Сеть для электроснабжения промышленного района

пояснительная записка.docx

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Саратовский государственный технический университет
имени Гагарина Ю.А.»
Факультет Энергетический
Специальность 140211.65 Электроснабжение
Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий
Сеть для электроснабжения промышленного района (вариант 012)
Руководитель проекта д.т.н. доц. О.В. Вдовина
Консультант по экономической частик.э.н. доц. Н.В. Гусева
Консультант по безопасности объекта к.х.н. доц. И.М. Учаева
Протокол № от 2013г.
Зав. кафедрой д.т.н. проф. И.И. Артюхов
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессиональное образования
Саратовский государственный технический университет
Факультет Энергетический
Специальность 140211.65 «Электроснабжение»
Заведующий кафедрой ЭПП
на дипломное проектирование
Студентке учебной группыЭПП-63 зо
Абукиной Ольге Вячеславовне
Утверждена на заседании кафедры протокол № от « » 2013г.
Начало проектирования «25» марта2013 г.
представление оформленного проекта «31» мая 2013 г.
Руководитель проекта
д.т.н. доц. Вдовина О.В.
Целевая установка и исходные данные
Цель дипломного проекта: Целью дипломного проекта является выбор напряжения и конфигурации электрической сети для электроснабжения промышленного района определения экономически целесообразных сечений ВЛ числа и мощности трансформаторов на приемных подстанциях механический расчет проводов ВЛ а также решения вопросов безопасности жизнедеятельности.
Источники разработки: Источниками разработки являются результаты преддипломной практики ПУЭ ПТЭ и другие нормативные документы.
Питание сети может быть осуществлено от трех источников: ПС1 ПС2 и ТЭЦ. На ПС1 установлены 2 автотрансформатора АТДЦТН-63000220. На ПС2 – 2 автотрансформатора АТДЦН-63000220. На повысительной подстанции ТЭЦ установлены 2 автотрансформатора ТДН-25000110. Коэффициент мощности энергосистемы и ТЭЦ-092. В режиме наибольших нагрузок на шинах источников поддерживается напряжение 104Uном. В режиме наименьших нагрузок – 099ном.
) Требования к унификации. При выполнении схемных и конструктивных решений используются типовые схемы и конструкции.
) Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматики. КИП и
автоматика выполняются в соответствии с существующими нормами и правилами.
) Требования к охране труда. Полное соответствие ПТБ.
) При выполнении схемных и конструктивных решений используются типовые схемы и конструкции
) Принимаемые решения в дипломном проекте должны соответствовать Правилам Устройства Электроустановок (ПУЭ) и другим нормативным документам Главгосэнергонадзора
) Дипломный проект выполняется в соответствии с календарным планом
) Приём дипломного проекта осуществляется путём его защиты в ГАК после утверждения руководителем проекта консультантами нормоконтролёром получения рецензии и подписи заведующим кафедрой
(уч. степень звание Ф.И.О.)
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК работы над проектом
Отметка руководителя о выполнении
Составление баланса мощности
Составление вариантов сети
Предварительный расчет вариантов сети
Выбор трансформаторов
Выбор экономически целесообразного варианта сети
Уточненный расчет сети
Релейная защита линий
Механический расчет ЛЭП
Безопасность жизнедеятельности
Оформление пояснительной записки и графической части
Дипломный проект состоит из расчетно-пояснительной записки на142 страницах включая 31рисунок 29 таблиц и графическую часть на 8 листах формата А1.
ПОТРЕБИТЕЛИ БАЛАНС МОЩНОСТИ НАПРЯЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИЯ ЛЭП ТРАНСФОРМАТОР РЕЖИМЫ РАБОТЫ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ КОМПЕНСИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА.
Объект разработки: районная сеть предназначенная для электроснабжения потребителей I II и III категории обеспечивающая требуемый уровень надежности и качества электроэнергии.
Спроектирована сеть электроснабжения промышленного района обеспечивающая требуемое качество электроэнергии и надёжность электроснабжения потребителей.
Рассмотрены варианты электроснабжения и по результатам технико-экономического сравнения выбран наиболее целесообразный из них.
Произведен уточненный расчет выбранной сети в режиме наибольших наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме.
Проверена достаточность диапазона РПН трансформаторов подстанций и уточнено количество компенсирующих устройств на подстанциях.
Выбраны схемы релейной защиты и автоматики сети сделан расчет уставок защиты. Выполнен механический расчет провода на одном из участков сети. Рассмотрены вопросы экологического влияния линий электропередачи и безопасности работ на проектируемом объекте.
Проект выполнен на основании условного задания выданного преподавателем.
В данном дипломном проекте спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района. На основании технико-экономических расчетов предусматривается строительство радиально-магистральнойсети и схемы электроснабжения.
С учетом категории электроснабжения потребителей на трансформаторных подстанциях устанавливаются по два трансформатора с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой.
Согласно произведенным расчетам сеть для электроснабжения отвечает всем требованиям по надежности.
Произведён расчёт релейной защиты и автоматики.
Подробно рассмотрен вопрос компенсации реактивной мощности и способы и средства регулирования напряжения.
In this diploma project is designed a net the electrical supply of industrial area. On the basis of technical and economic calculation is provided for a building of ring- radialmainelectrical supply.
With the account of a category of the electrical supply of consumers in transformer substations are installed at twotransformers with the automatic regulation of the voltage under loading.
According to made estimates the net for the electrical supply answers to all demands of the reliability.
It is made the calculation of the relay protection andof the automatic machines.
It is in detail considered the problem of compensation of the jet power and also ways and means of the regulation of the voltage.
СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ12
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ17
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ26
1Радиально-магистральная сеть (вариант 2)26
2 Кольцевая сеть (вариант 8)38
3 Комбинированная сеть (вариант 4)45
РАСЧЕТ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ50
1 Расчет капиталовложений в строительство подстанции50
2 Технико – экономическое обоснование проекта57
УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТИ68
1 Определение расчетных нагрузок подстанций68
2Уточненный расчет режима наибольших нагрузок71
3 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок76
4 Уточненный расчет послеаварийного режима79
5 Уточнение количества компенсирующих устройств и определение себестоимости передачи электроэнергии82
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР84
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИЕМНОЙ ПОДСТАНЦИИ84
1 Расчет токов короткого замыкания84
2 Выбор основного оборудования на ПС88
2.1 Выбор разъединителей88
2.2 Выбор выключателей90
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 110 кВ91
РАСЧЕТ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙНА МЕХАНИЧЕСКУЮ
ПРОЧНОСТЬ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ96
1 Расчёт удельных механических нагрузок96
2 Определение критических пролётов99
3 Расчет перехода ЛЭП через автомобильную дорогу104
РЕГУЛИРУЕМЫЙ ИСТОЧНИК РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ106
1 Актуальность проблемы компенсации реактивной мощности106
2 Методы и способы компенсации реактивной мощности107
3 Устройства регулирования реактивной мощности на базе современной силовой электроники110
3.1 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТАТКОМ)114
3.2 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности ТКРМ116
3.3 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности CКРМ117
3.4 Микропроцессорные регуляторы120
БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТА123
1 Анализ возможных опасных и вредных факторов123
2 Защитные меры от опасных и вредных факторов125
3 Профилактика чрезвычайных ситуаций127
4 Молниезащита ВЛ напряжением 110 кВ129
5 Расчет заземления ВЛ135
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ140
В современных условиях важнейшими задачами специалистов занимающихся проектированием и эксплуатацией современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок рациональная передача и распределение электроэнергии обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения нормального качества электроэнергии у конечных потребителей электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.
Целью дипломного проекта является разработка оптимальной электрической сети для электроснабжения потребителей района изучение вопросов связанных с обеспечением качества электроэнергии в электроустановках потребителей.
Специфика проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов.При проектировании распределительных сетей производится: выбор конфигурации и параметров сети выбор типа параметров и места размещения компенсирующих устройств способы регулирования напряжения; оценка необходимых капитальных вложений.
Задачей проектирования энергосистемы является разработка с учетом новейших достижений науки и техники и технико-экономическое обоснование решений определяющих становление энергетических объединений и развитие электрических станций электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.
СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ
Источниками от ·которых проектируемая сеть для электроснабжения района получает электроэнергию являются ТЭЦ с ОРУ-110 кВи две подстанции энергосистемы ПС1-22011035 кВ и ПС2- 22011035 кВ. В часы наибольших нагрузок источник должен иметь необходимый ·резерв по активной ·мощности достаточный для ·подсоединения дополнительных· потребителей вновь проектируемой сети. Реактивная мощность которую энергосистема· может пропускать в часы наибольших нагрузок лимитирована возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью ·системообразующих линий электропередач.
Реактивная· мощность которую в режиме ·максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема оказывается недостаточной ·и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих ·устройств.
Составление баланса мощности ·преследует две цели:
- предварительное ·определение общего потребления· активной ·мощности всеми новыми потребителями с учетом прогнозируемых потерь· которое сопоставляется с располагаемым резервом энергосистемы по активной мощности и с резервом мощности подстанции энергосистемы;
- определение общего потребления реактивной· мощности с учетом потерь которое сравнивается с располагаемой реактивной мощностью на основании чего решается вопрос о необходимости компенсации части реактивной мощности непосредственно ·на подстанциях потребителей.
Определяем полную мощность потребителей S МВА по формуле:
соsφi – коэффициент мощности.
Полная мощность первого потребителя:
Потери активной мощности в ·линиях и трансформаторах приходящиеся напотребительРi принимаем в размере 5% от потребляемой активной· мощности:
Потери активной мощности приходящиеся на первый потребитель:
Определяем реактивную мощность потребителей:
Реактивная мощность первого потребителя:
Зарядную мощность линий а ·также потери реактивной ·мощности в линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаем равными 6% от его полной мощности:
Потери реактивной мощности в трансформаторах первого потребителя:
Повторяем эти расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу1.1.
Таблица 1.1- Баланс активной и реактивной мощности
По полученным результатам считаем требуемые активную и реактивную мощности:
По заданному коэффициенту мощности энергосистемы и ТЭЦ определяем располагаемую реактивную мощность:
где - активная мощность потребителей с учетом потерь МВт;
- коэффициент мощности энергосистемы;
- активная мощность ТЭЦ МВт;
- коэффициент мощности ТЭЦ.
Активная мощность потребителей с учетом потерь:
Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой приходим к выводу что имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка компенсирующих устройств.
Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для i-ого потребителя по формуле:
где - коэффициент мощности энергосистемы с учетом мощности ТЭЦ.
Коэффициент мощности определяется по следующему выражению:
Требуемая мощность компенсирующих устройств необходимая для первого потребителя:
Примем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-2[1] единичной мощностью 05Мвар. Определим количество компенсирующих устройств у i- oго потребителя:
Количество компенсирующих устройств у первого потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составляет:
Также выполняем расчеты для других потребителей и результаты вносим в таблицу 1.1.
Проверяем расчет баланса. Для этого расчитываем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.
Баланс практически сошелся следовательно все расчеты считаем верными.
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ
В задании дипломного проекта представлена схема географического расположения источников электроэнергии ТЭЦ ПС1 ПС2 и 8 потребителей.
Географическое расположение источника и потребителей показано на рисунке 2.1. на нем же указаны расстояния между пунктами. Предполагается что в пунктах 1 - 8 имеются потребители 12 и 3 категории.
Рисунок 2.1 –Графическое расположение потребителей и источников
При составлении вариантов конфигурации сети будем исходить из следующих соображений:
Согласно ПУЭ потребители 1-й и 2-й категории должны быть обеспечены электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распредустройств если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны. Питание потребителей 3-й категории возможно по нерезервированной схеме.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.
Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:
- разомкнутые нерезервированные сети радиальные и магистральные выполняемые одноцепными линиями;
- разомкнутые резервированные сети радиальные и магистральные выполняемые двухцепными линиями;
- замкнутые резервированные сети (в том числе с двухсторонним питанием) выполняемые одноцепными линиями.
Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов начинается с наиболее простых схем - радиальных и магистральных выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам расположенным в одном направлении от источника питания используется одна трасса. Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям.
Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения но имеет и отрицательные стороны. Как правило применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении) то есть если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети как правило экономически нецелесообразно если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малозагруженный участок. Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей схем с выключателями на стороне высшего напряжения и это удорожает подстанции. Кроме того если простая замкнутая сеть охватывает 4 - 6 потребителей то в послеаварийных режимах возникающих при отключении одного из головных участков в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем этот недостаток легко устранить если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложнозамкнутой сети) или перевести сеть на более высокое номинальное напряжение. Поэтому применение замкнутой сети или отказ от ее применения всегда требуют экономического обоснования.
Совсем необязательно предполагать для всей сети одно и то же номинальное напряжение. Некоторые участки в основном самые отдаленные и малозагруженные могут иметь более низкое номинальное напряжение в отличие от остальной сети. При этом при принятии такого решения следует иметь в виду что для соединения участков с разными номинальными напряжениями потребуются трехобмоточные трансформаторы причем на большую мощность которые дороже чем двухобмоточные.
На стороне высшего напряжения применим схемы с выключателями. Данные схемы дороже чем упрощенные схемы но значительно повышают надёжность сети и экономически обоснованы в условиях нынешних договорных обязательств энегроснабжающих организаций перед потребителями о бесперебойном электроснабжении.
Рассмотрим несколько вариантов сети для электроснабжения промышленного района.
Вариант 1 (рисунок 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть отличающуюся тем что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии для потребителей I и II категорий. Допустим что длины линий и нагрузки таковы что наиболее целесообразным напряжением в этом случае будет номинальное напряжение 110 кВ. Стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше чем одноцепной.
Общая длина линий в одноцепном исполнении равна:
где LI - длина одноцепных линий км;
k – коэффициент отношения стоимости двухцепной линии к одноцепной;
LII - длина двухцепных линий км.
В соответствии с формулой (2.1) общая длина линий варианта 1:
LΣ = 1.5 107 = 1605км.
Требуемое количество выключателей складывается из выключателей на подстанциях ПС1 ПС2 ТЭЦ энергосистемы (по одному выключателю на каждый отходящий фидер) и выключателей на подстанциях. Общее количество выключателей для данного варианта сети составитN = 40 штук.
L = 1605 км; N = 40 штук
Рисунок 2.2 - Радиально-магистральная сеть вариант 1
Вариант 2 (рисунок 2.3) – радиально-магистральная сеть. Подстанцию П-7 запитаем от П-2. Данноераспределение мощности позволяетуменьшить количество выключателей на ПС-2 и протяженность линий.
L = 138 км; N = 38 штук
Рисунок 2.3- Радиально-магистральная сеть вариант 2
Вариант 3 (рисунок 2.4) общая длина линий больше по сравнению с вариантом 2. Потери напряжения на П4 и в линиях ПС1-2 ПС1-7 уменьшатся
L = 1395 км; N = 38 штук
Рисунок 2.4- Радиально-магистральная сеть вариант 3
Рассмотрим варианты комбинированной сети.
Вариант 4 (рисунок 2.5) в нем потребители 358 и 74 объединены в кольцевую сеть а остальные потребителипорадиально – магистральной схеме.
L= 142 км; N = 38 штук
Рисунок 2.5- Комбинированная сеть вариант 4
Вариант 5 (рисунок 2.6) в нем потребители 18 и 27 объединены в кольцевую сеть а остальные потребители – по радиально – магистральной схеме П3 будет узловой подстанцией. Недостаток схемы увеличение длины по сравнению с вариантом 4.
L= 153 км; N = 38 штук
Рисунок 2.6- Комбинированная сеть вариант 5
Вариант 6 (рисунок 2.7) в данном варианте потребители 61 и 2 объединены в кольцевую сеть а остальные потребители – по радиально – магистральной схеме.Длина линий по сравнению с вариантом 5 меньше.
L= 151 км; N = 40 штук
Рисунок 2.7- Комбинированная сеть вариант 6
Рассмотрим кольцевые сети. В кольцевых сетях большие потери напряжения происходят из-за большой протяженности линий. Если кольцевая линия не проходит по техническим условиям то ее приходится модернизировать делать из кольцевой сети сложно замкнутую увеличивать напряжение или делать головные участки сети двухцепными.
Вариант 7 (рисунок 2.8) в нем потребители объединены в кольцевую сеть основным недостатком данного варианта является большая протяженность сети. В послеаварийном режиме при обрыве линии на одном из головных участков имеется вероятность слишком большой потери напряжения. Устройства РПН трансформаторов будет недостаточно для обеспечения качества электроэнергии у потребителей.
L= 145км; N = 30штук
Рисунок 2.8- Кольцевая сеть вариант 7
Вариант 8 (рисунок 2.9)схема с питанием нагрузок от разных источников по трем независимым кольцевым схемам. Длина линии меньше по сравнению с вариантом 7. В послеаварийном режиме потери напряжения в головных участках будут значительно меньше и устройства РПН трансформатора будет достаточно. Увеличится надежность в послеаварийном режиме.
L= 133км; N = 36штук
Рисунок 2.9 - Кольцевая сеть вариант 8
Приняв что стоимость одного выключателя 110 кВприблизительно равна стоимости 4 км одноцепной воздушной линии 110 кВ для дальнейшего расчета выбираем варианты: №2 (радиально-магистральная сеть) №4 (комбинированная сеть) и №8 (кольцевая сеть).
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
В предварительном расчете делается приблизительный расчет потокораспределения (без учета потерь мощности) выбираются номинальное напряжение и сечение линий затем выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы ОРУ на подстанциях потребителей.
В качестве примеров предварительного расчета рассмотрим варианты №2 №4 и №8 отобранные в разделе 2. Они представляют собой радиально-магистральную сеть комбинированную сеть и кольцевую сеть.
1Радиально-магистральная сеть (вариант 2)
Предварительный расчет потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок.
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке3.1. потоки мощности на участках сети· определяются по первому закону ·Кирхгофа двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Поток мощности ·на участке 7-4будет равен мощности потребителя 4 то есть:
Поток мощности· на участке 2-7 определяется путем суммирования· двух потоков вытекающих из узла 7:
Поток мощности ·на участке ПC1-2 определяется путем суммирования·двух потоков вытекающих из узла 2:
Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты вносим в таблицу3.1 ·и наносим на ·расчетную схемурисунок3.1.
Рисунок 3.1 - Расчетная схема варианта 2
Затем с помощью формулы· Илларионова вычисляем·целесообразную величину номинального· напряжения на участке ПС1 - 2.
где L – расстояние между· потребителями км;
Pц – активная мощность приходящая на ·одну цепь МВт.
Принимаем ближайшее· стандартное значение 110кВ.
Аналогично проводим расчеты· для остальных участков ·и результаты помещаем в таблице 3.1.
Таблица 3.1-Выбор напряжений для варианта 1
На участках ТЭЦ-6 и ТЭЦ-ПС2 принимаем напряжение 110 кВ так как на ТЭЦ установлено только ОРУ-110 кВ.
Далее необходимо выбрать сечения проводов линии. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов.
Сперванужно построить номограммы границ экономических интервалов. Будем считать что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду и III по ветровой нагрузке максимальная температура воздуха +370С минимальная -320С среднегодовая +20С.
Будем использоватьодноцепныеидвухцепныеВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в таблице 3.2. Согласно [2] учетывая коэффициент удорожания (примем kуд = 80).
Как следует из таблицы стоимость сооружения линий с проводами марок АС-7011 и АС-9516 выше чем с проводами больших сечений. Из этого следует что при данных ценах сечения 70 мм2 и 95 мм2 экономически невыгодны поэтому далее эти сечения не рассматриваем.
Таблица 3.2 - Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления
Стоимость сооружения К0i тыс.рубкм для провода марки:
Погонное сопротивление R0iОмкм
Определяем наибольшее значение параметра по формуле:
гдеЕ = 1Ток – эффективность ·капиталовложений;
– время наибольших потерь час;
сэк – стоимость· потерь электроэнергии руб.кВт.ч;
α – норма отчисления на амортизацию· и обслуживание.
Примем: Е = 05; сэ = 08 рубкВт.ч; α = 0028 и = 1000 час [2].
Определяем граничный ток для одной из пар сечений скажем для Fi=120мм2и мм2 для двухцепной линии 110 кВ:
Граничные токи для всех ·остальных пар сечений определяются аналогично. Результаты фиксируются в таблице 3.3.
Таблица 3.3 -Граничные токи между сечениями
Для двухцепной линии ·110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм2 получился меньше чем для пары сечений 150 и 185 мм2. Это означает что сечение 185 мм2 экономического интервала не имеет. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 150 и 240 мм2.
Для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными ·могут быть только сечения: 95 мм2 120 мм2 и 150 мм2. На рисунке 3.2 представлены номограммы экономических интервалов построенные по данным таблицы 3.3.
Рисунок 3.2 – Номограммы экономических интервалов
Далее по построенным· номограммам выберем сечения. Для этого необходимо найти значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.
Для заданного значения числа часов использования максимума. Определим время наибольших потерь по формуле:
В качестве приемлемого срока окупаемости примем. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность ·капиталовложений составит . Стоимость потерь электроэнергии принимаем 08 руб.кВтч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [2] примем α = 0028 тогда:
Определяем наибольший ток в одной цепи линии ПС1-2:
Из номограммы для двухцепной линии· 110 кВ на рисунке3.2 следует что при ток 168Апопадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно для этой линии будем применять провод марки АС-12019.
Проверяем выбранный провод по· техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме когда одна из цепей линии будет ·выведена из работы ток в оставшейся цепи удвоится то есть достигнет величины 336 А.
Необходимо проверить выполнение неравенства:
где – допустимая для данного сечения нагрузка А;
– ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме А;
kт – поправочный коэффициент учитывающий фактическую среднемесячную температуру воздуха для наиболее жаркого месяца.
Из исходных данных максимальная температура +370С следовательно поправочный коэффициент kт =088 по [2].
Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390Апо [2].
Неравенство (3.7) ·выполняется поэтому примем к установке провод АС-12019 с допустимым током 390Апо[2].
Определяем параметры этой линии по формулам:
где – длина участка км;
- погонные активное и реактивное сопротивления Омкм.
Активное погонное сопротивление реактивное ·погонное сопротивление определяем по [2].
Потери мощности в линии определяются по формуле:
Потери напряжения в нормальном ·и наиболее тяжелом послеаварийном режиме определяются по формуле:
Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме на участке ПС1-2:
Отметим что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 110кВ [2] составляющими ±9 ×178 = ±16%.
Выбор сечений проводов и их проверка а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в таблице3.4.
Таблица 3.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий
Суммированием по всем участкам определим общие потери мощности:
Также суммированием определяем общую потерю ·напряжения до наиболее удаленных потребителей:
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы которые возникают после отказа ·одной из цепей на том участке каждой магистрали где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной ·цепи возрастают в два раза поэтому также в· два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом общая потеря напряжения в послеаварийном режиме ·составит:
- в магистрали ПС1-2:
- в магистрали ПС2-3:
Как в нормальном· режиме так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже чем возможности устройств РПН которые составляют ±9 ×178 = ±16%.
Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.
Если потребители какой-то подстанции все относятся к третьей категории то на такой подстанции достаточно· установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей этой подстанцииSнб:
где 09 – коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.
Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории то согласно ПУЭ требуется установки двух
трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям. Во-первых в нормальном режиме должно быть обеспечено ·электроснабжение всех потребителей то есть:
Во-вторых в послеаварийном режиме возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов должно быть обеспечено электроснабжение потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки трансформатора оставшегося в работе. Согласно [1] если нагрузка трансформатора в нормальном· режиме не превышает 093.Sном то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки:
Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН на приёмных подстанциях.
Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители IIкатегории (40%). Поэтому предусматриваем ·установку двух трансформаторов.
Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 356кВс двумя трансформаторами по 10 МВА с двумя блоками
с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН [2].
Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для других подстанций:
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 1106кВ с двумя трансформаторами по 63 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 1106кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 10 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 3510кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
2 Кольцевая сеть (вариант 8)
Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.3. Поскольку сеть кольцевая то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Рисунок 3.3- Расчетная схема варианта 8
Расчет потокораспределения производим начиная с головного участка:
Поток на участке 2-7 определяем по первому закону Кирхгофа:
Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в таблице3.5.
Целесообразную величину напряжения определяется по наиболее загруженным и протяженным головным участкам ПС1-1 ПС2-2 ТЭЦ-ТЭЦ по формуле Илларионова (3.1):
Принимаем номинальное напряжение для всех линий 110 кВ.
Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично пункту 3.1. Результаты расчетов представлены в таблицу 3.5. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.
Таблица 3.5-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети
Продолжение таблицы 3.5
Общие потери мощности составляют:
Общие потери напряжения от источника до точки потокораздела:
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженных участков ПС1-2 и ПС2-7 и ТЭЦ-6. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунок 3.4. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице3.6.
Рисунок 3.4 - Расчетная схема в аварийном режиме
Таблица 3.6 – Потери напряжения в послеаварийном режиме
Общие потери напряжения в послеаварийном режиме оказались меньше чем пределы регулирования устройств РПН.
Выбор трансформаторов на подстанциях аналогичен варианту 1(пункт 3.1).
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 1106кВс двумя трансформаторами по 10 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН [2].
3 Комбинированная сеть (вариант 4)
Расчетная схема варианта 4 представлена на рисунке 3.5.
Поскольку часть сети - кольцевая то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Рисунок 3.5 - Расчетная схема варианта 4
Потоки на остальных участках определяются аналогично.Расчет радиально-магистральной части сети производим аналогично пункту3.1.
Результаты расчета приведены в таблице3.8.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку ПС1-7 по формуле Илларионова (3.1):
Принимаем номинальное напряжение в кольцевой части схемы 110 кВ.
Аналогично проводятся расчеты для остальных участков радиально-магистральной сети. Результаты расчетов приведены в таблице3.7.
Таблица 3.7- Выбор напряжения для варианта комбинированной сети
Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично пункту3.1. Результаты расчетов представлены в таблице3.8. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.
Таблица 3.8-Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети
Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:
Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:
Как в нормальном режиме так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже чем возможности устройств РПН которые составляют ±9 ×178 = ±16%.
ПС1:Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 1106 кВ с двумя трансформаторами по 10 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН [2].
ПС2: Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 356кВ с двумя трансформаторами по 63 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС3: Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС4:Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 1106кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС5:Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 10 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС6: Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС7: Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
ПС8: Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 11010кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА с двумя блоками с выключателями с мостиком с выключателем и ремонтной перемычкой со стороны линий ВН.
РАСЧЕТ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
1 Расчет капиталовложений в строительство подстанции
При расчете капиталовложений на сооружение подстанции были применены справочные материалы [2] где в таблице 7.15 и 7.16 приведены УПС ПС 35 кВ и выше в ценах 2000 года без учета НДС.
УПС приведены для открытыхПС 35 кВ и выше и закрытыхПС 110-220 кВ с гибкой ошиновкой исполненных по типовым схемам электрических соединений РУ и ориентированных на применение оборудования отечественного производства. Базисные показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства учитывают все затраты производственного назначения.
В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги водопровод и др.) в объемах предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанции переменного тока с высшем напряжением 35-750 кВ» (СО 153-34.47.37-2003).
Базисные показатели стоимости ПС необходимо корректировать с учетом НДС = 18% а также привести к ценам текущего года (2013г.) используя коэффициенты представленные в приложении 5 к письму Минрегиона России № 1951-ВТ10 от 12.02.2013г. «Индексы изменения сметной стоимости оборудования на 1квартал 2013года». Коэффициент удорожания Куд=386. Для получения полной стоимости ПС к показателям таблицы 7.15 и 7.16 [2] добавляют затраты средние значения которых составляют:
– 15% - благоустройство и временные здания и сооружения;
0 – 110% - проектно-издательские работы и авторский надзор;
– 50% - прочие работы и затраты.
Эти затраты учитываются коэффициентом Кблаг=1155.
Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли которая принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС. Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений и оборудования отечественного производства примерная площадь постоянного отвода земли принимается по данным таблицы 7.17 [2].
Расчет капиталовложений в строительство ВЛЭП:
Расчет капиталовложений в ЛЭП проводится аналогично расчету капиталовложений в ПС потребителей.
УСП [2] составлены для ВЛ 35-500 кВ на унифицированных стальных и железобетонных опорах 750 кВ – на типовых стальных опорах и 1150 кВ – на стальных опорах индивидуального проектирования.
УСП ВЛ составлены с учетом гололедных и ветровых нагрузок соответствующих требованиям ПУЭ 7-ого издания.
Базисные показатели стоимости ВЛ переменного тока приведены в таблице 7.4 [2]. Эти показатели учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства и нормативному ветровому давлению 06 кПА.
Для получения полной стоимости ВЛ к показателям таблицы 7.4 [2] добавляют затраты средние значения которых составляют:
– 30% - благоустройство и временные здания и сооружения;
– 80%- проектно-издательские работы и авторский надзор;
– 35% - прочие работы и затраты.
Эти затраты учитываются коэффициентом Кблаг = 1125.
Стоимость постоянного отвода земли принимаем с учетом расчетных значений площади отвода под опоры ВЛ и стоимости земли. Площади постоянного отвода земли под опоры ВЛ зависят от типа и материала опор использования расчетного пролета и др. При использовании типовых опор ВЛ и средних условий сооружения ВЛ площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным таблицы 7.7. [2].
Таблица 4.1 – Радиально-магистральная сеть (вариант 2)
Куд тыс. руб.км (2000 г)
ΔP = 191 МВт Nвыкл= 38L = 138 км.
Клэп= 106.37 млн.р.386.118 . 1125 + Кзем
где Кзем – стоимость постоянного отвода земли под ВЛЭП [2 таблица 7.7].
Кзем= 40 м2км .138 км . 035 т.рм2 = 1932млн.руб.
где40 м2км – площадь постоянного отвода земли под ВЛЭП [2 таблица 7.7];
5 т.рм2 – стоимость 1 м2 земли (рекомендации консультанта)
Таким образом Клэп = 54698млн.руб.
Таблица 4.2 – комбинированная сеть
Р = 13 МВт Nвыкл = 38L = 1505 км
Клэп= 128.42 млн.р.386 . 118 .1125 + Кзем
Кзем = 40 м2км .1505 км .035 т.рм2 = 2107млн.руб.
Таким образом Клэп = 66015млн.руб.
Таблица 4.3 – Кольцевая сеть (вариант 8)
ΔP = 142 МВт Nвыкл= 36L = 133 км.
Клэп= 11205 млн.р.386.118 . 1125 + Кзем
Кзем= 40 м2км .133 км .035 т.рм2 = 1862млн.руб.
Таким образом Клэп = 57602млн.руб.
Таблица 4.4 – капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети
Ячейка 110 кВ с выключателем – 32 шт.
Кзем= 35 млн.руб. Квыкл = 117185 млн.руб.
КПС= 3215млн.р 1175+ 2 млн.руб.+ 98682 млн.руб. = 136661 млн. руб
Определяем капитальные вложения в подстанции комбинированной сети. Результаты сводим в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети
Продолжение таблицы 4.5
Ячейка 110 кВ с выключателем – 38 шт.
Кзем= 35 млн.руб. Квыкл = 117183 млн.руб.
Кпс = 36690 млн.р.1155 + 35млн.руб. + 113238 = 155965 млн.руб.
Определяем капитальные вложения в подстанции кольцевой сети. Результаты сводим в таблицу 4.6.
Таблица 4.6 – капитальные вложения в строительство кольцевой сети
Ячейка 110 кВ с выключателем – 36 шт.
Кзем= 35 млн.руб. Квыкл = 110965 млн.руб.
Кпс = 3601 млн.р.1175 + 35 + 110965 = 153626млн.руб.
Общие капитальные вложения в сооружение радиально-магистральной сети (вариант 2):
КΣ= Клэп + Кпс= 54698 + 136661 = 191359млн.руб.
Общие капитальные вложения в сооружение комбинированной сети
КΣ= Клэп + Кпс= 66015 + 155965 = 22198млн.руб.
Общие капитальные вложения в сооружение кольцевой сети (вариант 8):
КΣ= Клэп + Кпс= 57602 + 153626 = 211228млн.руб.
2 Технико – экономическое обоснование проекта
Технико – экономическое обоснование проекта проведем методом векторной оптимизации или многокритериальной задачи.
Системы энергетических объектов сложные и выбор лучшего из них по одному двум критериям является необъективным. Поэтому часто рассматривают несколько критериев достижения цели часто противоречивых и действующих в разных направлениях.
Так как с точки зрения математики достижение экстремальных значений «n» функциями лишено смысла решение таких задач будет лежать не в области согласия а в области компромисса.
Нахождение оптимальной схемы компромисса является одной из главных проблем таких задач.
Так как критерии достижения целей имеют разные единицы измерения то второй проблемой задачи векторной оптимизации является приведение критериев достижения целей к нормированным значениям.
На первом этапе решения проблемы оценки эффективности инвестиций в проект были рассмотрены стоимость строительства ЛЭП электрических схем и подстанций потребителей в каждом из рассматриваемых вариантов схем электрической сети.
Рассмотрим алгоритм решения многокритериальной задачи методом векторной оптимизации.
Для выбора оптимального решения необходимо составить множество стратегий вариантов развития сети.
Ф = (φ1 φn) по нескольким частным критериям F (f1f2 fn).
Основной целью проводимого системного анализа является выбор оптимального варианта схемы электрической сети который отвечает следующим требованиям: при минимуме капиталовложений обеспечить минимальные потери электроэнергии в сети и минимальные затраты на обслуживание системы электроснабжения и максимум пропускной способности сети.
В качестве основных целей принимаем:
)Капиталовложения в строительство К млн.руб;
)Потери активной мощности в сети ΔP МВтч;
)Пропускную способность сети – P МВт;
)Затраты на эксплуатационное обслуживание системы электроснабжения Иобсл млн.рубгод.
Данные показатели по вариантам приведены в таблице 4.2.1.
Таблица 4.7 – матрица нормируемых критериев
Радиально-магистральная сеть
Комбинированная сеть
Так как локальные критерии имеют различные единицы измерения то требуется их нормализовать. Нормированное значение частного критерия оценки получается относительным путем по формулам:
Для максимизируемых критериев:
Для минимизируемых критериев:
гдеfq – нормируемый q-й частный критерий.
Таблица 4.8– Матрица нормируемых критериев
Каждой цели присвоим коэффициент значимости: минимуму капитальных затрат и максимуму пропускной способности присвоим весовой коэффициентγ1 = γ3 = 04
Следующая цель по степени важности – минимум потерь мощности весовой коэффициент γ2 = 02 минимуму затрат на обслуживание γ4 = 01.
Целевая функция оптимизации приведена к виду:
FΣ = f1 γ1 +f2 γ2 + f3 γ3 + f4 + γ4
В результате получим матрицу оценок эффективности вариантов по отношению к целям и общую оценку эффективности варианта.
Задача оптимизации параметров сети сведена к определению функционала вида:
Составим матрицу оптимизации:
Таблица 4.9 – матрица оптимизации
Интегральный критерий
Ранжирование по мере увеличения Эинт
Наиболее выгодными являются варианты конфигураций схем электрической сети: радиально – магистральная и комбинированная.
Комбинированная электрическая схема имеет более высокий интегральный критерий но к реализации предлагается вариант радиально – магистральной схемы электрической сети т.к. этот вариант имеет более высокую надежность электроснабжения. Это явилось определяющим критерием выбора варианта учитывая развитие и расширение схемы электрической сети.
Для выбранного варианта электрической сети определим срок окупаемости инвестиций методом интегральных показателей.
К числу интегральных показателей относятся:
- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- индекс доходности;
- внутренняя норма доходности (ВНД);
Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период приведенная к начальному шагу или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).
Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) определяется по формуле:
Эинт= ЧДД =Σ (Rt - Зt) at - Кд(4.3)
гдеRt – результат (доходы) достигаемый на t-м шаге расчета;
Зt – затраты (без капитальных) осуществляемые на t-м шаге расчета;
Т – продолжительность расчетного периода или горизонт расчета;
аt–коэффициент дисконтирования:
гдеЕ – норма дисконта равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал;
t – номер шага расчета как правило по годам начиная с момента начала осуществления проекта.
Величина дисконтированных капиталовложений
гдеКд – сумма дисконтированных капиталовложений
Кt – капиталовложения на t-м шаге
Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Внутренняя норма доходности (ВНД) представляем собой ту норму дисконта Евн при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн является решением уравнения:
Σ(Rt - Зt) = Σ Кt(4.7)
t=0(1+Eвн) t=0(1 + Евн)
Если расчет интегрального эффекта ЧДД проекта дает ответ на вопрос является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормы дохода на капитал капиталовложение в данный проект оправдано.
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта) за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится не отрицательным. Иными словами этот период (измеряемых в годах или месяцах) после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.
Показатели финансовой эффективности
После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта.
Рентабельность продукции вычисляется по формуле:
где чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности;
выручка от реализации t–го года тыс.руб. год.
В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда удельные расходы и потери электрической энергии трудоемкость обслуживания системы электроснабжения надежность электроснабжения.
Порядок расчета ожидаемых ТЭП проекта
Принять (по указанию руководителя проекта) продолжительность расчетного периода (горизонт расчета) который может быть равен сроку службы системы электроснабжения. Структуру и распределение по времени доходов и расходов в таблицах показать по всем годам (за весь срок жизни проекта).
Учитывая особенности производства передачи и распределения электроэнергии а также невозможность (в рамках требования государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работы проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнегии по системе электроснабжения.
Выручка от реализации определяется по формуле:
где – индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (001-03);
– объем использованной электроэнергии кВтчгод;
– тариф на электроэнергию рубкВтч.
Строку «Налоги и сборы» заполняем после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитывается как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов и сборов и отчислений:
Прежде чем распределять по годам капитальные затраты необходимо принять (по указанию консультанта по экономическому разделу проекта) продолжительность строительной стадии т.е. количество лет или месяцев от начала осуществления проекта до момента ввода его в эксплуатацию затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капитальные вложения.
При выборе схемы электроснабжения определение структуры Иtи расчет экономических элементов этого показателя производится согласно по формуле:
где стоимость потерь электроэнергии t-го года тыс.руб.год;
отчисления на эксплуатационное обслуживание СЭС t- го года тыс.руб.год;
налоги и сборы t-го года тыс.руб.год.
Норму доходности рубля (норма дисконта)Е= 10% =001 (рекомендации консультанта).
В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2013 по 2014 год (рекомендации консультанта).
При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0 =6% от капиталовложений [2].
Горизонт расчета (период за который определяются будущие расходы и доходы) определяются исходя из следующих факторов:
а) сроков реконструкции эксплуатации и ликвидации объекта;
б) нормативных сроков службы технологического оборудования;
в) ожидаемой массы прибыли и т.д.
Срок строительства энергообъекта принят 3 года. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим: первый год – 30 % от капиталовложений; второй год – 50 % от капиталовложений; третий год – 20 % от капиталовложений (данные практики).
Результаты ожидаемых ТЭП приведены в таблице 4.10. График срока окупаемости инвестиций показан на рисунке 4.1.
ТЭО варианта схемы электрической сети дано в таблице 4.10.
Таблица 4.10 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети вариант 2
Рисунок 4.1.- Определение сроков инвестиций в проект вариант 2
УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТИ
Уточненный расчет основных электрических режимов производится только для одного варианта победившего в технико-экономическом сравнении. Целью расчета является определение точных значений потоков мощности в начале и в конце каждого участка и точных значений напряжений на шинах высокого напряжения на каждой подстанции. По сравнению с уже проведенным предварительным расчетом режима дополнительно учитывается зарядная мощность воздушных линий потери мощности и потери напряжения в трансформаторах. Расчет производится для нормального режима наибольших нагрузок нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима. Кроме того во всех режимах проверяется достаточность регулировочного диапазона устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на подстанциях потребителей. В заключение уточненного расчета уточняется необходимое количество компенсирующих устройств на подстанциях потребителей и определяется себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.
Уточненный расчет производим для варианта 2 (радиально-магистральная сеть).
1 Определение расчетных нагрузок подстанций
Как отмечалось выше при уточненном расчете электрических режимов нужно учитывать зарядные мощности линий и потери мощности в трансформаторах. При этом схема замещения сети становится достаточно громоздкой и проводить расчет по ней становится неудобно. На рисунке 5.1 приведена схема замещения одной подстанции включающая все эти элементы. Для упрощения расчетов удобно ввести так называемые расчетные нагрузки подстанций. При этом дополнительные элементы в схему замещения не вводятся но истинная нагрузка подстанции Sнб заменяется расчетной нагрузкой Sрасч.(5.1). Параметры необходимые для определения расчетной нагрузки подстанции определяются следующим образом.
Рисунок 5.1- Схемы замещения подстанций
Половины зарядных мощностей линий примыкающих к подстанции рассчитываются по формуле:
где b0 - погонная емкостная проводимость линии См км.
Ее определяем по справочным данным [2]. Параметры трансформаторов определяем по справочным данным [2].Затем по параметрам трансформаторов определяются потери в них.
Потери в стали (потери холостого хода):
Потери в обмотках (нагрузочные потери):
После этого можно определить расчетную нагрузку подстанции:
Определяем зарядную мощность воздушных линий. Для линии ПС1-2половина зарядной мощности составит:
Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице5.1.
ВЛ-35 кВ зарядной мощностью не обладают.
Таблица 5.1-Расчет зарядных мощностей ВЛ
2Уточненный расчет режима наибольших нагрузок
Расчет начинаем с составления схемы замещения. Все линии включаются в нее своими активными и реактивными сопротивлениями а нагрузки – расчетными нагрузками подстанций. Кроме того в схему включаем примыкающую к источнику питания половину зарядной мощности головного участка. Остальные зарядные мощности учтены в расчетных нагрузках.
Расчет производится в два этапа. На первом этапе двигаясь от конца магистральной линии к ее началу с учетом потерь определяются все потоки мощности в начале и в конце каждого участка. Порядок расчета должен быть следующим:
Поток мощности в конце последнего n-ного участка магистральной линии принимается равным расчетной нагрузке последнего n-ного потребителя то есть:
Определяются потери на последнем участке по формуле:
Определяется поток мощности в начале последнего участка:
С учетом расчетной нагрузки предпоследнего потребителя определяется поток мощности в конце предпоследнего участка:
Повторяется пункт 2 для предпоследнего участка и так далее до источника.
На втором этапе двигаясь от начала линии к ее концу определяются точные значения напряжений на всех подстанциях:
Определяется напряжение на шинах источника в соответствии с заданием для данного режима.
Определяется потеря напряжения на первом участке по формуле:
где напряжение в начале участка; для первого участка равно напряжению источника.
Определяется напряжение на шинах ближайшего потребителя:
Определяется потеря напряжения на следующем участке. При этом в качестве напряжения в начале участка принимается только что вычисленное напряжение на шинах первого потребителя. И так далее до конца магистрали.
Определяем расчетную нагрузку подстанций 1 на которойустановлено два трансформатора ТМН -1000035. В соответствии со справочными данными [2] активные потери холостого хода одного такого трансформаторареактивные Определяем нагрузочные потери в подстанции по формуле (5.2):
Расчетная нагрузка подстанции составит МВА:
Результаты сведены в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
Составляем расчетную схему сети (рисунок 5.2) и проводим уточненный расчет потокораспределения. Начинаем с участка 7-4:
Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5.3 и на расчетную схему рисунок 5.2.
Таблица 5.3- Расчет режима наибольших нагрузок
Продолжение таблицы 5.3
Рисунок 5.2 - Расчетная схема для режима наибольших нагрузок
Теперь производим расчет потери напряжения и напряжения шинах 110 кВ всех потребителей.
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу5.3 и таблицу5.4.
Проверяем достаточность регулировочного диапазона устройств РПН.
Для этого на ПС2 сначала определяем низшее напряжение приведенное к высшему:
Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 5% выше номинального значения то есть 63кВи определяем желаемый коэффициент трансформации:
По каталожным данным трансформатора определяется номер регулировочного ответвления устройства РПН на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:
Принимаем и определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС1 в режиме наибольших нагрузок:
Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в таблице 5.4.
Таблица 5.4 - Проверка достаточности диапазона РПН
3 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок
В режиме наименьших нагрузок значительно уменьшаются потоки мощности. Расчет электрического режима при наименьших нагрузках позволяет проверить возможности сети по поддержанию качественного напряжения на шинах потребителей.
В режиме наименьших нагрузок сначала определяются расчетные нагрузки подстанций. Активная мощность каждого потребителя в этом режиме рассчитывается в соответствии с исходными данными. Потребление реактивной мощности также снижается и часть компенсирующих устройств должна быть отключена. Сколько компенсирующих устройств следует отключить определяется расчетом баланса по реактивной мощности. При этом учитывается и увеличение в этом режиме tgφ энергосистемы.
Определение скомпенсированной реактивной мощности производится аналогично расчету реактивной мощности в режиме наибольших нагрузок (пункт1) и приводятся в таблице 5.5.
Таблица 5.5 – Расчет скомпенсированной реактивной мощности в режиме наименьших нагрузок
Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок представлены в таблице5.6.
Таблица 5.6 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок
Расчет электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично пункт5.2. Результаты расчета сведены в таблицы 5.7 и 5.8. На рисунке 5.3 представлена расчетная схема для расчета режима наименьших нагрузок.
Таблица 5.7 - Расчет режима наименьших нагрузок
Таблица 5.8 - Проверка достаточности диапазона РПН
Как видно из таблиц диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.
Рисунок 5.3 - Расчетная схема для режима наименьших нагрузок
4 Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт в магистральной части сети – одной цепи участка ПС1-2 ПС2-1 ПС2-5 ПС2-8 ТЭЦ-6. При этом меняются сопротивления этих участков. Расчетные нагрузки подстанций П3 ПС4 ПС7 остаются такими же как в нормальном режиме наибольших нагрузок а расчетные нагрузки П2 ПС5 П6 изменяются за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:
В таблице 5.9 представлены результаты расчета послеаварийного режима а в таблице 5.10 – результаты проверки достаточности диапазона РПН в послеаварийном режиме.
Таблица 5. 9 - Расчет послеаварийного режима
Таблица 5.10 - Проверка достаточности диапазона РПН
Продолжение таблицы 5.10
Как видно из таблиц диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в послеаварийном режиме.
Расчетная схема сети для послеаварийного режима представлена на рисунке 5.4.
Рисунок 5.4 - Расчетная схема для послеаварийного режима нагрузок
5 Уточнение количества компенсирующих устройств и определениесебестоимости передачи электроэнергии
Компенсирующие устройства выбирались на начальной стадии проектирования на основе прогнозной потребности в реактивной мощности. Поэтому после уточненного расчета потокораспределения необходимо уточнить их количество. Для этого нужно сложить потоки мощности в началах всех головных участков. При этом следует учесть и зарядные мощности в началах головных участков не уточненные при определении расчетных нагрузок.
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Так как то принимаем решение уменьшить общее количество компенсирующих устройств на n:
Определяем себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.
(по данным таблицы4.5)
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИЕМНОЙ ПОДСТАНЦИИ
1 Расчет токов короткого замыкания
Расчёт токов КЗ производится для выбора и проверки основного оборудования. Расчётным видом КЗ является трёхфазное для проверки электрических аппаратов на электродинамическую стойкость.
Расчёт производим для линии ПС2-5. На подстанции П-5 установлены трансформаторы с номинальной мощностью 10 МВА.
Расчётная схема замещения представлена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1- Расчётная схема для трёхфазного КЗ
Примем: Sб = 1000 МВА Uб = 115 кВ
где Sб – базисная мощность;
Uб – базисное напряжение на стороне ВН кВ.
Определяем базисный ток:
Определим сопротивления схемы замещения.
Определим сопротивление автотрансформатора на ПС2АТДЦТН-63000220 с параметрами: Sн = 63 МВА; uвс = 11%;uвн = 35%; uсн = 22% по [2].
гдеудельное сопротивление ВЛ [2].
где сверхпереходное сопротивление нагрузки равное 035;
– номинальная мощность трансформатора.
Результирующее сопртивление прямой последовательности будет равно:
Принимаем ЭДС питающей системысверхпереходная ЭДС нагрузки Ток КЗ будет состоять из тока от системы и тока от нагрузки.
Таким образом получим периодическую составляющую тока КЗ кА:
Определим ударный ток кА:
гдеКу– ударный коэффициент (Ку =18 по [3]).
Для проверки чувствительности релейной защиты рассчитаем ток двухфазного КЗ. Так как для этого нужен минимальный ток то влияние нагрузки учитывать не будем.
Схема замещения прямой последовательности тогда принимает вид рисунок 6.2:
Рисунок 6.2- Расчётная схема для двухфазного КЗ
Сопротивление системы в минимальном режиме:
Определим однофазный ток КЗ.
Составим схему замещения нулевой последовательности рисунок 6.3:
Рисунок 6.3 - Схема замещения нулевой последовательности
Параметры схемы замещения нулевой последовательности:
СопротивлениидвухцепнойВЛ нулевой последовательности:
Выполним преобразование схемы рисунок 6.3.
Эквивалентнаясверхпереходная ЭДС объединенного источника определяется по формуле:
Однофазный ток КЗ определяется по формуле:
Результаты расчёта токов КЗ сведём в таблицу 6.1.
Таблица 6.1- Результаты расчёта токов КЗ
2 Выбор основного оборудования на ПС
2.1 Выбор разъединителей
Определим токи в нормальном и аварийном режимах:
Каталожные данные разъединителя представлены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Каталожные данные разъединителя
Номинальное напряжение кВ
Термическая стойкость допустимое время кАс
Амплитуд предельного сквозного тока КЗ кА
При питании токов короткого замыкания от системы неограниченной мощности от апериодического тока можно пренебречь поэтому принимаем приведенное время равное действительному времени протекания токов короткого замыкания:
гдеtзт – время действия защиты трансформатора
tзл – время действия быстродействующей защиты.
Проверка по длительному току в аварийном режиме:
Проверка на динамическую устойчивость:
Проверка на термическую устойчивость производится по току термической стойкости заданному заводом изготовителем и расчетному времени термической стойкости.
Аппарат термически стоек если:
гдеВк – тепловой импульс тока короткого замыкания А2с.
Разъединитель РДЗ-110 по всем условиям выбора подходит.
2.2 Выбор выключателей
По расчетному максимальному току выбираем элегазовый выключатель ВЭК –110-402000 У1.
Приведенное время равное действительному времени протекания токов короткого замыкания:
где – минимальное время срабатывания защиты ПУЭ рекомендует принимать его в расчетах равным 002с;
– собственное время отключения выключателя (для выключателей равно 005 – 008 с) по [3].
Проверка на термическую устойчивость:
Таблица 6.3- Каталожные данные выключателя
Номинальное напряжение
Ток электро-динамической устойчивости кА
Ток термической устойчивости допустимое время кАс
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 110 кВ
На ЛЭП 110 кВ с глухо заземленной нейтралью согласно ПУЭ должны быть выполнены следующие защиты:
- токовая защита от междуфазных КЗ без выдержки времени (токовая отсечка);
- направленная МТЗ от междуфазных КЗ (1-я ступень с выдержкой времени);
- направленная МТЗ от замыканий на землю (2-я ступень с выдержкой времени);
- резервная направленная МТЗ от замыканий в трансформаторе ПС (3-я ступень с выдержкой времени).
Произведем расчет релейной защиты для линии ПС1-2.
Расчет релейной защиты ВЛ-110 кВ.
) Токовая отсечка (без выдержки времени - собственные время срабатывания цепей отключения).
Определим ток срабатывания защиты от трехфазного тока КЗ по
где коэффициент отстройки учитывающий погрешности трансформаторов тока и апериодическую составляющую тока КЗ значение которого составляет 12 ÷13 - при использовании РТ-40 [7] ;
трехфазный ток короткого замыкания на смежном участке трансформатор – ввод 110 кВ.
Построим график зависимости токов
Рассчитаем токи КЗ при замыканиях в начале и в конце ВЛ а также на расстояниях02 04 06 08. Результаты расчетов представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Расчет токов короткого замыкания ВЛ
Рисунок 7.1- График зависимости
Определим ток срабатывания защиты из условия:
Определим ток срабатывания по условию бросков тока намагничивания:
Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока
Трансформаторы тока выбираются типа ТВУ-110-50XЛ2с коэффициентом трансформации
Ток срабатывания реле:
Принимаемзона действия составляет около20%.
Выбираем реле РТ- 4050 в 3х фазной 3-х релейной схемерисунок7.2.
Рисунок 7.2 - Схема подключения токовых реле
) Вторая ступень – отсечка с выдержкой времени для защиты остальной части линии и трансформатора П5. Реализуется с помощью 2х реле тока и реле времени ток срабатывания защиты ступени II выбирается:
- по условию отстройки от быстродействующей защиты трансформатора:
где ток срабатывания быстродействующей (дифференциальной) токовой защиты трансформатора.
Ток срабатывания защиты трансформатора выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания:
Выбираем ток срабатывания реле:
Принимаем Выбираем реле РТ- 4010.
Определим коэффициент чувствительности защиты:
) Третья ступень – резервная защита для линии W.
Выполняется 2х и 3х релейной с независимой характеристикой выдержки времени
- при посадках напряжения:
для РТ-40; 08 для РТ-85; 09 для РСТ-11 и 13.
РАСЧЕТ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
НА МЕХАНИЧЕСКУЮ ПРОЧНОСТЬ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ
В процессе эксплуатации воздушные линии подвергаются различным климатическим воздействиям а именно: ветровым нагрузкам гололёдным нагрузкам экстремально – низким температурам а также сочетаниям этих факторов.
Целью расчёта является:
а) проверка выбранного сечения;
б) определение длины пролёта при котором обеспечивается достаточная прочность для выбранного сечения.
Расчет проводов на прочность должен производиться при климатических условиях соответствующих второму району по толщине стенки гололеда и третьему – по ветровой нагрузке. Максимальная температура воздуха +370С минимальная – 32 0С среднегодовая +20С.
1 Расчёт удельных механических нагрузок
Принимаем исходные данные для механического расчета по [4]:
- участок ПС1-2 длиной 9 км марка провода АС-12019;
- сечение провода S = 136 8 мм2;
- диаметр провода d = 15 2;
- масса одного километра провода – 471 кг;
- толщина стенки гололеда c = 10 мм;
- нормативный скоростной напор q = 50даНм2 ;
- коэффициент лобового сопротивления для проводов м тросов диаметром менее 20 мм C
- температура гололеда tг = -50С;
- низшая температура воздуха t_ = -320С;
- максимальная температура воздуха tmах = +37С;
- среднегодовая температура воздуха tэ = +2С;
- модуль упругости Е = 825 . 10-3 даНмм2;
- температурный коэффициент линейного удлинения α = 192 . 10-6 К-1;
- допустимое напряжение при наибольшей нагрузке г = 13 даНмм2;
- допустимое напряжение при низшей температуре _ = 13 даНмм2;
- допустимое напряжение при среднегодовой температуре э=87 даНмм2;
- приведенная нагрузка от собственного веса γ1 = 346 . 10-3даН(м. мм2).
Рассчитаем механические нагрузки:
) Нагрузка от собственного веса:
) Единичная нагрузка от веса гололёда:
) Нагрузка от веса провода с гололёдом:
)Единичная нагрузка от ветра на провод без гололеда:
где α – коэффициент неравномерности;
при q = 40 даНм2 α =085 q = 55 даНм2 α =075.
Среднее значение получаем интерполяцией:
)Единичная нагрузка от ветра на провода с гололёдом:
Так как при расчете данной нагрузки нормативный скоростной напор принимаем 025.q = 025. 50 = 125 то α = 1.
)Нагрузка от ветра и веса провода без гололеда:
) Нагрузка от ветра и веса провода с гололедом:
2 Определение критических пролётов
Для каждой марки провода существует предел прочности превышение которого вызывает необратимые изменения механических свойств провода. У проводов и тросов воздушных линий должен быть определённый запас механической прочности. При выборе его величины принимают значительный запас прочности.
Определим длины критических пролетов при следующих условиях:
- наибольшей внешней нагрузке;
- низшей температуре и отсутствии внешних нагрузок;
- среднегодовой температуре и отсутствии внешних нагрузок.
Определим первый критический пролёт по формуле:
Определим второй критический пролёт по формуле:
Определим третий критический пролёт по формуле:
Исходным режимом при расчете проводов воздушных линий на механическую прочность называется такой режим при котором напряжение в проводе равно допускаемому при этом в остальных режимах напряжение в проводе должно быть меньше допускаемого. Исходный режим зависит от соотношения между длинами трех критических пролетов.
При данном соотношении пролетов согласно [9] таблица 1-7] расчет ведется по .
Так как заданный пролет 200 м > 164 м то необходимо использовать уравнение исходя из напряжений и нагрузок при гололеде и ветре:
Вычислим напряжение в проводе при всех сочетаниях расчетных климатических условий при длине пролета l =200 м:
) Провода и тросы покрыты гололедом t = -50C скоростной напор ветра 025q. Этот режим является исходным поэтому = г =13 даНмм2.
) Провода и тросы покрыты гололедом t = -50C ветра нет q =0:
) Скоростной напор ветра q t = -50C гололеда нет:
) Средняя температура tэ ветра и гололеда нет:
) Температура t = 150С ветра и гололеда нет:
) Низшая температура t- ветра и гололеда нет:
) Максимальная температура tmax ветра и гололеда нет:
Определим стрелы провеса для всех сочетаний расчетных климатических условий при длине пролетаl = 200 м по формуле:
Габарит линии задается исходя из напряженности электрического поля и безопасности транспорта линий связи людей животных которые могут находиться под проводами. Для линий с напряжением 110 кВ в ненаселенной местности габаритный пролет должен составлять 6 м. В населенной местности на территории промышленных предприятий в нормальном режиме габаритный пролет составляет 7 м. В труднодоступной местности габаритный пролет равен 5м [5].
Для прокладки двухцепнойВЛ в ненаселенной местности выбираем опоры ПБ 110-4 и изоляторы ПФ-6А. высота подвеса изоляторов – 135 м. Гирлянда изоляторов состоит из семи изоляторов ПФ- 6А и ее длина составляет 123 м. Максимальная стрела провеса соответственно равна 364 м минимальная габаритная высота пролета составит hг = 866 м.
Наиболее распространенным и простым способом является расстановка опор путем наложения на профиль линии передачи шаблонов изображающих кривые наибольшего провеса провода построенные на основании расчета напряжений и стрел провеса для пролетов разной величины. Шаблон представляет собой три одинаковые кривые смещенные по вертикальной оси. Кривые изображают наибольшее провисание провода в вертикальной плоскости.
Ось шаблона при наложении его на профиль должна быть строго вертикальной. Кривая 1 показывает положение провода в пролете по отношению к земле и к пресекаемым объектам. Кривая 2 не должна пересекать линию профиля иначе не будет соблюдаться габарит провода над землей. Кривая 3 в точках пересечения с линией профиля показывает местоположение соседних опор. Если кривая 3 пересекает линию профиля несколько раз то предпочтительное место установки следующей опоры – последнее место пересечения. При расстановке опор следует рассматривать все возможные варианты расположения опор включая опоры на переходах через препятствия.
3 Расчет перехода ЛЭП через автомобильную дорогу
Основной задачей расчета переходов является определение высоты над пересекаемыми объектами.
Рассчитаем переход линии 110 кВ с железобетонными опорами и проводами АС12019 через автомобильную дорогу второй категории с дорогу с отметкой полотна 15 м. С одной стороны переход ограничен анкерной опорой УСБ110-2 с другой – промежуточной опорой ПБ110-4. Пролет перехода 227 м расстояние от правой опоры до оси дороги 187 м отметка точек подвеса провода на опорах одинакова и равна 123 м.
Согласно ПУЭ вертикальное расстояние от провода до полотна дороги должно быть при нормальном режиме не менее 7 м а при отрыве провода в соседнем пролете – не менее 55 м.
Расчет в нормальном режиме произведем при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводника электрическим током. Это условие соответствует седьмому режиму (максимальная температура ветра и гололеда нет). Тогда:
Стрелу провеса над дорогой определим по формуле:
Значения и γ принимаются из седьмого режима где стрела провеса наибольшая.
Габарит над дорогой найдем по формуле:
где hв – отметка подвеса провода на опоре;
h –отметка пересекаемого объекта.
Г = 123 – 25 – 15 = 83 7м что допустимо.
РЕГУЛИРУЕМЫЙ ИСТОЧНИК РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
1 Актуальность проблемы компенсации реактивной мощности
Анализ крупных аварий имевших место в последнее время показал что одной из главных причин их возникновения является нарушение баланса реактивной мощности в сетях возрастание величины реактивной составляющей в перетоках мощности и как следствие снижение устойчивости в высоковольтных сетях 110-500 кВ. В связи с этим вопросом компенсация реактивной мощности перешел в разряд ключевых аспектов обеспечения надежности функционирования энергосистем Российской Федерации.[24]
Дефицит реактивной мощности может привести к следующему:
- большая загрузка реактивной мощности генераторов электростанций приводит к перегрузке по току генераторов;
- передача больших потоков реактивной мощности от генераторов по элементам сети приводит к повышенным токовым нагрузкам и как следствие к увеличению затрат на сооружение сети повышенным потерям активной мощности;
- недостаток реактивной мощности в системе влечет за собой снижение напряжения в узлах электрических сетей и у потребителей.
При избытке реактивной мощности в элементах электрической сети возникают перетоки реактивной мощности встречные направлению потоков активной мощности что приводит к повышению напряжений в узлах и увеличению потерь мощности.
Передача электрической энергии от генераторов к потребителям является сложным физическим процессом многократного преобразования энергии и требует наличия в процессе этого преобразования различных форм поддержания электрических и магнитных полей а следовательно наличия как активной так и реактивной составляющих мощности передачи (преобразования). Выработка реактивной мощности не требует непосредственного расхода топлива но ее передача по сети вызывает затраты активной энергии в виде потерь электрической энергии и дополнительно загружают элементы электрической сети снижая их общую пропускную способность. В связи с этим увеличение выдачи реактивной мощности генераторами с целью доставки ее потребителю нецелесообразно.
Наличие реактивной мощности снижает качество электроэнергии приводит к таким явлениям как увеличение платы за электроэнергию дополнительные потери и перегрев проводов перегрузка подстанций необходимость завышения мощности трансформаторов и сечения кабелей просадки напряжения в электросети. В настоящее время прирост потребления реактивной мощности превышает рост потребления активной мощности вследствие бурного внедрения современных электротехнических и радиотехнических устройств (системы освещения и рекламы кондиционирования частотные преобразователи электроприводов импульсные блоки питания и т.д.)[25].
Компенсация реактивной мощности – одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии.
2 Методы и способы компенсации реактивной мощности
Все сказанное выше является основной причиной того что предприятия электроснабжения требуют от потребителей снижения доли реактивной мощности в сети.
Эту функцию выполняют устройства компенсации реактивной мощности КРМ. Наиболее эффективны автоматические УКРМ которые подключают необходимое количество силовых конденсаторов в зависимости от реактивной нагрузки сети.
По месту подключения различают следующие схемы компенсации реактивной мощности (рисунок 9.2) [26]:
- централизованная - на вводе цеха или предприятия;
- групповая - на линии питания группы однотипных потребителей;
- индивидуальная - в непосредственной близости к потребителю.
Рисунок 9.2- Схемы устройств для индивидуальной групповой и централизованной компенсации реактивной мощности
По способу коммутации конденсаторов компенсирующие установки делятся:
- на электромагнитные в которых коммутация конденсаторов производится с помощью электромагнитных контакторов;
- статические (тиристорные) в которых для коммутации применяются тиристорные ключи.
Встатических УКРМ коммутация конденсаторов происходит в момент нулевой разности потенциалов на ключе вследствие чего они приобретают ряд преимуществ:
- высокое быстродействие - до 14 коммутаций в секунду вместо одного в 5 20 секунд;
- малый уровень помех вследствие отсутствия бросков тока в момент коммутации;
- малый износ конденсаторов по той же причине;
- высокая надежность ключевой аппаратуры вследствие отсутствия механических частей;
- пониженные потери вследствие отсутствия разрядных резисторов.
К статическим устройствам относятся простейшие батареи статических компенсаторов (БСК) шунтирующие реакторы (ШР) обеспечивающие ступенчатое регулирование реактивной мощности реакторные группы коммутируемые вакуумными выключателями (ВРГ) управляемые шунтирующие реакторы (УШР) статические тиристорные компенсаторы (СТК) статические компенсаторы реактивной мощности выполненные на базе современной силовой электроники (мощные IGBT транзисторы) – СТАТКОМ. На рисунке 9.3 приведена схема СТАТКОМа - базового элемента статических устройств FACTS [27].
Рисунок 9.3- Схема статического компенсатора реактивной мощности СТАТКОМ
Емкостные компенсаторы реактивной мощности критичны к гармоническим искажениям напряжения. При их применении уровень гармоник может возрасти благодаря явлению резонанса. Кроме того гармоники дают дополнительную нагрузку на конденсаторы что может вывести их из строя. Современные УКРМ имеют защиту отключающую конденсаторы при превышении установленного порога гармоник. Для сетей с резко-переменными нагрузками применяются так называемые фильтрокомпенсирующие установки (ФКУ) со встроенными фильтрами высших гармоник.
При выборе установки КРМ определяют следующие характеристики:
- тип установки КРМ - обычный или статический;
- мощность - максимальная реактивная мощность которая может быть скомпенсирована;
-шаг (ступень) компенсации - минимальная величина приращения на которую изменяется емкость включенных конденсаторов;
- необходимость фильтрации гармоник;
- номинал трансформатора тока для подключения регулятора.
3 Устройства регулирования реактивной мощности на базе современнойсиловой электроники
Современные стандарты на качество электроэнергии ограничивают содержание высших гармоник тока и напряжения в системах электроснабжении
Расширение внедрения силовых электронных преобразователей породило проблему их негативного влияния на качество электроэнергии.
Наиболее эффективно решать задачу компенсации реактивной мощности позволило создание и освоение нового поколения полностью управляемых и быстродействующих полупроводниковых приборов: IGBT запираемых тиристоров (GTO) и силовых модулей на их основе принципиальным образом изменило ситуацию в решении проблемы влияния преобразователей на качество электроэнергии.
Технические характеристики устройств регулирования реактивной мощности и предпочтительные области их применения представлены в таблице 9.1. согласно [27].
Таблица 9.1- Технические характеристики устройств КРМ
Характеристика устройства
Реакторные группы коммутируемые выключатели (ВРГ)
Ступенчато-регулируемые реакторы подключаемые к обмотке НН трансформаторов посредством вакуумных выключателей с числом коммутаций 5000 – 10000 временем включенияотключения выключателя Δt=002-012c .
Применяются для компенсации зарядной мощности линий электропередачи и узлах нагрузки для поддержания напряжения в требуемых пределах в установившихся режимах. ВГР предназначены для ступенчатого регулирования напряжения (реактивной мощности) при мощностях протекающих по линиям электропередачи не превышающих натуральную. Предпочтительная область применения - распределительные сети.
Управляемый шунтирующий реактор с подмагничиванием постоянным током (УШР)
Выполняется на основе специального трансформатора с масляным охлаждением в составе УШР на общем сердечнике содержится сетевая обмотка реактора компенсирующая обмотка обмотка управления и вне бака с УШР тиристорное выпрямительное устройство и фильтр. Быстродействие УШР определяется степенью форсировки и расфорсировки подмагничивания постоянным током и мощностью выпрямительного устройства.
УШР предназначен для плавного регулирования напряжения (реактивной мощности) при мощностях протекающих по линиям электропередачи не превышающих натуральную УШР может устанавливаться как на линиях электропередачи (линейные УШР) так и на шинах подстанции.. Предпочтительная область применения – распределительные сети.
Продолжение таблицы 9.1
Статическийтиристорный компенсатор (СТК)
В состав СТК входят реактор с воздушным охлаждением и тиристорный вентиль с воздушным или водяным охлаждением образующие тиристорные группы (ТРГ) с плавным регулированием угла зажигания тиристоров. Параллельно с ТРГ подключена конденсаторная батарея (КБ) а иногда и фильтро-компенсирующие цепи (ФКУ). Подключается к сети ВН через обмотку НН автотрансформатора или через блочный трансформаторПостоянная времени регулирования реактивной мощности составляет ρΣ=001-002c .
Обеспечивает регулирование напряжения (реактивной мощности) при мощностях в линиях электропередачи как ниже так и выше натуральной. Предназначенные также для повышения устойчивости и пределов передаваемой по линиям электропередачи мощности. Предпочтительная область применения: распределительные и магистральные сети межсистемные связи для целей глубокого регулирования реактивной мощности и обеспечения устойчивости.
Статический компенсатор реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (СТАТКОМ)
Состоит из преобразователя напряжения выполненного на силовых транзисторах обеспечивающий генерацию и потребление реактивной мощности в диапазоне ±100% установленной мощности устройства без дополнительных силовых реакторов и конденсаторных батарей. Подключение к сети ВН через обмотку НН автотрансформатора или через отдельный повышающий трансформатор
Применяется для динамической стабилизации напряжения увеличения пропускной способности электропередачи уменьшения колебаний напряжения повышения устойчивости при электромеханических переходных процессах улучшения демпфирования колебаний в энергосистеме. Применяется в любых электрических сетях особенно эффективен в «слабых» сетях
Синхронный компенсатор (СК)
Является комплексом состоящим из синхронных машин и возбудителя. Имеется модификация СК с бесщеточным возбуждением. Способен обеспечить регулирование реактивной мощности в пределах 100% выдача 30-50% потребления. Обладает высокой перегрузочной способностью 2-3 кратная перегрузка по току в течение 30 с.
Применяется для регулирования напряжения и повышения пределов статической и динамической устойчивости увеличения пропускной способности электропередачи. Имеет ограничение по применению в сетях требующих глубокого ( ±100%) регулирования реактивной мощности. Применим в любых электрических сетях
Асинхронизированный компенсатор АСК
Является комплексом состоящим из асинхронизированных электрических машин переменного тока и статических преобразователей частоты. Содержит на роторе две и более обмоток возбуждения благодаря чему обеспечивается возможность регулирования реактивной мощности в пределах ±100% колебания. Обеспечивается также возможность регулирования не только величины но и фазы вектора напряжения в энергосистеме. Обладает высокой перегрузочной способностью по току в течение 300 сек. Возможна работа с переменной частотой вращения с маховиком на валу с целью повышения пределов динамических характеристик энергосистем.
Применяется для регулирования напряжения и повышения пределов статической и динамической устойчивости увеличения пропускной способности электропередачи улучшения демпфирования энергосистемы. Применяется в любых электрических сетях особенно эффективен в «слабых» сетях
3.1 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТАТКОМ)
СТАТКОМ – статический компенсатор реактивной мощности выполненный на основе полностью управляемых полупроводниковых приборах так называемых биполярных транзисторах с изолированным затвором – InsulatedGateBipolarTransistor (IGBT) по схеме преобразователя напряжения.
Принцип работы СТАТКОМ идентичен принципу работы агрегатов бесперебойного питания: из напряжения источника постоянного тока за счет широтно-импульсной модуляции и использования фильтра гармоник формируется синусоидальное напряжение частотой 50 Гц±3 Гц. В энергетике используется трехуровневая схема преобразователя. Три уровня напряжения (ноль половина и полное) позволяют задать двухступенчатую основу синусоиды что позволяет снизить мощность фильтров. Схема трехуровневого СТАТКОМА представлена в графической части проекта.
СТАТКОМ как источник реактивной мощности имея лучшие статические и динамические характеристики по сравнению с традиционным СТК должен иметь сопоставимый с ним уровень гармоник тока и потерь. Удовлетворительный гармонический состав напряжения на выходе выбранного преобразователя можно получить применяя алгоритмы широтно-импульсной модуляции (ШИМ) с частотой коммутации много большей частоты сети. Более высокая частоты коммутации позволяет улучшить гармонический состав напряжения на выходе преобразователя и дает возможность применять менее мощный фильтр для подавления высших гармоник в области частоты коммутации. Однако увеличение частоты коммутации вентилей приводит к росту потерь в них что должно учитываться при выборе ее оптимальной величины.
Примерно 80% электрических потерь в СТАТКОМ составляют потери выделяемые в вентильной части преобразователя. Они определяют один из важнейших эксплуатационных показателей СТАТКОМ – его КПД а также перегрузочную способность СТАТКОМ. Возможность форсировки реактивной мощности как в СК является важным свойством СТАТКОМ при решении задач поддержания напряжения на подстанциях в аварийных и послеаварийных режимах сети. Уровень потерь в вентилях для выбранной схемы преобразователя напряжения во многом определяется применяемым алгоритмом ШИМ и его параметрами. В связи с чем актуальной является разработка алгоритмических средств снижения потерь в вентилях преобразователя и оптимизация параметров алгоритма ШИМ с целью поиска компромисса между уровнем электрических потерь и уровнем генерируемых в сеть высших гармоник тока.
Другой задачей СТАТКОМ в части улучшения показателей качества электроэнергии является симметрирование сетевого напряжения. Система управления СТАТКОМ должна включать в себя соответствующие алгоритмы.
СТАТКОМ позволяет обеспечить раздельное управление активной и реактивной мощностями. В случае использования СТАТКОМ в качестве компенсатора реактивной мощности канал управления активной мощностью используется в СТАТКОМ для регулирования напряжения
стороны постоянного тока преобразователя.
3.2 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности ТКРМ
Статические тиристорные компенсаторы ТКРМ предназначены для плавного или ступенчатого изменения реактивной мощности.
Однолинейная схема устройства ТКРМ приведена на рисунке 9.4 [28].
Применение устройств ТКРМ в электросетях позволяет:
- гибко управлять сетью;
- непрерывно стабилизировать напряжения в точке присоединения;
- повышать пропускную способности сетей по активной мощности;
- снижать потери в распределительных сетях;
- повышать устойчивости сети;
- демпфировать колебания возникающие в системе при возмущающих воздействиях (сброс наброс нагрузки кратковременные к.з. и т.п.).
Основными составными частями устройств ТКРМ являются:
- тиристорно-реакторная группа (ТРГ) с системой жидкостного охлаждения
- фильтр высших гармоник (ФВГ)
- батареи коммутируемых конденсаторов (БКК)
- система измерения управления и защит (СИУиЗ).
Рисунок 9.4- Однолинейная схема устройства ТКРМ
Статический тиристорный компенсатор серии ТКРМ имеет два исполнения: ТКРМ -1 для прямого подключения к шинам среднего напряжения (до 35 кВ) и ТКРМ - 2 выполненный на базе исполнения ТКРМ -1 и дополненный аппаратурой подключения к шинам высокого напряжения (выше 35кВ).Батареи коммутируемых конденсаторов ТКРМ - 2 подключаются к шинам среднего напряжения.
Управление устройством ТКРМ осуществляется автоматически СИУиЗ. В СИУиЗ реализованы следующие законы управления - закон поддержания напряжения на шинах подстанции и закон постоянства генерируемой или потребляемой РМ а также опциональный закон - возможность пофазного управления и формирования токов обратной и нулевой последовательности.
Ввод установок осуществляется со встроенного пульта устройства либо с пульта управления подстанции или диспетчерского пункта по цифровым каналам связи.
Конденсаторы и реакторы устройств ТКРМ имеют климатическое исполнение У1 и могут устанавливаться на открытом воздухе. СИУиЗ и силовые тиристорные блоки вместе с системой жидкостного охлаждения изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ4 и устанавливаются в помещении подстанции или специально поставляемом блочно-модульном здании. Исключение составляют агрегаты воздушного охлаждения жидкого теплоносителя располагаемые на открытом воздухе.
3.3 Статические тиристорные компенсаторы реактивной мощностиCКРМ
Статические компенсаторы РМ СКРМ - функциональный аналог устройств серии ТКРМ но в отличие от них выполнены на полностью управляемых полупроводниковых приборах. Они являются наиболее простыми по конфигурации и функциональному назначению среди устройств силовой электроники используемых в СЭС и выполненных по схеме инвертора напряжения
Устройства СКРМ отличаются от устройств ТКРМ:
- отсутствием зависимости реактивной мощности от напряжения на шинах устройства;
- примерно в 2 раза меньшими мощностью и габаритами
фильтров высших гармоник а следовательно и всего устройства;
- отсутствием зависимости реактивной мощности от напряжения на шинах устройства
- значительно более высоким быстродействием системы компенсации РМ и восстановления напряжения на шинах после различного типа коротких замыканий в СЭС что актуально для всех потребителей электроэнергии но в первую очередь - для сетей и ПС когда при понижении напряжения на шинах 6-35 кВ срабатывает защита от пониженного напряжения
Компенсатор структурно-функциональная схема которого приведена на рисунке 9.5. выполнен по схеме косвенной компенсации. Процесс регулирования и стабилизации реактивной мощности на вводе распределительной сети осуществляется с помощью силовой схемы в шкафу полупроводникового стабилизатора мощности (ПСМ) а источником реактивной мощности служит конденсаторная установка образующая совместно с фильтровыми реакторами силовой резонансный фильтр высших гармоник A1..An.Индуктивность фильтрового реактора и емкость конденсаторной установки образуют последовательную резонансную цепь которая при подключении параллельно нагрузке минимизирует определенную высшую гармонику в напряжении сети. ПСМ и компенсирующие реакторы L1..L3 образуют три цепи из последовательно соединенных компенсирующего реактора и пары встречно-параллельных тиристоров соединенных в треугольник и подключенных параллельно нагрузке и силовым фильтрам.
Статический компенсатор серии СКРМ имеет два исполнения: СКРМ - 1 для прямого подключения к шинам среднего напряжения (до 35 кВ) иСКРМ - 2 выполненный на базе исполнения СКРМ - 1 и дополненный аппаратурой подключения к шинам высокого напряжения (выше 35 кВ).
Управление устройством СКРМ осуществляется высоконадежной дублированной СИУиЗ. Ввод уставок напряжения мощности временных и других параметров осуществляется со встроенного пульта устройства либо с пульта управления подстанции или диспетчерского пункта по цифровым каналам связи.
Аппаратура фильтров высших гармоник и конденсаторы звена постоянного тока устройств СКРМ имеют климатическое исполнение У1 и могут устанавливаться на открытом воздухе. СУиЗ и полупроводниковые приборы инвертора напряжения вместе с системой жидкостного охлаждения изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ4 и устанавливаются в помещении подстанции или специально поставляемом блочно-модульном здании. Исключение составляют агрегаты воздушного охлаждения жидкого теплоносителя располагаемые на открытом воздухе.
Рисунок 9.5-Схема статического компенсатора реактивной мощности СКРМ
3.4 Микропроцессорные регуляторы
В автоматических конденсаторных компенсирующих установках широко применяются микропроцессорные регуляторы реактивной мощности таких фирм как EPCOS и ELECTRONICONKondensatoren (обе Германия) ZEZSILKO (Чехия) LOVATOelectric и DUCATIenergia (обе Италия). Регуляторы имеют определенные различия по архитектуре построения набору функций и пользовательскому интерфейсу однако размещаются в корпусах габариты которых унифицированы по размещению на передней панели автоматической компенсирующей установки.
Микропроцессорные регуляторы BLR-CX выполняют следующие функции:
- компенсация реактивной мощности путем полностью автоматического распознавания и контроля мощности ступени регулирования;
- интеллектуальный алгоритм регулирования обеспечивает оптимальный выбор ступени и малую продолжительность процесса регулирования.
Регулируемый параметр - электрическая реактивная мощность сдвига фаз (реактивная мощность основной гармоники).
Принцип регулирования - ступенчатое регулирование со следующими устанавливаемыми режимами:
- «Максимальное соответствие»: начало с наибольших ступеней;
- «LIFO»: включаемые в последнюю очередь выходы вначале отключаются;
- «Комбинированный»: режим максимального соответствия с дополнительно подключенной мощностью непрямых выходов;
- «Прогрессивный: все необходимые выходы подключаются квазиодновременно.
Схема соединения микропроцессорного регулятораBLR-CX представлена на рисунке 9.6.
Рисунок 9.6 - Схема соединения микропроцессорного регулятора
Особенности регулятора [29]:
- автоматическое распознавание и корректировка фазности измерительных контактов;
- автоматическое распознавание используемых выходов;
- автоматическое распознавание и согласование потенциала конденсаторов;
- контроль повышенного и пониженного напряжения;
- контроль нелинейных искажений;
- отключение при перегреве.
Измеряемое и питающее напряжение:
- 550 В (переменное) 45 - 65 Гц 5 ВА максимальный ток предохранителей 6 А коэффициент трансформации регулируемый в диапазоне 10 - 3500
мА - 6 А однофазный полное сопротивление нагрузки трансформатора тока 20 мОм коэффициент трансформации регулируемый в диапазоне 1 – 4000.
Тиристорные и микропроцессорные конденсаторные установки в отличие от стандартных контакторных обладают свойством мгновенно реагировать на изменение уровня реактивной энергии в сети. Они также позволяют уменьшить просадки напряжения (видимое мигание освещения предприятия) связанные с потреблением большого количества реактивной и активной мощности при коммутационных включениях энергоемкого оборудования.
Любой тиристорный компенсатор реактивной мощности включает в себя защитные токоограничивающие реакторы на всех автоматических ступенях. При необходимости вместо этих реакторов установка комплектуется антирезонансными дросселями для защиты конденсаторов от гармоник. Таким образом в КРМТФ (компенсатор реактивной мощности тиристорный фильтровой) катушки индуктивности выполняют одновременно две функции: сглаживание пусковых токов фильтрацию гармоник.
БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТА
1 Анализ возможных опасных и вредных факторов
ПроектируемаясетьВЛ 110 кВ является устройством без технологического производства и не сопровождается выбросом в атмосферу вредных веществ.
Безопасность организации работ при эксплуатации и ремонте строительстве и наладке проектируемой системы определены ПУЭ [5].
Степень огнестойкости ВЛ и подстанций принята I. Подстанции потребителей снабжены первичными системами пожаротушения имеют телефонную связь с местной пожарной службой. При электромонтаже и ремонте оборудования проектируемой сети следует применять меры по защите от механических травм (ушибов ранений) ожогов от поражений электрическим током. Опасными в отношении возможности получения травм являются работы связанные с подъемом на высоту и креплением проводов тросов и арматуры а также тяжелых деталей электрооборудования РУ подстанций потребителей (разъединителей трансформаторов тока опорных изоляторов и т.д.). При установке различных аппаратов закрепленных на строительных конструкциях с помощью цементных растворов нельзя удалять поддерживающие приспособления до полного затвердения раствора. Поднятые на высоту различные элементы оборудования и аппараты должны непременно закрепляться на своих местах. При использовании режущего инструмента (ножницы для резки металла) необходимо соблюдать технику безопасности: Во избежание травмы рук и для обеспечения свободного продвижения полос в штампах зазор между ножами ножниц должен быть не более 005 толщины разрезаемого листового материала.
В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическим приводом должны быть приняты меры против непредусмотренного включения и отключения приводов. Для предотвращения такого включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным приводом снимаются. Если же в процессе регулирования потребуется включить оперативный ток постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от данного выключателя.
Чтобы исключить возможность прикосновения или опасного приближения к не изолированным токоведущим частям должна быть обеспечена недоступность с помощью ограждения блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте.
Корпуса трансформаторов светильников аппаратов и других металлических не токоведущих частей могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус. Если корпус при этом заземлен то прикосновение к нему опасно также как к фазе. Безопасность обеспечивается путем заземления корпуса заземлителем.
Электрозащитные средства и средства индивидуальной защиты используемые при строительно-монтажных и наладочных работах (диэлектрические перчатки указатели напряжения инструмент с изолирующими рукоятками предохранительные пояса каски и т. пункт) должны соответствовать требованиям государственных стандартов и Правил применения и испытания средств защиты используемых в электроустановках.
Грузоподъемные механизмы (тали лебедки) сменные грузозахватные органы (крюки грейферы) съемные грузозахватные приспособления (стропы клещи траверсы и т.пункт) и тара должны содержаться и эксплуатироваться в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов”ПБ 10-382-00.
При эксплуатации воздушных линий электропередачи наблюдаются случаи перекрытия изоляции и отключение линии вследствие атмосферных перенапряжений возникающих во время грозовых разрядов. Для защиты линий от этих воздействий были произведены обширные исследования возникновения и развития разрядов молнии и разработаны защитные мероприятия.
Психофизиологические факторы: статические и динамические перегрузки эмоциональное напряжение (связанное с ответственностью за безопасность других лиц). К статическим факторам прежде всего относятся вынужденное положение тела во время работы длительное напряжение отдельных групп мышц.Эмоциональные напряжения вызывают изменения функционального состояния центральной нервной системы.Профилактика сводится к механизации и автоматизации труда рационализации рабочей позы путем совершенствования конструкций рабочих мест.
2 Защитные меры от опасных и вредных факторов
Методы борьбы с опасными и вредными факторами:
Для защиты от поражения электрическим током применяют изолирующие электрозащитные средства (штанги клещи указатели напряжения диэлектрические перчатки и боты изолирующие накладки диэлектрические ковры.)
Для защиты от действия электромагнитного поля применяют меры по ограничению времени пребывания в зоне действия электрического поля:
При недостаточной освещенности рабочих мест применяют переносные осветительные установки – прожекторы
При работе на высоте необходимо применять средства индивидуальной защиты от падения: (предохранительные пояса предохранительные полуавтоматические верхолазные устройства типа ПВУ-2 ловители с вертикальным канатом или с другими устройствами канаты страховочные соответствующие требованиям ГОСТ 12.4.107-82 каски строительные соответствующие требованиям ГОСТ 12.4.087-84.)
Для защиты от опасных и вредных производственных факторов работники обеспечиваются средствами индивидуальной защиты органовдыхания. Во избежание контакта кожи рук с эпоксидной смолой и отвердителями работники должны быть обеспечены полиэтиленовыми или резиновыми перчатками надеваемыми поверх хлопчатобумажных.
Для защиты от перепадов температур применяют специальную утеплённую одежду предохраняющую от переохлаждения (перегрева)
Дальность распространения электромагнитного поля (и опасного магнитного поля) от ЛЭП напрямую зависит от её мощности. Даже при беглом взгляде на висящие провода можно примерно установить класс напряжения ЛЭП.
Можно ориентировочно определить класс напряжения ЛЭП по числу изоляторов в гирлянде:
– дляЛЭП ниже 10 кВ.
Для воздушных высоковольтных линий электропередачи (ВЛ) устанавливаются санитарно-защитные зоны по обе стороны от проекции на землю крайних проводов. Эти зоны определяют минимальные расстояния до ближайших жилых производственных и непроизводственных зданий и сооружений:
метра – для ВЛ ниже 1кВ
метров – для ВЛ 1- 20кВ
метров – для ВЛ 35 кВ
метров – для ВЛ 110 кВ
метров – для ВЛ 150-220 кВ
метров – для ВЛ 330кВ 400 кВ 500кВ
На опорах ВЛ на высоте 2-3 м должны быть нанесены опознавательные и информационные знаки соответствующие фактическим данным:
- номер ВЛ или условное обозначение - на всех опорах.;
- порядковый номер опоры и год установки - на всех опорах;
- на двухцепных и многоцепных опорах - обозначение цепи;
- информационные знаки с указанием ширины охранной зоны ВЛ;
- предупреждающие плакаты информационные знаки - на всех опорах в населенной местности а на берегах в местах пересечения с судоходной или сплавной рекой каналом или водохранилищем - сигнальные знаки;
- плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи - на опорах установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи.
3 Профилактика чрезвычайных ситуаций
Организация плавки гололеда на проводах
Эксплуатационный персонал ВЛ должен контролировать процесс гололедообразования и обеспечивать своевременное включение схем плавки гололеда.
Воздушные линии на которых производится плавка гололеда должны быть оснащены сигнализаторами гололеда работоспособность которых должна проверяться ежегодно перед наступлением зимнего периода.
Следует отметить что плавка гололеда должна проводиться в районах интенсивного гололедообразования ( b >20 мм) с частой пляской проводов.
В других случаях применение плавки гололеда должно обосновываться технико-экономическими расчетами.
Режим плавки выбирается по наиболее гололедному участку ВЛ.
Плавку следует производить возможно большими токами для ее быстрейшего завершения и восстановления схемы нормального режима.
Плавку гололеда на тросах следует производить в любое время суток а плавку на ВЛ рекомендуется проводить в дневное время.
На небольших участках ВЛ производится как правило механическое удаление гололеда. Для этой цели используются шесты веревки и другие подручные средства. При механическом удалении гололеда без отключения ВЛ должны использоваться шесты из бакелита стеклопластика и другого изоляционного материала.
Основным методом борьбы с гололедом при эксплуатации протяженных ВЛ является его плавка за счет нагревания проводов протекающим по ним током. Существует достаточно большое количество схем плавки гололеда определяемых схемой электрической сети нагрузкой потребителей возможностью отключения линий и другими факторами.
Существует ряд мероприятий по предотвращению и борьбе с гололёдообразованием на ВЛ – усиление опор утолщение проводов применение снегоотталкивающих покрытий проводов снегоотталкивающих колец специальных ограничителей гололедообразования пляски и вибрации проводов ВЛ. Внедрение плавки гололеда при недостатке ресурсов по переустройству ВЛ является одним из важнейших мероприятий комплексной системы предотвращения и ликвидации гололедных аварий.
Во время плавки гололеда необходимо организовать постоянное наблюдение за опаданием гололеда с проводов для чего высылаются обходчики и вызывается персонал на подстанции.
Одной из основных причин повреждения деревянных опор являются низовые пожары. Низовые пожары на трассах линий электропередачи возникают в основном в весенний период года вследствие недостаточной расчистки трассы от сухого кустарника опавших листьев камыша и травы. Большие участки линий электропередачи могут быть повреждены при степных и особенно при лесных пожарах и пожарах на болотах. При механических повреждениях опор от наезда транспорта или подсечении проводов строительными машинами вызывающими падение опор и обрыв проводов от коротких замыканий при наличии на трассе сухого кустарника соломы торфа возникают низовые пожары которые распространяясь приводят к повреждению других деревянных опор.Для защиты опор от низовых пожаров вокруг каждого пасынка в радиусе 15—2 м ежегодно снимается дерн и выкапываются противопожарные рвы глубиной до 05 м и шириной 05— 06 м.
Известно немало случаев возникновения пожаров на линиях электропередачи от грозы.Почти все случаи грозовых поражений опор сопровождаются обугливанием древесины. Зарегистрированы случаи когда отдельные элементы опор загорались открытым пламенем.
Серьезные повреждения линий электропередачи происходят из-за падения на провода и тросы деревьев. Для устранения данной проблемы производят вырубку: При высоте насаждений до 4 м ширина просеки вырубается не менее расстояния между крайними проводами линии плюс 6 м (по 3 м в каждую сторону от крайних проводов). При высоте насаждений более 4 м ширина просеки принимается равной не менее длины траверсы опоры плюс удвоенная высота основного лесного массива (по расстоянию равному высоте основного лесного массива на каждую сторону от крайних проводов). При установлении ширины просеки все деревья сомнительной прочности которые находятся в пределах охранной зоны и угрожают падением на провода линии электропередачи вырубаются [5].
Для расчистки трасс от мелкого кустарника применяются электросучкорезы с цепной или дисковой пилой. Питание их производится от генератора установленного на автомашине. При валке крупных деревьев применяется цепная электропила.
4 МолниезащитаВЛ напряжением 110 кВ
Основным средством молниезащиты является подвеска тросов вдоль всей линии электропередачи.
Эффективность защиты от прямых ударов молнии зависит прежде всего от защитного угла α между вертикальной линией проходящей через трос и прямой соединяющей точки подвеса троса и провода (рисунок 10.1). Защита тем надежней чем меньше угол α. Опыт эксплуатации показывает что при α ≤ 200число прямых ударов в провод очень мало. При увеличении защитных углов с 200 до 300 число поражений проводов постепенно возрастает но при 300 остается в приемлемых приделах. При углах более 300 наблюдается резкое ухудшение защитного действия троса. Поэтому согласно [10] угол защиты на одностоечных опорах должен быть не более 300.
Рисунок 10.1 - Схема подвеса троса и провода на опорах
На воздушных линиях напряжением 110 кВ и ниже тросы подвешиваются как правило непосредственно на опорах при помощи линейной арматуры без изоляторов а изолированное крепление троса производится только на анкерных опорах.
Опоры имеющие устройства молниезащиты подлежат заземлению. Грунт на котором проектируется сеть электроснабжения – супесь. Удельное сопротивление грунта ρ = 150 Ом.м. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 15 Ом для данного удельного сопротивления.
В качестве заземляющих спусков железобетонных опор следует использовать все элементы ненапряженной и напряженной арматуры которые соединяются с заземлителем. Оттяжки железобетонных опор используются как заземляющие спуски дополнительно к арматуре.
Сечение заземляющего спуска на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм2 а однопроволочных – диаметром не менее 10 мм2.
Молниезащитные тросы рассчитываются из условия соблюдения расстояний между тросом и проводом в середине пролёта требуемых для молниезащиты. При таком способе расчёта напряжения в тросе при наибольшей нагрузке низшей и среднегодовой температуре обычно не достигают допустимых значений.
Для расчёта молниезащитного троса используются методы и приёмы расчёта проводов. Так как на проектируемых линиях применяются унифицированные опоры с соответствующим расчётным пролётом то дополнительной проверки троса по защитному углу не требуется.
Расчет молниезащитного троса
Рассчитаем зоны защиты тросовых молниеотводов проектируемой ВЛ. Для выбранного типа промежуточных опор ПБ-110-4 и анкерных опор УСБ-110-2 высота подвеса провода троса равна h = 228 м высота подвеса провода 183 м. расстояние по вертикали между проводом и тросом должно быть не менее 4 м.
Выбираем стальной трос согласно [23] ПС-50 с исходными данными по[10] и [11]:
- сечение провода S = 494мм2;
- диаметр провода d = 92;
- масса одного километра провода – 389 кг;
- толщина стенки гололеда c = 15 мм;
- модуль упругости Е = 20 . 10 3 даНмм2;
- температурный коэффициент линейного удлинения α = 12 . 10-6 К-1;
- допустимое напряжение при наибольшей нагрузке г = 31 даНмм2;
- допустимое напряжение при низшей температуре _ = 31 даНмм2;
- допустимое напряжение при среднегодовой температуре э = 216 даНмм2;
- приведенная нагрузка от собственного веса γ1 = 8 . 10-3даН(м. мм2).
Стрела провеса троса fт при температуре +15ºC и отсутствии ветра определяется по формуле:
fт = fп + hт – zт (10.1)
где fт – стрела провеса провода в середине пролёта;
hт – расстояние по вертикали между тросом и проводом на опоре т.е. разность отметок их подвеса;
zт – допустимое расстояние между тросом и проводом в середине пролёта.
fт = 268+45-4 = 318 м.
Определяем соответствующее напряжение по формуле:
Нагрузка от собственного веса:
Единичная нагрузка от веса гололёда:
Нагрузка от веса провода с гололёдом:
Единичная нагрузка от ветра на провода с гололёдом:
Нагрузка от ветра и веса провода с гололедом:
По уравнению состояния провода определяем напряжение в проводе:
Стрела провеса провода в пролете будет равна:
Высота троса над землей:
Высота провода над землей в середине пролета:
Радиус зоны действия защиты троса на высоте hx в точке подвеса будет равен:
5 Расчет заземления ВЛ
Заземление выполняем металлическим стержнем: стальной пруток диаметромd = 16мм при длине l = 2м.
Рассчитаем импульсное сопротивление стержневого заземлителя. Принимаем удельное сопротивление верхнего слоя почвы 150 Ом.м глубину заложения 05 м.
Сопротивление одиночного заземлителя рассчитывается по формуле:
где ρ – расчетное удельное сопротивление грунта.
С учетом коэффициента сезонности находим:
где Кс – коэффициент сезонности.
Определим примерное количество заземлителей:
где – допустимое сопротивление заземляющего устройства.
Тогда примерное число одиночных заземлителей одинаковых по размерам и симметрично расположенных в однородном грунте:
Принимаем четыре стержневых заземлителя расположенных на расстоянии 20 м друг от друга и объединенных стальной полосой 40х4 мм.
Определяем коэффициент использования по количеству заземлителей:
Сопротивление полученных заземлителей:
Для расчета сопротивления растеканию полосы необходимо определить ее длину:
где а - расстояние между одиночными заземлителями м;
n– число одиночных заземлителей.
Определим сопротивление соединительной полосы по формуле:
b –ширина полосы 004м.
С учетом коэффициента экранирования соединительной полосы 2:
Общее сопротивление заземления из стержневых заземлителей соединенных полосой:
Импульсное сопротивление определяем по формуле:
Полученное сопротивление согласно [5] меньше требуемого что повышает условия безопасности принимаем полученный результат как окончательный.
В результате проведенной работы разработана схема электроснабжения промышленного района обеспечивающая требуемое качество и надежность электроснабжения.
Для расчета выбраны варианты оптимальных схем: радиально-магистральная кольцевая и комбинированная. Для каждого варианта произведен предварительный расчет: выбрана величина номинального напряжения сечение линий методом экономических интервалов рассчитаны потери мощности и напряжения в нормальном и аварийном режимах. Произведен расчет и выбор трансформаторов на подстанциях.
Произведено технико-экономическое обоснование проекта. Для наиболее рациональной схемы произведен уточненный расчет в режимах наибольших наименьших нагрузок и послеаварийном режиме. Была проверена достаточность диапазона регулирования напряжения на шинах подстанций потребителей во всех режимах.
Выбраны виды релейной защиты иавтоматики сети произведен расчет уставокзащиты.
Произведен механический расчет проводов на одном из участков сети определены напряжения и рассчитан переход через автомобильную дорогу.
Рассмотрено экологическое влияние линий электропередачи освещены вопросы безопасности работ в электроустановках сети.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов В.М. Блок. - М.: Высшая школа 1990. - 388 с.
Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей Д.Л. Файбисович. – М.: ЭНАС 2007. – 349 с.
Хусаинов И.М. Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Примеры расчетов электрических сетей И.М. Хусаинов. – Саратов.: СГТУ 1998. - 94 с.
Большам Я.М. Справочник по проектированию электроснабжения линий электропередачи и сетей Я.М. Большам В.И. Крупович М.Л. Самовер.– М.: Энергия 1995. - 665с.
Озерский В.М. Расчеты электроснабжения промышленных объектов напряжением до 1000 В: учеб. пособие В.М. Озерский И.М. Хусаинов И.И. Артюхов.-Саратов: изд-во СГТУ 2009.-76с.
Андреев В.А. Релейная защита автоматика и телемеханика в системах электроснабжения В.А. Андреев. – М.: Высшая школа 2005.
Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 04-34кВ и 110-1150 кВ: учебно-производственное издание: в 7 т.: т.6 Е.Ф. Макаров; И.Т. Горюнова А.А. Любимова. М.: Энергия 2006. - 624 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей: 4-е изд. перераб. и дополн. с измен. М.: Дизайн ПРО 2008. -648 с.
Алексеев Б.А. и др. Основное электрооборудование электрических станций и сетей. Электрические станции Б.А. Алексеев. - 2005. - №2. - С.48-56.
Электротехнический справочник. В 3 т. Под общей ред. профессоров МЭИ. 7-е изд. –М.: Энергоатомиздат 2007.
Долин П.А. Справочник по технике безопасности П.А. Долин. –М.: Энергоатомизат 1995. – 823с.
Крупович В.И. Проектирование промышленных электрических сетей В.И. Крупович. –М.: Энергия 1979.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабженияГ.Н. Ополева. - М.: Форум - Инфра - 2006.
Андреев В.А. Релейная защита автоматика и телемеханика в системах электроснабженияВ.А. Андреев – М.: Высшая школа 2005.
Дьяков А.Ф. Предотвращение и ликвидация гололедных аварий в электрических сетяхА.Ф. Дьяков. А.С.Засыпкин. И.И.Левченко-Пятигорск.: Изд-во РП «Южэнерготехнадзор» 2000.
Каганов В.И. Колебания и волны в природе и технике. Компьютеризированный курсВ.И. Каганов. — М.: Горячая линия — Телеком 2008.
Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высоким напряжением 35-750 кВ. 2-е изд. –М.: Минэнерго СССР 1979.
ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.
Руководящие материалы по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ.–М.: Энергоатомиздат 1985.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций. А.А.Васильев. –М.: Энергия 1980.
Яковлев Б.Н. Защитное заземление. Методические указания к учебно-исследовательской лабораторной работе.Б.Н. Яковлев – СГТУ 2005.
Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию А.А. Федоров.-М.:Энергоатомиздат1986.
Основные положения Концепции ИЭС ААС – ФСК ЕЭС 131с.
Карташев И.И. Управление качеством электроэнергии И.И. Карташев В.Н. Тульский Р.Г. Шамонов и др.; изд.дом МЭИ 2006.-320 с.