности локальных критериев
Таблица Д.11 – Матрица коэффициентов оптимальности
Таблица Д.12 – Предпочтительные стратегии при различных уровнях нагрузки
Таблица Д.13 – Матрица коэффициентов оптимальности