АННОТАЦИЯ

Данный дипломный проект состоит из пояснительной записки:

Страниц – 118, рисунков – 8, таблиц – 19, и графической части – 6 листов формата А1.

В пояснительной записке к дипломной работе представлены следующие разделы:

- развитие электрических сетей энергорайона "В". В этом разделе рассмотрено три варианта развития электрических сетей энергорайона "В", производится их технико-экономическое сравнение, и выбор лучшего из них;

- проектирование подстанции П25 110/10 кВ. В этом разделе произведён расчёт токов короткого замыкания и выбор основного оборудования;

- экономическое обоснование строительства новой подстанции. В этом разделе произведена оценка целесообразности вложения инвестиций в строительство новой подстанции П25;

- безопасность жизнедеятельности. В этом разделе произведён анализ опасных и негативных факторов на подстанции; произведен расчет искусственного освещения в помещении дежурного подстанции; произведен расчет заземляющего устройства подстанции; освещены меры обеспечения по пожарной безопасности; перечислены возможные ЧС на подстанции.

ВВЕДЕНИЕ

Важной особенностью развития ЭЭС является обеспечение надежного и бесперебойного питания потребителей. Бесперебойность электроснабжения воплощает в себе множество взаимозависимых составляющих: начиная от разработки и изготовления огромного количества разнотипного оборудования и аппаратуры, качества проектов, монтажа, наладки и до ввода в действие оборудования и доведения режима его работы до нормы.

Выбор типа, мощности, числа и мест размещения источников питания является сложной самостоятельной задачей проектирования. Эта задача решается с учетом влияния соответствующей электрической сети. Обычно уменьшение числа источников питания при снижении их стоимости приводит к утяжелению электрической сети и ее удорожанию. В некоторых случаях в связи с этим приходится вводить коррективы даже и при размещении потребителей электроэнергии.

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники, и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса вне стадийных проектных работ.

Проект развития электрических сетей выполняется в качестве самостоятельной работы, именуемой «Схемой развития электрической сети энергосистемы» (объединённой, районной, города, промышленного узла и др.), или как составная часть «Схемы развития энергосистемы».

В процессе проектирования осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений по развитию электрических сетей различных назначений и напряжений.

При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапах проектирования электрических сетей, указанные работы имеют следующее примерное содержание:

• анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы, включающей её рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления узких мест в работе;

• определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых подстанций;

• выбор расчётных режимов работы электростанций, и определение загрузки проектируемой электрической сети;

• электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни; проверочные расчёты статической и динамической устойчивости параллельной работы электростанций, выявление основных требований к системной противоаварийной автоматике;

• составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

• расчёты токов короткого замыкания в проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению токов короткого замыкания;

• сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети натуральные и стоимостные показатели, очерёдность развития.

1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОРАЙОНА «В»

1.1 Методика проектирования развития электрической сети

Проектирование электрической сети – задача комплексная, предполагающая решение технических и экономических вопросов применительно к исходным данным, определяемым техническим заданием на разработку проекта.

В техническом задании на проектирование обычно приводятся мощности нагрузок с указанием состава потребителей по категориям их электроснабжения, наиболее характерные суточные графики нагрузок или время использования наибольшей нагрузки в году, вторичное напряжение подстанций, их расположение относительно друг друга и возможных источников питания, указания о возможных путях дальнейшего развития сети. В процессе проектирования, на основании исходных данных, имеющихся в техническом задании, выбирается: номинальное напряжение; рациональная схема сети; сечение проводов и кабелей линий, образующих сеть; определяется мощность и число трансформаторов или автотрансформаторов на подстанциях; разрабатываются схемы их электрических соединений; оценивается необходимость установки на подстанциях источников реактивной мощности и их наиболее экономичное размещение; определяются средства регулирования напряжения.

В настоящее время в практике проектирования электрических сетей применяется метод вариантного сопоставления на основе определения приведенных затрат. Предполагаемые варианты сооружения сети могут отличаться номинальным напряжением, конфигурацией схемы, иметь разную надежность электроснабжения потребителей в тех случаях, когда это возможно. Но должны быть технически осуществимы, а также удовлетворять требованиям. Только такие варианты сети подлежат дальнейшему экономическому анализу с целью выявления наиболее рационального из них, причем критерием для оценки наиболее целесообразного варианта является минимум приведенных затрат. Если же различие в приведенных затратах сопоставляемых вариантов лежит в пределах точности задания исходных данных, то для окончательного решения принимаются во внимание дополнительные характеристики вариантов, а именно: условия, эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития, наличие среди вариантов сети с более высоким номинальным напряжением, необходимые средства регулирования напряжения. Наиболее простая возможность введения дополнительных средств автоматизации сети и многое другое. Технология проектирования предусматривает рассмотрение нескольких вариантов развития электрической сети и может быть представлена последовательностью следующих этапов.

Выбор схемы подстанции. При проектировании подстанции пред­варительно составляют схему ее электрических присоединений. Схемой электрических соединений называется чертеж, на котором показано соединение всех элементов установки, составляющие цепь передачи электрической энергии от источника к потребителю. При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений, требования к надежности присоединения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям электропередачи, возможности перспективного развития.

К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ предъявляют следующие требования:

• схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки;

• схема должна быть достаточно простой, надежной и удобной в эксплуатации,

• содержать, по возможности, простые и дешёвые коммутационные аппараты;

• число отходящих линий не должно превышать пяти-шести;

• схема подстанции должна допускать ее развитие при дальнейшем росте нагрузок потребителей.

На подстанции должен быть предусмотрен учет отпущенной потребителям электрической энергии.

Выбор трансформаторов новой подстанции. На подстанциях высокое напряжение питающих линий понижается до более низкого напряжения, при котором электроэнергия распределяется потребителям. Поэтому основным оборудованием подстанции является силовой трансформатор (трансформаторы предназначены для повышения напряжения (на электростанциях), повышения и понижения напряжения при передаче и распределении электрической энергии потребителям). Кроме того, в состав подстанции входят распределительные устройства первичного и вторичного напряжения, устройства управления, сигнализации и защиты.

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством номинальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждого трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом:

Определяют

Sтр = (0,65 + 0,7)·Snc (1.1)

где Sтр - мощность одного трансформатора, МВА;

Snc - максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.

Мощность трансформаторов на подстанции в нормальных условиях обеспечивает питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. При выборе трансформаторов на проектируемой подстанции следует учитывать перегрузочную способность трансформаторов при работе в аварийном режиме.

Выбор сечений проводов новых линий электропередачи. Основными исходными данными для проектирования линии являются передаваемая мощность, дальность передачи, топографические, геологические и климатические условия в районе прохождения линии.

При проектировании учитываются также требования ПУЭ к конструктивным элементам воздушной линии для каждого режима работы, а также требования к линиям в зависимости от местностей с различной плотностью населения.

При расчете и выборе конструкций ВЛ учитывают климатические условия, определяющие воздействия на ВЛ ветра, температуры, атмо­сферных осадков, гололеда, грозы. Для линий различных напряжений предусмотрены различные расчетные климатические условия, то есть сочетания внешних атмосферных нагрузок (ветра и гололеда) на элементы линии.

При проектировании ВЛ делают расчет на механическую прочность, чтобы линия могла выдерживать перегрузки от ветра и гололеда но в то же время учитывают необходимость экономии и то обстоятельство, что наибольшие перегрузки случаются не каждый год.

Расстояние между опорами выбирают так, чтобы стоимость линии была наименьшей.

Для линий электропередачи в основном применяются сталеалюминевые провода марок АС, отличающиеся друг от друга различным отношением сечений алюминиевой и стальной частей.

По условию механической прочности на линиях выше 1000 В применяются исключительно многопроволочные провода.

Сечение проводов новых линий электропередач определяется по экономическим интервалам [3].

Проверка провода по длительной допустимой токовой нагрузке.

В условиях такой проверки максимальные рабочие токи линии сопоставляют с допустимыми токами на нагрев для проводников, выбранных предварительно по условиям экономической эффективности.

При выводе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепи должна передаваться прежняя мощность, то есть ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом:

Iр.m. = 2Iтах. (1.2)

Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме работы, если удовлетворяется условие:

Iр.m ≥1доп. (1.3)

1.1.1 Расчет режимов электрической сети

Режим энергосистемы в самом общем виде определяется как со­вокупность условий, в которых происходит процесс производства, пре­образования, распределения и потребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое число различных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов, находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режим энергосистемы в целом.

Основной целью расчетов режимов при проектировании электрических сетей является определение их параметров, характеризующих условия в которых работают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерь напряжения. Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки зрения работы оборудования сети, а также выявления оптимальных условий энер­госнабжения потребителей.

Исходными данными при расчетах режимов электрической сети являются известные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения.

Результаты расчетов режимов сетей являются основной документацией для выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условий функционирования систем.

Режим подстанции в основном определяется значениями суммарной активной и реактивной мощности, напряжением и частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.

Расчеты режимов являются одним из самых распространенных и регулярно выполняемых расчетов при проектировании и эксплуатации электрических систем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:

• схемы сети и параметры элементов;

• активные и реактивные мощности нагрузок;

• активные и реактивные мощности станций;

• модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.

Режим энергосистемы задается по узловым точкам, основным параметрам системы. В разработку режима энергосистемы входит: обеспечение нормальных параметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемого потребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок между подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрических соединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической устойчивости и т.д.

1.1.2 Определение приведенных затрат

Расчёт приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:

Определяют капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач и подстанций сети:

К = Кл + Кпс (1.4)

Капитальные затраты с достаточной точностью можно определить с помощью укрупнённых показателей стоимости отдельных элементов электрической системы для средних условий строительства:

Кл = Куд · l , (1.5)

где Куд – стоимость 1 км линии [3];

l - длина линии, км.

Затраты на сооружение подстанции включают стоимость оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.

Кпс = Кяч + Ктр + Кпост , (1.6)

где Кяч – стоимость ячеек распределительных устройств [3];

Ктр – стоимость трансформаторов [3];

Кпост – постоянная часть затрат [3],

Определяются ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

И'=Ил+Ипс=(аал+аол)·Кл /100+(аап+аоп)·Кпс /100 (1.7)

где аал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;

аол – отчисления на обслуживание линий электропередачи;

аап – амортизационные отчисления на подстанции;

аоп – отчисления на обслуживание подстанций.

Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:

Зпот=Зэ'ΔЭ'+ Зэ''ΔЭ", (1.8)

где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;

ΔЭ" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;

Зэ' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;

Зэ'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.

Переменные потери электрической энергии определяются:

ΔЭ'=τΣΔРмакс, (1.9)

где ΣΔРмакс – суммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путем суммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";

τ – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:

τ = (0,124 +Тнб /10000)2·8760 (1.10)

Постоянные потери электрической энергии определяются:

ΔЭ''=Тр ΣΔРхх, (1.11)

где ΣΔРхх – суммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;

Тр - время работы трансформаторов в году. Тр обычно принимается равным 8760 часов.

Значения Зэ' Зэ '' определяются по графическим зависимостям [3].

Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И = И' + Зпот (1.12)

Приведенные затраты для различных вариантов развития определяются по выражению:

З=Ен·К+И, (1.13)

где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Ен=0,12).

После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.

Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать следующим условиям сопоставимости:

• варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;

• все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;

• развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени;

• сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;

• все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;

• тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.

1.1.3 Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение энергорайона одного из южных регионов РФ.

На балансе электрических сетей «В» находятся:

• 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;

• 4 подстанций 220 кВ;

• 12 подстанции 110 кВ;

• ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;

• ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.

Карта-схема существующей сети с новым перспективным узлом потребления представлена в приложении А. Данные о перспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представлены в исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети в программе RastrWin (см. приложение Б).

1.2 Варианты развития электрической сети

Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.

На основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов по (1.1).

SП25=13МВ·А; tgφ =0,4.

Sтр= (0,65ч0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5ч9,1МВ·А

Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов новой подстанции

П/с	Тип	SНОМ, МВ·А	Кол-во	UНОМ, кВ		UК, %	ΔРКЗ, кВт	ΔРХХ, кВт	IХХ, %
				В	Н
П25	ТДН-10000/110	10	2	115	11	10,5	60	14	0,7

Произведём расчёт параметров трансформаторов на проектируемой подстанции П25 по следующим формулам:

r = ΔРКЗ ·UВном2·10-3/(n·Sном2); (1.14)

x =Uk·UВном2/(n·100·Sном); (1.15)

gТ = n·ΔPXX10-3/UВном2; (1.16)

bТ = n·ΔIXX ·Sном /(UВном2·100); (1.17)

r = 60·1152·10-3 = 3,97 Ом;

х = 10,5·1152(2·100·10) = 69,43 Ом;

g = 2·14·10-3/1152=2,12 мкСм;

b = 2·0,7·10/(1152·100) = 10,59 мкСм.

Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.

1.2.1 Технико-экономические показатели первого варианта развития сети

1.2.1.1 Схема электрических соединений

Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в соответствии с указаниями справочника [3], в зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети ΙΙΙ.

Опоры выбираем железобетонные.

Первый вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240, протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по линии электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Расчетные данные линии электропередачи

ЛЭП	Длина l, км	Число цепей	UНОМ, кВ	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0·10-6, См/км
П8-П25	28,8	2	110	АС-240	0,12	0,405	2,81

Параметры новой линии определяются по формулам

rл = r0 l / n; (1.18)

xл = x0 l / n; (1.19)

bл = b0 l / n; (1.20)

rл = 0,12·28,8/2= 1,8 Ом;

хл = 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;

bл = 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.

Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электрической сети

Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электрической сети

Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ приме­нена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.2.

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Информация об узлах и ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в приложении Б1.

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчета приводится в приложении Б1.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новой линии электропередачи равны: для ЛЭП П8-П25 Iр = 79 А;

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС1-П3, так как в этом случае новая линия будет загружена максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС1-П3.

Распечатка результатов расчета послеаварийного режима приводится

в приложении А.

для ЛЭП П8-П25 Iр = 100 А;

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп= 610A.

Как видно, Iдоп > Ip, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного первого варианта развития электрической сети.

1.2.1.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по первому варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра двухцепной линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

Кл = 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.

Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:

К = 45 360 тыс. руб.

Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):

И' = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.

Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔРмакс = 13,76 + 1,56 = 15,32 МВт.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки Tнб =5200ч.

τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):

ΔЭ' = 3633 · 15,32 · 103 = 55 657,56 · 103 кВт·ч.

Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):

ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ'' определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ" = 110 коп/кВт·ч.

Зпот=134·55 657,56 ·103 + 110·10 599,6 ·103 = 86 240,69 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)

И = 1270,08+ 86 240,69 = 87 510,77 тыс. руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 = 92 953,97 тыс. руб.

1.2.2 Технико-экономические показатели второго варианта развития сети

1.2.2.1 Схема электрических соединений

Опоры выбираем железобетонные.

Второй вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П15. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Расчетные данные новых линий электропередачи

ЛЭП	Длина l, км	Число цепей	Uном, кВ	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 10-6, См/км
П8-П25	28,8	1	110	АС-240	0,12	0,405	2,81
П25-П15	36,3	1	110	АС-240	0,12	0,405	2,81

Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20).

ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П15:

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 36,3 = 14,7 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.

Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ приме­нена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема второго варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.4.

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и в первом варианте.

Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электрической сети

Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электрической сети

В данных по ветвям параметры связи П8-П25 изменятся (одноцепная линия вместо двухцепной) и появится связь П25-П15. Остальные ветви останутся без изменений.

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б2.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 59 А;

для ЛЭП П25-П15 Iр = 26 А.

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.

Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б2.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр= 405 А;

для ЛЭП П25-П15 Iр = 322 А.

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.

Как видно, Iдоп > Iр, т.е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.

электрический подстанция сеть

1.2.2.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по второму варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

Кл = 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63 тыс. руб.

Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:

К = 61 929,63 тыс. руб.

Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):

И' = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.

Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔРмакс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб =5200ч.

τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):

ΔЭ' = 3633 · 15,26 · 103 = 55 439,58 103 кВт·ч.

Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):

ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ' = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 439,58·103+110·10 599,6·103 = 85 948,6 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)

И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:

З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.

1.2.3 Технико-экономические показатели третьего варианта развития сети

1.2.3.1 Схема электрических соединений

Опоры выбираем железобетонные.

Третий вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П16. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем 2 одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 32,5 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Расчетные данные новых линий электропередачи

ЛЭП	Длина l, км	Число цепей	Uном, кВ	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 10-6, См/км
П8-П25	28,8	1	110	АС-240	0,12	0,405	2,81
П25-П16	32,5	1	110	АС-240	0,12	0,405	2,81

Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20):

ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П16:

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 32,5 = 3,9 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 32,5 = 13,2 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 32,5 = 91,3 мкСм.

Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями цепях трансформаторов.

В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема третьего варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.6.

Рис.1.5. Фрагмент карты-схемы третьего варианта развития электрической сети

Рис.1.6. Фрагмент схемы третьего варианта развития электрической сети

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Расчетная схема третьего варианта в незначительной части отличается от схемы второго варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и во втором варианте.

В данных по ветвям вместо связи П25-П15 появится связь П25-П16. Остальные ветви останутся без изменений.

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима третьего варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б3.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 52 А;

для ЛЭП П25-П16 Iр = 34 А.

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.

Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б3.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 475 А;

для ЛЭП П25-П16 Iр = 390 А.

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.

Как видно, неравенства Iдоп>Iр выполняются, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.

1.2.3.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по третьему варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

Кл = 951,3 · (28,8 + 32,5) = 58 314,69 тыс.руб.

Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Тип подстанции П16 предусматривает только два присоединения, поэтому её необходимо перевести к типу “одна секционированная с обходной системой шин с отделителями в цепях трансформаторов”[3]. Для этого на П16 нужно установить ещё три выключателя 110 кВ. определим затраты на установку выключателей:

Кпс = 3·2 205 = 6 615 тыс.руб.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:

К = 58 314,69 + 6 615 = 64 929,69 тыс.руб.

Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):

И' = [(2,4 + 0,4)·64 929,69+9,4·6 615] / 100 = 2 439,84 тыс. руб.

Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔРмакс = 13,67+1,56 = 15,23 МВт.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб =5200ч.

τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):

ΔЭ' = 3633 · 15,23 · 103 = 55 330,59 103 кВт·ч.

Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):

ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ' = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 330,59 ·103 + 110·10 599,6·103 = 85 802,55 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)

И = 2 439,84 + 85 802,55 = 88 242,39 тыс.руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по третьему варианту:

З = 0,12 · 58 314,69 + 88 242,39 = 95 240,15 тыс. руб.

1.2.4 Выбор наилучшего варианта развития электрической сети

Результаты технико-экономического сравнения вариантов сведены в таблице 1.5.

Как следует из табл. 1.5, более выгодным является первый вариант, так как 3I < ЗII < ЗIII, следовательно, выбираем первый вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты.

Таблица 1.5 - Результаты технико-экономических расчетов

Наименование затрат		Величина затрат, тыс.руб.
		Вариант 1-й	Вариант 2-й	Вариант 3-й
Капитальные затраты	Стоимость сооружений ЛЭП	45 360	61 929,63	58 314,69
	Стоимость установки выключателей	–	–	6 615
	Итого	45 360	61 929,63	64 929,69
Ежегодные эксплуата-ционные издержки	Эксплуатационные издержки	1 270,08	1 734,03	2 439,84
	Затраты на возмещение потерь	86 240,69	85 948,6	85 802,55
	Итого	87 510,77	87 682,63	88 242,39
Приведенные затраты		92 953,97	95 114,19	95 240,15

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ П25

2.1 Схема подстанции

Подстанция 110/10 кВ с диспетчерским названием П25 выполнена по заданию электрических сетей энергорайона "В".

В выбранном варианте развития электрической сети энергорайона предусмотрена установка двух трансформаторов типа ТДН-10000/110 мощностью 10000 КВ А каждый.

В соответствии со схемой развития энергосистемы подстанция 110/10 кВ П25 подключается к энергосистеме одной двухцепной ВЛ 110 кВ П8-П25.

Для обеспечения надежного питания присоединенных потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах, а так же для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала на подстанции П25 запроектировано строительство ОРУ 110 кВ по схеме мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. На напряжении 10 кВ - схема "одна одиночная секционированная выключателем система шин".

Оперативный ток на ПС - постоянный, напряжение 110В.

Для выбора аппаратуры на проектируемой подстанции необходимо произвести расчет токов короткого замыкания.

2.2 Расчет токов КЗ

2.2.1 Общие сведения

Коротким замыканием (КЗ) называют замыкание между фазами, а в сетях с заземленной нейтралью также замыкания одной или нескольких фаз на землю или на нулевой провод. В сетях с изолированной нейтралью замыкания одной из фаз называется простым замыканием. При этом виде повреждения ток в месте замыкания обусловлен главным образом емкостью фаз относительно земли и обычно не превышает 100 А.

Короткое замыкание сопровождается снижением напряжения в системе. Особенно низкое напряжение получается вблизи места короткого замыкания.

Различают металлические и дуговые КЗ. Если переходное сопротивление в месте КЗ мало, то имеет место металлическое КЗ; в противном случае говорят о дуговом КЗ. При напряжении выше 1кВ электрическая дуга практически не влияет на величину тока КЗ, а при напряжении до 1кВ дуга существенно ограничивает ток КЗ. Падение напряжения на дуге напряжением до 1кВ находится в пределах 50-200В. В трехфазной системе с изолированной нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Двойным называется замыкание на землю разных фаз в различных точках сети. В сетях напряжением до 1кВ с глухозаземлённой нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные, двухфазные на землю и однофазных КЗ. Трехфазное КЗ называют симметричным, так как сопротивление во всех фазах одинаковы. Остальные виды КЗ называют несимметричными. При симметричном КЗ в токах содержатся только составляющие прямой последовательности. При остальных видах КЗ в токах содержатся составляющие не только прямой, но и обратной последовательности. Соединение фазы с землей при заземленной нейтрали вызывает появление токов обратной и нулевой последовательностей.

Многолетняя аварийная статистика разных стран показывает, что в сетях с заземленными нейтралями наиболее частыми (65% от общего числа КЗ) являются однофазные. Наиболее редкими (5%) являются трехфазными КЗ. Однако при трехфазных КЗ ток короткого замыкания наиболее велик и создает наибольшие отрицательные последствия. Поэтому все расчеты ведут прежде всего по току трехфазного КЗ. Следует отметить также, что часто в процессе развития аварии первоначального вид КЗ переходит в другой вид.

Переход одного вида КЗ в другой чаще всего объясняется действием электрической дуги.

Причины возникновения КЗ разнообразны. В сетях напряжением 6-35 кВ первоначальными причинами часто являются нарушения изоляции оборудования, вызванные её старением, перенапряжением, низкой культурой эксплуатации, механическими повреждениями (например, повреждение кабеля при выполнении земляных работ, падении деревьев и др.). Имеют место случаи возникновения КЗ из-за прикосновения к токоведущим частям людей, животных, птиц и др. В сетях напряжением до 1кВ в последние годы часты случаи КЗ на воздушных линиях из-за набросов проводниковых материалов на проводах с целью хищения последних. Возникающий при этом ток КЗ отключается предохранителями, т.е. с проводов снимается напряжение, и снятие проводов становится безопасным.

Расчет токов короткого замыкания производится для:

1. Сопоставления и выбора наиболее рационального варианта построения схемы электроснабжения.

2. Определения условий работы потребителей при аварийных режимах.

3. Выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей и др.

4. Выбора средств ограничения токов короткого замыкания.

5. Определения влияния линий электропередач на линии проводной связи.

6. Проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

7. Проектирования защитного заземления.

8. Подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

9. Анализа происходящих аварий.

В современных электрических системах полный расчет токов короткого замыкания и учёт всех действительных условий очень сложен и практически невозможен. С другой стороны, требуемая точность расчёта зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов достаточно приближённого определения токов короткого замыкания, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики.

2.2.2 Расчёт токов КЗ на шинах высокого напряжения подстанции П25

Для расчета токов короткого замыкания использовалась программа расчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечной несимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийся расчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавлены новые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущем разделе. Исключение составят сопротивления нулевой последовательности проектируемых линий, которые для одноцепных линий с заземлённым стальным тросом определяются по следующей формуле:

х0л = 3 · х1л , (2.1)

где х1л - сопротивление прямой последовательности линии (см. первый раздел).

Для ЛЭП П8-П25:

х0л = 3 · 5,6 = 16,8 Ом;

Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К1, находящейся в узле 2501 приведена в приложении Д1.

Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше тока однофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать только ток трёхфазного КЗ.

Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К1 равен:

I'' = 4,764 кА.

Эквиваленные сопротивления системы для точки К1:

хΣк1 = 15,3 Ом; rΣк1 = 4,5 Ом.

Ударный ток КЗ определяется по следующей формуле:

iу = 2 · ку · I'', (2.2)

где кy – ударный коэффициент, определяется по следующей формуле:

ку = 1 + е -0,01/Ta, (2.3)

где Ta – постоянная времени затухания апериодического тока, определяется по следующей формуле:

Ta = хΣк1 / ( 314 · rΣк1 ) (2.4)

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ определяется по следующей формуле:

iаτ = λτ 2 · I'', (2.5)

где λτ - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется по следующей формуле:

λτ = e - τ / Ta , (2.6)

τ - момент времени расхождения контактов выключателя, определяемый по следующей формуле:

τ = tрз min + tсв , (2-7)

где tрз min - минимальное время действия РЗ, принятое равным 0,01 с. [4];

tce - собственное время отключения выключателя.

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ определяется по формуле:

Int = γt · I'', (2.8)

где γt - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ, определяемый по типовым кривым [4].

Для определения γt необходимо знать расчётное сопротивление, которое определяется по формуле:

xрасч = хΣк1 · SнΣ / U 2ср.н , (2.9)

где SнΣ - сумма номинальных мощностей всех генераторов, питающих точку КЗ;

U ср.н – среднее номинальное напряжение ступени КЗ.

Максимальное время существования КЗ определяется по формуле:

tоткл = tрз max + tов , (2.10)

где tрз max – максимальное время действия РЗ, принятое равным 0,1 с. [4];

tов – полное время отключения выключателя.

Определим ударный ток КЗ по (2.2)

Ta = 15,2969 / ( 314 · 4,53241 ) = 0,01075,

ку = 1 + е -0,01/0,01075 = 1,39446,

iу = 2 · 1,39446 · 4,764 = 9,3949 .

Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ по (2.5):

τ = 0,01+ 0,05 = 0,06с,

λτ = e – 0,06 / 0,01075 = 0,003767 ,

iаτ = 0,003767 2 · 4,764 = 25,3815,

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени τ по (2.8):

xрасч = 15,2969 · 1 250 / 1152 = 4,09 ,

Int = 1 · 4,764 = 4,764 кА.

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени tоткл по (2.8):

tоткл = 0,1 + 0,07 = 0,17c,

Int = 1 · 4,764 = 4,764 кА.

2.2.3 Расчет токов КЗ на шинах низкого напряжения подстанции П25

Для расчета токов короткого замыкания использовалась программа расчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечной несимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийся расчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавлены новые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущем разделе.

Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К2, находящейся на шине 10 кВ, в узле 2501 приведена в приложении Д2.

Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше тока однофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать только ток трёхфазного КЗ.

Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К2 равен:

I'' = 8,162 кА.

Эквивалентные сопротивления системы для точки К2:

хΣк1 = 0,78 Ом; rΣк1 = 0,08 Ом.

Определим ударный ток КЗ по (2.2):

Ta = 0,783963 / ( 314 · 0,0811 ) = 0,0308,

ку = 1 + е -0,01/0,0308 = 1,7228,

iу = 2 · 1,7228 · 8,162 = 19,8855.

Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ по (2.5):

τ = 0,01 + 0,09 = 0,1с,

λτ = e – 0,1 / 0,0308 = 0,039 ,

iаτ = 0,039 2 · 8,162= 0,449.

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени τ по (2.8):

xрасч = 0,783963 · 3538,25 / 10,5 2 = 25

Int = 1 · 8,162 = 8,162.

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени tоткл по (2.8):

tоткл = 0,1 + 0,11 = 0,21c,

Int = 1 · 8,162 = 8,162.

2.3 Выбор электрических аппаратов на ОРУ 110 кВ

2.3.1 Выбор выключателей

Выбор выключателя производят:

- по номинальному напряжению:

UномQ ≥ UhРУ = 110 кВ; (2.10)

- по номинальному току:

Iр.ф. = 100А ≤ Iном , (2.11)

где Iр.ф. - максимальное значение тока, протекающего через подстанцию в послеаварийном режиме (см. приложение А1).

Примем к установке воздушный выключатель типа ВВБМ-110Б-31,5/2000У1 со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UнQ 110 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Umax 126 кВ

Номинальный ток IhQ 2000 A

Номинальный ток отключения Iно 31,5кА

Нормированное содержание апериодической составляющей

тока кз βн 32%

Допустимая скорость восстанавливающегося 1,2

напряжения СВНдоп кВ/мкс

Наибольший пик предельного сквозного тока inc 102 кА

Действующее значение сквозного тока Inc 40 кА

Наибольший пик номинального тока включения iнв 90 кА

Действующее значение номинального тока включения 1нв 35 кА

Ток термической стойкости Imc 40 кА

Время термической стойкости tmc 3 с

Время отключения tвo 0,07 с

Собственное время отключения tсв 0,05 с

Проверка выключателя по режиму КЗ.

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ, т.к. он самый большой. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Inτ и апериодическую iaτ составляющие тока КЗ в момент τ расхождения контактов выключателя:

τ = tрз min + tсв 0,01 + 0,05 = 0,06 c;

Inτ = 4,764; iaτ = 0,02538.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

2 · Iно · (1 + βн% /100) > 2 · Inτ + iaτ ; (2.12)

2 · 31,5 · (1 + 32 /100) > 2 · 4,764+ 0,02538;

58,8 кА > 6,7627,

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение следующего условия:

Вк доп ≥ Вкрасч. (2.13)

Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя, Вк доп = 402 · 3 = 4800 кА2 · с.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:

Bкп =[( I'' + Inτ )/2]2 · τ + [( Inτ + In.отк )/2]2 · ( tотк – τ ), (2.14)

Вкп = [(4,764+4,764)/2]2·0,06+[(4,764+4,764)/2]2·(0,17-0,06) = 3,858 кА2·с.

tотк =tРЗ тах + teo = 0,1 + 0,07 = 0,17 с,

где tРЗ max = 0,1 с – время действия резервных релейных защит.

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ равен:

Вка = (I'')2·Tаэ (2.15)

Вка = 4,7642 0,01075 = 0,244кА2 с,

где Tаэ – эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

(2.16)

Учитывая, что Вк расч = Вкп + Вка выполним проверку на термическую стойкость:

Вк доп = 4800 > Вк расч = 3,858 + 0,244 = 4,102кА2 · с,

то условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:

inc = 102кА > iy = 9,3949 кА;

Iпс = 40 кА > I'' = 4,764 кА,

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчет производится по трёхфазному КЗ, т.к. ток при нем больше:

iнв = 90 кА > iy = 9,3949 кА.

Iнв = 35 кА > I'' = 4,764 кА;

Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН):

СВНдоп ≥ СВНрасч;

СВНрасч = к · Inτ2/ (nocm · Iно ) = к · Inτ2/[(nл - 1) · Iно ] (2.17)

СВНрасч = 0,2 · 4,7642 / (1 · 31,5) = 0,144кВ/мкс;

где пост = пл - 1 , если пл ≤ 3 ,

пост - пл - 2 , если пл ≥ 4 ,

пл – число линий, подключенных к сборным шинам данного напряжения;

СВНдоп = 1,2 кВ/мкс > СВНрасч = 0,144 кВ/мкс.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.1.

Таблица 2.1 - Параметры и расчетные величины выключателя.

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 110 кВ	=	UнРУ = 110 кВ
Iн = 2000 А	>	Iраб. форс = 501 А
Iно = 31,5 кА	>	Inτ = 4,764 кА
2 Iно (1 + βн) = 58,8 кА	>	2 Inτ + iaτ = 6,7627 кА
Imc2 · tmc = 4800 кА2·с	>	Bк расч = 4,102 кА2·с
Inc = 40 кА	>	I'' = 4,764 кА
inc = 102 кА	>	iу = 9,3949 кА
Iнв = 35 кА	>	I'' = 4,764 кА
iнв = 90 кА	>	iу = 9,3949 кА
СВНдоп = 1,2 кВ/мкс	>	СВНрасч = 0,144 кВ/мкс

2.3.2 Выбор разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции, по роду установки, а проверяют на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. Так как разъединитель в цепи генератора стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, как и для выключателя.

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНДЗ-1-110/630 Т1. Его номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.2,

Таблица 2.2 - Параметры и расчетные величины разъединителя.

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
Uном = 110 кВ	≥	UнРУ = 110 кВ
Iном = 630 А	>	Iраб.форс = 501 А
Imc2·tmc=31,52·4 = 3969 кА2·с	>	Bк расч = 4,102 кА2·с
inc = 80 кА	>	iу = 9,3949 кА

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

2.3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для Q. Примем к установке трансформатор тока (ТТ) типа ТФЗМ110Б-1У1 с первичным номинальным током I1н = 600 А, вторичным номинальным током I2н = 5 А,с классом точности вторичных обмоток 05/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2н = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.2.3.

Таблица 2.3 - Параметры и расчетные величины трансформатора тока

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 110 кB	=	UнРУ = 110 кВ
Iн = 600А	>	Iраб.форс = 501 A
z2н =1,2 Ом	>	z2pacч = 1,08 Ом
iдин = 100 кА	>	iy = 9,3949 кА
Вк доп =252·3=1875кА2·с	>	Вк расч =4,102 кА2·с

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности: z2н ≥ z2pacч .Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по следующей формуле:

qк доп ≥ ρ · lpacч / ( z2н + rnp – rк ) , (2.18)

где z2н - номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

rnp = Snp / I2н2 – сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

Snp – мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rк = 0,1 Ом);

lpacч – расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной его длины, но и от схемы соединения трансформаторов тока [4, с.374-375];

ρ – удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия ρ = 0,0283 Ом·мм2/м).

Результаты сведем в табл.2.4, а на ее основе определим

rnp = 5 / 52 = 0,2Ом,

qк доп =0,0283 100 / ( 1,2 – 0,2 – 0,1 ) = 3,14 мм2 .

Если сечение qк доп получается очень большим и не позволяет выбрать приемлемое сечение контрольного кабеля, то необходимо выбрать трансформатор тока с номинальным вторичным током I2н = 1 А.

Таблица 2.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В·А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	–	–
2	Ваттметр	Д-335	0,5	–	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	–	0,5
4	Счетчик активной энергии	САЗ-4681	2,5	2,5	–
5	Счетчик реактивной энергии	СР4–4676	–	2,5	2,5
	Snp ,В·А		4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2 . Определим сопротивление выбранного кабеля:

rкаб = ρ·lpacч / q =.0283·100 / 4 = 0,708 Oм, (2.19)

Определим вторичное расчетное сопротивление:

z2pacч = 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

2.3.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн ≥ Uн уст

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в ОРУ 110кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.

Подсчёт мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, a sinφ = 0,925.

Используя учебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим таблицу 2.5. для подсчета мощности.

Полная суммарная потребляемая мощность

S2Σ = P2Σ2 + Q2Σ2 = 98,842 +16,652 = 100,23В·А. (2.20)

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1 [2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 400 В·А, соединенные в группу

3·S2н = 1200 В·А > S2Σ = 100,23 В·А,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 2.5 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sном обм, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Ощее число приборов	Р , Вт	Q , Вар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - счетчик активной энергии - ФИП	2	Д-335 Д-335 СА3-И681	1,5 1,5 2 3	2 2 2 1	1 1 0,38 1	0 0 0,92 0	2 2 2 2	6 6 3,04 6	– – 4,7 –
2	Сборные шины: - вольтметр - вольтметр регистрирующий - ваттметр регистрирующий - частотомер регистрирующий - осциллограф	1	Э-335 Н-393 Н-395 Н-397	2 10 10 7 10	1 1 1 1 1	1 1 1 1 1	0 0 0 0 0	1 1 1 1 1	2 10 10 7 10	– – – – –
3	Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотомер - синхроноскоп	1	Э-335 Э-326 Э-327	2 1 10	1 1 1	1 1 1	0 0 0	1 1 1	4 2 20	– – –
4	Обходной выключатель: - ваттметр - варметр - счетчик активной энергии - счетчик реактивной энергии - ФИП	1	Д-335 Д-335 СА4-И681 СР4-И676	1,5 1,5 2 3 3	2 2 2 2 1	1 1 0,38 0,38 1	0 0 0,92 0,92 0	1 1 1 1 1	3 3 1,52 2,28	– – 3,7 5,55 –
5	Итого:								98,84	16,65

Выбор сечения контрольного кабеля во вторичных цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения, установленной ПУЭ, а именно:

- до расчетных счетчиков межсистемных линий электропередачи -0,25%;

- до расчетных счетчиков и датчиков мощности, используемых для ввода информации в вычислительные устройства - 0,5 %;

- до щитовых приборов и датчиков мощности, используемых для всех видов измерений - 1,5 %;

- до панелей защиты и автоматики - 3 %.

В целях упрощения расчетов потеря напряжения принимается равной падению напряжения. Тогда потеря линейного напряжения будет

ΔU = 3 · I· rnp (2.20)

где rnp - сопротивление контрольного кабеля.

Т.к. номинальное вторичное напряжение во вторичных цепях ТН составляет 100 В, то допустимая потеря напряжения в процентах равна допустимой потере в вольтах.

Учитывая, что цепи напряжения для защиты и измерительных приборов выполняются общими, сечения жил кабелей выбирают по условию обеспечения потери напряжения не более -1,5 В.

Если от этих же цепей питаются расчетные счетчики, то потеря линейного напряжения не должна превышать 0,5 В.

При значительном удалении щита релейной защиты и измерительных приборов от ТН во избежание чрезмерного завышения сечения жил кабелей целесообразно от шкафа ТН до счетчиков прокладывать отдельный кабель.

Для определения требуемого сечения жил кабеля при ΔUдоп вычисляется допустимое наибольшее сопротивление фазного провода:

rnp max = ΔUдоп / ( 3 ·Iн), (2.21)

или в цепи:

3U0 rnp max = ΔUдоп / (2·Iн ). (2.22)

Ток нагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН:

Iн = 3 · S'2Σ / Uном, (2.23)

где S'2Σ - суммарное потребление нагрузки цепи, приведенное к напряжению 100 В

S'2Σ = (Uрасч /U)2· S2Σ (2.24)

Нагрузка основных обмоток ТН, подключенных к сборным шинам 35 кВ и выше, принимается равной мощности ТН в классе точности 1, на линии 330-750 кВ определяется по потреблению устанавливаемых устройств защиты, автоматики и измерений.

Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).

Iн = 3 · 100,23/ 100 = 1,736 А;

rnp max = 0,5 / ( 3 · 1,736 ) = 0,166 Ом.

Принимая сопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp ≤ 0,083 Ом и для Alγ = 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля:

q = l / ( γ·r ) = 150 / ( 34,5·0,166 ) = 26,19 мм2 (2.25)

Выбираем кабель 3х30 + 1х25 мм2.

Действительное сопротивление его жил:

rnp = 150 / ( 34,5·30 ) = 0,145 Ом,

rо.np = 150 / ( 34,5·25 ) = 0,185 Ом.

ΔU = 3·I·rnp = 3·1,736·0,145 = 0,436 B <ΔUдоп = 0,5 В,

значит сечение выбрано верно.

2.4 Выбор электрических аппаратов на ЗРУ 10 кВ

2.4.1 Выбор выключателей

Выбор выключателя производим по (2.10) и (2.11):

- по номинальному напряжению:

UномQ ≥ UhРУ = 10 кВ;

- по номинальному току:

Iр.ф. ≤ Iном ,

где Iр.ф. = 1,4·Sнт / ( 3·UнРУ ) = 1,4·10 / ( 3·10 ) = 0,808 кА. (2.26)

здесь Sнт - номинальная мощность трансформатора.

1,4 - коэффициент запаса [4].

Примем к установке маломасляный выключатель типа ВПМ-10-20/1000УЗ со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UнQ 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Uмах 12 кВ

Номинальный ток IнQ 1000 А

Номинальный ток отключения Iно 20 кА

Наибольший пик предельного сквозного тока inc 52 кА

Действующее значение сквозного тока Inc 20 кА

Наибольший пик номинального тока включения iнв 52 кА

Действующее значение номинального тока включения Iнв 20 кА

Ток термической стойкости Imc 20 кА

Время термической стойкости tmc 4 с

Время отключения tвo 0,11 с

Собственное время отключения tсв 0,09 с

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ, т.к. он самый большой. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Inτ и апериодическую iaτ составляющие тока КЗ в момент τ расхождения контактов выключателя:

τ = tрз min + tсв 0,01 + 0,09 = 0,1 c,

Inτ = 8,162 , iaτ = 0,449.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя по (2.12):

2 · 20 · (1 + 20 /100) ≥ 2 · 8,162 + 0,449;

34кА>11,99,

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение условия:

Вк доп ≥ Вкрасч.

Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя Вк доп = 202 · 4 = 1600 кА2 · с.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ по (2.14)

Вкп = [(8,162 +8,162)]2·0,06+[(8,162 +8,162)]=3,858 кА2·с.

tотк =tРЗ тах + teo = 0,1 + 0,07 = 0,17 с,

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ по (2.15)

Вка = 8,1622 · 0,0308 = 2,052 кА2·с

Учитывая, что Вкрасч = Вкп + Вка. выполним проверку на термическую стойкость:

Вк доп = 1600 > Вкрасч = 13,33 + 2,052 = 15,382 кА2·с,

т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчёт производится при трехфазном КЗ:

inc = 52кА > iy = 19,8855 кА;

Iпс = 20 кА > I'' = 8,162 кА,

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчёт производится по трехфазному КЗ, т.к. ток при нем больше:

iнв = 52 кА > iy = 19,886 кА.

Iнв = 20 кА > I'' = 8,162 кА;

т.е. условия проверки выполнены.

Условие проверки на включающую способность выключателя выполняется.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.6.

Таблица 2.6 - Параметры и расчетные величины выключателя.

Параметры выключател	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 10 кВ	=	UнРУ = 10 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб. форс = 808 А
Iно = 20 кА	>	Inτ = 8,162 кА
2 Iно (1 + βн) = 34 кА	>	2 Inτ + iaτ = 11,99 кА
Imc2 · tmc = 1600 кА2·с	>	Bк расч = 15,382 кА2·с
Inc = 20 кА	>	I'' = 8,162 кА
inc = 52 кА	>	iу = 19,886 кА
Iнв = 20 кА	>	I'' = 8,162 кА
iнв = 52 кА	>	iу = 19,886 кА
СВНдоп = 1,2 кВ/мкс	>	СВНрасч = 0,144 кВ/мкс

2.4.2 Выбор разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции, по роду установки, а проверяют на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. Так как разъединитель в цепи генератора стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, как и для выключателя.

Выбираем разъединитель наружной установки типа РВ-10/1000УЗ. Его номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Параметры и расчетные величины разъединителя

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
Uhom=10 kB	≥	UнРУ = 10 кВ
Iном = 1000 А	>	Iраб.форс = 808 А
Imc2 · tmc = 402 · 4 = 6400кА2·с	>	Вкрасч = 5,382 кА2 с
inc = 100 кА	>	iy = 19,886 кА

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

2.4.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для Q. Примем к установке трансформатор тока (ТТ) типа ТШЛП-10-УЗ с первичным номинальным током I1н= 1000 А, вторичным номинальным током I2н = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 05/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2n = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.2.8.

Таблица 2.8 - Параметры и расчетные величины трансформатора тока

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
Uh=10 kB	=	UнРУ = 10 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб.форс = 808 А
z2н=1,2 Ом	>	Z2расч = 1,121 Ом
Iдин = 100 кА	>	iy = 19,886 кА.
Вк доп = 352·3 = 3675 кА2·с	>	Вкрасч = 15,382 кА2·с

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности: z2н ≥ z2pacч .Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по (2.18):

rnp = 15 / 52 = 0,6Ом,

qк доп =0,0283 50 / ( 1,2 + 0,6 – 0,1 ) = 1,3 мм2 .

Таблица 2.9 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В·А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	–	–
2	Ваттметр	Д-335	0,5	–	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	–	0,5
4	Счетчик активной энергии	САЗ-И681	2,5	2,5	–
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	–	2,5	2,5
6	Регистрирующий ваттметр	Н-395	10	–	10
7	Регистрирующий амперметр	Н-395	–	10	–
8	Snp ,В·А		14	15	13,5

Примем к установке кабель КВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2 . Определим сопротивление выбранного кабеля по (2.19):

rкаб = 0283·50 / 2,5 = 0,421 Oм,

Определим вторичное расчетное сопротивление:

z2pacч = 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

2.4.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн ≥ Uн уст

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в ЗРУ 10 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.

Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, a sinφ = 0,925.

Используя учебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим табл.2.10. для подсчета мощности.

Полная суммарная потребляемая мощность по (2.20):

S2Σ = P2Σ2 + Q2Σ2 = 98,842 +16,652 = 127,12 В·А.

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОМ-10-83У2 [2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 75 В·А, соединенные в группу

3S2н = 225В·А > S2Σ = 127,12 В·А,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).

Ток нагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН по (2.23):

Iн = 3 · 127,12/ 100 = 2,19 А;

Таблица 2.10 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sном обм, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Ощее число приборов	Р , Вт	Q , Вар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Тупиковые ЛЭП: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик активной энергии - счетчик реактивной энергии	6	Д-335 Д-335 СА4-И681 СР4-И676	1,5 1,5 3 2 3	2 2 1 2 2	1 1 1 0,38 0,38	0 0 0 0,92 0,92	6 6 6 6 6	21 21 21 10,64 15,96	– – – 25,76 38,64
2	- вольтметр регистрирующий - ваттметр регистрирующий	1	Н-393 Н-395	10 10	1 1	1 1	0 0	1 1	10 10	– –
3	Итого:								109,6	64,4

Допустимое наибольшее сопротивление фазного провода по (2.21):

rnp max = 0,5 / ( 3 · 2,19 ) = 0,132 Ом.

Принимая сопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp ≤ 0,083 Ом и для Alγ = 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля по (2.25):

q = 150 / ( 34,5·0,083 ) = 17,46 мм2

Выбираем кабель 3 х60 + 1 х 20 мм2.

Действительное сопротивление его жил:

rnp = 50 / ( 34,5·60 ) = 0,024 Ом,

rо.np = 50 / ( 34,5·20 ) = 0,072 Ом.

ΔU = 3·I·rnp = 3·2,19·0,024 = 0,091 B <ΔUдоп = 0,5 В,

значит сечение выбрано верно.

2.5 Выбор токоведущих частей

2.5.1 Выбор гибких шин для ОРУ 110 кВ

Выбор сечения гибких шин производят по экономической плотности тока:

qэк = Iраб / jэк , (2.27)

где Iраб - длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок),A;

j эк - нормированная экономическая плотность тока, А/мм2(табл.4.1 [4]).

Как видно из результатов расчёта максимального режима, через шины ОРУ 110 кВ будет протекать ток Iраб = 390 А (см. приложение В).

qэк = 362 / 1 = 362 мм2.

Учитывая, что гибкие шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику [2, с.428-430. табл.7.35] для каждой фазы шин сталеалюминиевые провода АС-400 с номинальным сечением 400 мм2, наружным диаметром d=27,8мм, допустимым током Iдоп=835А.

Осуществим проверку проводов.

Проверка провода по длительно допустимому току. Осуществляется из условия нагрева:

Iраб. макс ≤ Iдл.доп , (2.28)

где Iрабмакс берем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение В).

Iраб. макс = 501 A ≤ Iдл.доп = 835 A.

Проверка на термическую стойкость при КЗ. Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ θок и допустимой температурой θодоп [2, с. 17] (для сталеалюминиевых проводов это 200° С).

Для вычисления θок предварительно определим начальную температуру проводов:

θон = θоср + ( θодл.доп – θоср.н )·(Iнаиб / Iдоп)2 , (2.29)

θон = 30° + ( 70° - 25°)·(501 / 835)2 = 46,2°С

где θоср - температура воздуха (зададим θ0ср = 30°С);

θоср.н - нормированная температура воздуха (25°);

θодл.доп - допустимая температура проводов в длительном режиме (70°).

Зная θон и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников (кривая 4 на рис.1.1 справочника [2, с.19]) определим начальное значение удельного теплового импульса Ан = 0,4·104 А2/мм4 .

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Ак = Ак + Вк расч / q2 (2.30)

Ак = 0,4·104 + 4,102·106 / 3942 = 0,41·104 A·c / мм4

Здесь q = 394 мм2 - сечение провода АС-400 по алюминию;

Вк расч = 4,102 кА2·с - расчетный тепловой импульс от протекания

полного тока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).

Зная Ак , по той же кривой определим конечную температуру

Qк = 48° < 200° = Qодоп . Таким образом, провода шин ОРУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. T. к. в нашем примере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I'' = 4,764 кА, то проверка на схлестывание не производится.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию. Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщеплен на несколько проводов, а ударный ток трехфазного КЗ i(3)у≥50кА. Проверка сводится к определению расстояния между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе. В нашем случае эта проверка не нужна, т.к. фазные провода сборных шин не Расщеплены.

Проверка по условиям коронного разряда. В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов шин ОРУ 110 кВ больше минимально допустимого по условию коронирования [2, табл.1.18, с.20]. В противном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную в учебнике [4, с.236-238].

2.5.2 Выбор ошиновки линии

Выбор сечения производится по экономической плотности qэк, по формуле (2.27):

qэк = 362 / 1 = 362 мм2.

Выбираем для ошиновки сталеалюминиевый провод АС-400 с номинальным сечением 400 мм2, наружным диаметром d=27,8 мм, допустимым током Iдл.доп = 835 А.

Осуществим проверку проводов.

Проверка провода по длительно допустимому току. Осуществляется по (2.28):

Iраб. макс = 501 A ≤ Iдл.доп = 835 A.

где Iраб. макс берем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение Д).

Так как при проверке ошиновки линии и гибких шин ОРУ 110 кВ Iраб. макс одинаковы, и выбранные провода тоже одинаковые, то выбранный Для ошиновки провод заведомо проходит проверку на термическую стойкость, схлестывание и коронирование.

2.5.3 Выбор жёстких шин для ЗРУ 10 кВ

Выбор сечения жёстких шин производят по допустимому току по (2.28).

Принимаем алюминиевые однополосные шины 60x6 мм, с шириной полосы h=60мм, и толщиной шины b=6мм, сечением 360 мм2.

Iраб. макс = 808 A ≤ Iдл.доп = 870 A.

где Iраб. макс = Iр.ф. = 0,808 A.

Осуществим проверку шин.

Проверка на термическую стойкость при КЗ. Проверка производится по сравнению выбранного сечения, с минимально допустимым сечением для термической стойкости.

qмин = Вк / С , (2.31)

где С - коэффициент, принимаемый по табл. 3.12 [4];

Вк = 15,382 кA2·с - расчетный тепловой импульс от протекания полного тока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).

qмин = 15,382·106 / 88 ≤ 360 мм2

Таким образом, выбранные шины термически устойчивы.

Проверка проводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. Т.к. в нашем примере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I'' = 4,764 кА, то проверка на схлестывание не производится.

Проверка шин на механическую прочность. Наибольшее удельное Усилие при трёхфазном к.з. шин, Н/м, определяется по формуле:

f = 3·10-7· кф · iу2 / а (2.32)

где кф - коэффициент формы, кф =1;

а - расстояние между фазами, а=1,5м.

f = 3·10-7· 1 · 19,8862 / 1,5 = 45,66 Н/м.

Изгибающий момент определяется по формуле:

M = f · l2 / 10 , (2.33)

где l - длина пролёта, т.е. расстояние между опорными изоляторами, l = 2м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

σрасч = М / W, (2.34)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, определяемый по формуле:

W = b·h2 / 6, (2.35)

W = 6·602 / 6 = 0,6 см ,

σрасч = 18,26 / 0,6 = 30,4 МПа.

Для алюминиевых шин допустимое механическое напряжение σдоп = 70МПа.

Как видно из сравнения, σрасч < σдоп , значит шины механически прочны.

2.5.4 Выбор изоляторов

Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению установки:

Uном ≥ Uуст = 10 кВ; (2.36)

- по номинальному току:

Fрасч ≤ Fдоп (2.37)

где Fрасч - сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора,

Fдоп = 0,6·Fразр

где Fразр - разрушающая нагрузка при действии на изгиб (табл. ГО-4 [4]).

Fрасч = 3 · ( iу2 / а )·l·kh·10-7 = f l kh, (2.37)

где kh - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро».

kh = ( Hиз + b/2 ) / Низ, (2.38)

kh = ( 120 + 6/2 ) / 120 = 1,025,

Fрасч = 45,66·2·1,025 = 93,6 Н.

Таким образом, принимаем к установке изоляторы типа ИО-10-3,75 УЗ со следующими параметрами:

Номинальное напряжение Uн 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Uмах 12 кВ

Напряжение испытательное грозового импульса 80 кВ

Минимальная разрушающая сила на изгиб Fразр 3,75кН

Высота изолятора Низ 120 мм

3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 110/10 КВ

3.1 Капитальные вложения

Капитальные вложения в строительство ПС

КПС =82,254 млн. руб.

Капитальные вложения на отвод земли для ПС и ВЛ, на устройства РЗ ВЛ, связь, телемеханику, ПА и АСКУЭ приняты в расчете ориентировочно в размере 10 % от приведенных выше затрат.

С учетом этого, общие капитальные вложения:

КS = 1,1Ч82,254=90,4794 млн. руб.

3.2 Годовые эксплуатационные расходы

Годовые эксплуатационные расходы И включают амортизационные отчисления Иа и затраты на обслуживание и ремонт Иобс

Амортизационные отчисления определены по нормам амортизации для подстанций (4,4 %):

Иа = 0,044 · 90,4794 =3,981 млн. руб.

Затраты на обслуживание и ремонт определены укрупненно (4,9 % от капитальных вложений):

Иобс = 0,049 · 90,4794 = 4,4334 млн. руб.

Таким образом, годовые эксплуатационные расходы:

И = 3,981 +4,4334 = 8,4144 млн. руб.

3.3 Результаты строительства новой подстанции 110/10 кВ

Стоимостная оценка результатов строительства новой подстанции выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии:

Ор = Т(jЧW - DW)+DП, (3.1)

где Т – средневзвешенный тариф на электроэнергию, 1,93 руб./ кВт·.;

j – доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрические сети ( j = 0,3);

W – дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, тыс. кВт·ч;

DW – изменение потерь, тыс. кВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % );

DП – увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов.

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:

W = РЧ Тmax (3.2)

В расчете приняты два варианта:

Тmax = 5587 ч – средняя величина по всем потребителям за 2003 г.

Тmax =7000 ч – для перспективных потребителей, присоединяемых к ПС.

Балансовая прибыль от реализации дополнительной электроэнергии

П = Ор – И. (3.3)

Чистая прибыль определяется исходя из ставки налога на прибыль aн = 24 %:

Пч = П (1 - aн). (3.4)

В более детальном расчете учитывается рост присоединяемой нагрузки по годам. Для этого рассмотрены два сценария роста нагрузки, расчет произведен с использованием интегральных критериев экономической эффективности (табл. 3.2 и 3.3)

3.3.1 Расчет статических показателей эффективности. строительства подстанции 110/10 кВ

В расчете использованы как простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). По формулам (3.1)−(3.4) определены показатели, характеризующие результаты строительства новой ПС.

Статические показатели определяются по формулам :

Rп = Пчt / K; (3.5)

Токп = К / (Пч + Иа). (3.6)

3.3.2 Расчет динамических показателей эффективности строительства подстанции 110/10 кВ

Динамические показатели определяются исходя из предположения равенства денежных потоков по годам расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход ЧДД за расчетный период 25 лет рассчитываем по формуле через сумму коэффициентов дисконтирования Ds.

Сумма коэффициентов дисконтирования определяется по прил. 3[7]:

ЧДД=(Пч+Иа)·Ds–K.

Динамический срок окупаемости Ток.д – такой период, при котором дисконтированные результаты равны дисконтированным затратам.

Ds = K / (Пч+Иа)

Расчет статических показателей оценки эффективности при различных вариантах использования установленной мощности приведен в табл. 3.1.

Динамические показатели эффективности строительства ПС для варианта роста нагрузок рассчитаны в табл. 3.2, на рис. 3.1

Выводы. Проведенные расчеты показали, что инвестиции в строительство ПС 110/10 кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 4 года. для присоединяемых нагрузок 10 МВт (табл. 3.2). Срок окупаемости по данным табл. 3.2 ниже нормативного и принятого в энергетике. При этом не учитывалось повышение надежности.

Таблица 3.1 Расчет простого срока окупаемости инвестиций в строительство ПС

Показатели	Расчетная формула	Р = 5 МВт		Р = 10 МВт		Р = 15 МВт		Р = 20 МВт
		5587 ч	7000 ч	5587 ч	7000 ч	5587 ч	7000 ч	5587 ч	7000 ч
Инвестиции тыс.руб.	90479,4
Эксплуатационные издержки И, тыс. руб. всего В т.ч: - амортизационные отчисления Иа - на обслуживание и ремонт Иобс	8414,4 3981 4433,4
Количество дополнительно отпущенной э/э, W, тыс. кВт∙ч		27 935	35 000	55 870	70 000	83 805	105 000	117 740	140000
Дополнительные потери э/э DW, тыс. кВт∙ч		1 396,8	1 750	2793,5	3 500	4 190	5 250	5587	7000
Объем реализации , тыс. руб.		13 478,6	16 887,5	27 236,6	33 775	40 436	50 663	57 389	67 550
Балансовая прибыль П		5 064,2	8 473,1	18 822,2	25 361	32 022	42 249	48 975	59 136
Чистая прибыль , тыс. руб.		3 848,8	6 439,6	14 304,9	19 274,4	24 336,7	32 109,2	37 221	44 943
Денежный поток (чистая прибыль и амортизационные отчисления)		7 829,8	10 420,6	18 285,9	23 255,4	28 317,7	36 090,2	41 202	48 924
Простая норма прибыли , %		4,25	7,12	15,81	21,3	26,9	35,5	45,5	54,1
Простой срок окупаемости инвестиций , лет		11,56	8,68	4,95	3,89	3,2	2,51	2,2	1,85

Таблица 3.2 - Расчёт динамических показателей эффективности строительства п/с 110/10 кВ (Расчет произведен при условиях: ставка доходности Е=10 %; год приведения – начало расчетного периода; номинальный денежный поток – из табл. 2.2 при Т=5587 ч.)

№ года	Коэф-нт приведения (1+Е)-t	Присоед. нагрузка МВт	Номинальный денежный поток		Номин. ден. поток нарастающим итогом (по гр. 4 и 5)	Дисконтированный денежный поток		Дисконтир. ден. поток нарастающим итогом (ЧДД) (по гр. 7 и 8)
			Строительство (инвестиции)	Эксплуатация (чистая прибыль и амортизация)		Строительство (инвестиции) гр. 4 · гр. 2	Эксплуатация (чистая прибыль и амортизация) гр. 5 · гр. 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0,909	-	-90479,4	-	-90 479,4	-82 246	-	-82 246
2	0,826	5	-	7 829,8	-82 649,6	-	6 468	-75 778
3	0,751	10	-	18 285,9	-64 363,7	-	13 733	-62 045
4	0,683	15	-	28 317,7	-36 046	-	19 341	-42 704
5	0,621	15	-	28 317,7	-7 728,3	-	17 585	-25 119
6	0,564	20	-	41 202	33 474	-	23 238	-1 881
7	0,513	20	-	41 202	74 6756	-	21137	19 256
8	0,466	20	-	41 202	115 878	-	19 200	38 456
9	0,424	20	-	41 202	157 080	-	17 470	55 926
10	0,386	20	-	41 202	198 282	-	15904	71 830
11	0,35	20	-	41 202	239 484	-	14 421	86 251
12	0,319	20	-	41 202	280 686	-	13 143	99 394
13	0,29	20	-	41 202	321 888	-	11 949	111 343
14	0,263	20	-	41 202	363 090	-	10 836	122 179
15	0,218	20	-	41 202	404 292	-	8 982	131 161
16	0,198	20	-	41 202	445 494	-	8 158	139 319
17	0,18	20	-	41 202	486 696	-	7 416	146 735
18	0,163	20	-	41 202	527 898	-	6 716	153 451
19	0,149	20	-	41 202	569 100	-	6 139	159 590
20	0,092	20	-	41 202	610 302	-	3 791	163 381
21	0,084	20	-	41 202	651 504	-	3 461	166 842
22	0,075	20	-	41 202	692 706	-	3090	169 932
23	0,069	20	-	41 202	733 908	-	2 843	172 775
24	0,063	20	-	41 202	775 110	-	2 598	175 373
25	0,057	20	-	41 202	816 312	-	2 348	177 721

Результаты расчета.

Простой срок окупаемости:

- от начала расчетного периода ≈ 5 лет;

- от начала эксплуатации ≈ 4 лет.

Динамический срок окупаемости:

- от начала расчетного периода ≈ 6,1 лет;

- от начала эксплуатации ≈ 5,1 лет.

Чистый доход за расчетный период 816 312 тыс. руб.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) за расчетный период

177 721тыс. руб.

Индекс доходности (ИД) 2,42.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Проблемы обеспечения безопасности рабочих на современном предприятии можно условно разделить на проблемы, характерные для любого объекта хозяйственной деятельности, и проблемы, связанные со спецификой технологических процессов, организации производства и дислокации предприятий.

Система охраны труда, существующая на энергетическом предприятии, предусматривает защиту персонала п/ст от воздействия опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ) непосредственно в процессе производства.

На п/ст применяются технические средства охраны труда. К этим средствам можно отнести ряд устройств косвенно обеспечивающих охрану труда. Это, прежде всего, различные системы дистанционного управления, информационно-управляющие системы, роботы и манипуляторы, устройства телемеханики, ограничивающие контакты работающих с факторами опасности. К ним также следует отнести устройства и системы, локализую­щие нарастание факторов опасности: системы автоматического пожаротушения, комплекс устройств релейной защиты и т.п.

Комплексная автоматизация и механизация производственных процессов также способствует устранению тяжелых и трудоемких процессов, снижению количества оперативных переключений непосредственно персоналом, в основном в аварийных ситуациях.

Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний “Правил технической эксплуатации” и “Правил техники безопасности” с присвоением определённой квалификационной группы.

Выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую электробезопасность, пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, комфортную среду на рабочих местах операторов, ведущих производственный процесс и работников, обслуживающих производственные установки.

4.1 Идентификация и оценка опасных и вредных факторов на подстанциях при трансформации, передаче и распределении электроэнергии

Идентификация – это распознавание образа опасных и вредных факторов на разных стадиях производственной деятельности.

Главное в идентификации заключается в установлении возможных причин появления опасности. Полностью идентифицировать опасность очень трудно. Можно говорить о разной степени идентификации: более или менее полной, приближенной, ориентировочной и т.п.

В безопасности жизнедеятельности идентификация опасностей рассматривается с общих позиций. Применительно к промышленной безопасности идентификация опасных производственных объектов – это отнесение объекта к той или иной категории в соответствии с требованиями ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”.

На энергетическом предприятии очень много опасных и вредных производственных факторов. Это обусловлено непрерывностью технологического процесса, протекающего при повышенных температурах, наличием преобразовательных подстанций и распределительных пунктов, установкой крупных синхронных и асинхронных двигателей, сварочных установок, тяжелыми условиями работы электроустановок и пр.

Опасным фактором технологического процесса на подстанции для человека является поражение электрическим током. Исход воздействия электрического тока на организм человека зависит от значения и длительности прохождения тока через тело человека, рода и частоты тока, а также индивидуальных свойств человека. Сопротивление тела человека и приложенное к нему напряжение также влияют на исход поражения, поскольку они определяют значение тока проходящего через человека.

Вредными факторами на подстанции для здоровья человека являются: шум, вибрации, электромагнитное поле, недостаточное освещение.

Шум и вибрации ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм происходит снижение остроты зрения, слуха, повышение кровяного давления, ухудшение внимания. Сильный продолжительный шум может вызвать функциональные изменения сердечно-сосудистой и нервной систем.

Источниками производственного шума и вибраций являются различные машины и механизмы, вентиляционные установки, электрические машины и трансформаторы.

Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека, они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно-сосудистой систем, а также опорно-двигательного аппарата.

Электромагнитное поле, возникающее в пространстве вокруг токоведущих частей действующих электроустановок, является вредным фактором, влияющим на здоровье человека.

В процессе эксплуатации электроэнергетических установок открытых распределительных устройств (ОРУ) и воздушных линий электропередачи (ВЛ) высокого напряжения (330 кВ и выше) отличается ухудшение здоровья персонала, что выражается в повышенной утомляемости, вялости, болях в сердце, головных болях. Интенсивное электромагнитное поле промышленной частоты вызывает у работающих нарушение работы центральной нервной и сердечно-сосудистой систем. Эффект воздействия электромагнитного поля на человека принято оценивать количеством электромагнитной энергии, поглощаемой человеком при нахождении его в поле.

Недостаточное освещение может исказить информацию, получаемую человеком визуально. Плохое освещение утомляет не только зрение, но и вызывает утомление организма в целом. Неправильное освещение может также стать причиной травматизма.

4.2 Охрана окружающей среды

При проектировании п/ст учтены требования законодательства по охране природы и Основ земельного законодательства РФ.

Проектируемый объект сооружается с учетом контроля гололедообразования на ВЛ. Указанный технологический процесс является безотходным и не сопровождается вредными выбросами в окружающую среду, а уровень шума и вибрации, которые могут создаваться оборудованием, не превышает величин, допустимых по СН 2.2.4./2.1.8.562-96 “Шум на рабочих местах…”

В соответствии с “Санитарными нормами и правилами защиты населения от воздействия электрического поля” СанПиН 2.2.4.1191-03, защита населения от воздействия электрического поля, создаваемого оборудованием устройства контроля гололедообразования и воздушной линией электропередачи переменного тока промышленной частоты напряжением 110 кВ и 10 кВ в ненаселенной местности не требуется.

Оценка воздействия на окружающую среду

Анализ воздействия устройства контроля гололедообразования на окружающую среду и его последствий при строительстве и эксплуатации позволил принять вариант установки устройства с учетом минимального экологического, социального и экономического ущерба и предусмотреть наиболее эффективные мероприятия по охране отдельных компонентов окружающей среды.

Таблица 4.1 Идентификация и анализ вредных производственных факторов и опасностей при эксплуатации подстанции

Наименование факторов	Носитель опасного фактора	Круг лиц, на которых возможно воздействие фактора	Возможные последствия воздействия	Средства устранения и локализации опасного фактора
Шум	Воздушные выключатели.	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Расстройства слухового аппарата.	Наушники и шлемы.
Вибрация	Компрессоры.	Обслуживающий персонал.	Дискомфорт, головная боль, виброболезнь.	Установка оборудования на вибропогло­щающих подушках, использование ручного инструмента с вибропоглощающими рукоятками.
Электрическая опасность Воздействие электрического поля.	Токоведущие части подстанции, ОРУ 110кВ.	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Ожоги, электротравмы, иногда летальный исход. Головные боли, общее ухудшение самочувствия, тошнота.	Защитное заземление оборудования согласно ПУЭ, выполнение требований “Межотраслевых правил безопасности устройства электроустановок”. Экранирующие устройства, на территории ОРУ – экранирующие костюмы.
Пожароопасность.	Трансформаторы, масляные выключатели, территории ОРУ, ЗРУ, ОПУ, кабели	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Ожоги, травмы, иногда летальный исход	Соблюдение норм и правил пожарной безопасности, установка пожарных щитов с первичными средствами пожаротушения, ящиков с песком, объемом не менее 0,25м2, огнетушителей ОХП
Механические воздействия.	Подъемно-транспортные средства, разъединители.	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Травмы различной тяжести, иногда летальный исход.	Соблюдение ТБ, установка защитных козырьков на разъединителях.
Вредные выделения.	Трансформаторное масло и пары.	Ремонтный и обслуживающий персонал.	Отравления, головная боль, тошнота, рвота, утомление.	Вентиляция, применение средств индивидуальной защиты.
Недостаточная освещенность.	Неудовлетворительное качество или количество освещения	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Утомление организма, травмы различной тяжести.	Освещение, соответствующее нормативным требованиям СНиП-23-005-95 «Естественное и искусственное освещение».

4.3 Меры по снижению негативных производственных факторов

Охрана труда и техника безопасности в строительстве и эксплуатация проектируемых объектов обеспечивается принятыми проектными решениями в строгом соответствии с действующими “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ 2002г., шестое издание переработанное и дополненное),

СНиП-III-4-80, “Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок”, “Правилами техники безопасности при строительстве линий электропередачи и производстве электромонтажных работ” РД.34.

285-97. “Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок”, ПОТРМ-016-2001.РД 153-34. 0-03. 150-00, требования которых учитывают условия безопасности труда, предупреждения травматизма, профессиональных заболеваний, пожаров и взрывов.

Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектом предусмотрено:

применение типовых конструкций;

использование серийного заводского оборудования;

размещение оборудования, обеспечивающего его свободное обслуживание с учетом рекомендации ПУЭ-2002 в части соблюдения норм на расстоянии от токоведуших частей ВЛ 10 и ВЛ 110кВ до заземленных конструкций;

устройство надёжных заземлителей с нормируемой величиной сопротивления;

использования при выполнении строительно-монтажных работ машин и механизмов, в конструкции которых заложены принципы охраны труда;

выполнение строительно-монтажных работ по технологическим картам.

Строительство пунктов контроля гололедообразования вблизи действующих электроустановок, находящихся под напряжением, должно выполняться в соответствии с соблюдением нормируемых расстояний до работающих машин и механизмов, их надлежащего заземления и других мероприятий, обеспечивающих безопасное выполнение работ.

В тех случаях, когда требования в части расстояния от находящихся под напряжением элементов действующих электроустановок работающих механизмов выполнить нельзя, необходимо отключить и заземлить эти электроустановки. Количество, продолжительности и время таких отключений должны быть указаны в проекте производства работ, составленного подрядной организацией в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85 и согласованы энергосберегающей организацией.

При монтаже проводов под действующей линией электропередачи, находящейся под напряжением, необходимо выполнить мероприятия по предупреждению похлестывания монтируемых проводов.

Пожарная безопасность проектируемого объекта обеспечивается применением несгораемых конструкций, автоматическим отключением токов коротких замыканий, заземлением опор, соблюдением безопасных по схлестыванию расстояний между проводами разных фаз.

4.3.1 Технические и организационные мероприятия по снижению негативно опасных факторов на подстанции

В данном проекте рассмотрены технические и организационные меры по снижению негативных факторов на подстанции.

Для защиты персонала станции от поражения электрическим током предусматриваются следующие мероприятия по технике безопасности:

-для оборудования 110 и 10 кВ предусматривается заземление корпуса;

-заземлению подлежат корпуса трансформаторов, масляных выключателей, расположенных на территории станции, заземление подключается к общему контуру заземления;

-предусматривается периодический контроль изоляции;

-в целях исключения прикосновения или опасного приближения к неизолированным частям электрического оборудования предусматривается обеспечение безопасности людей следующим путём:

а) ограждением;

б) блокированием;

в) расположением токоведущих частей на недоступной высоте и в недоступном месте.

В целях предотвращения попадания посторонних лиц на территорию станции предусматривается ограждение решетчатым забором высотой 1,7 м.

Для предотвращения поражения персонала током весь переносной инструмент имеет рукоятки из изолирующего материала.

На станции имеется в наличии полный комплект индивидуальных средств защиты.

Для защиты оборудования и здания подстанции от прямого попадания молнии установлена группа стержневых молниеотводов. В качестве заземлителей используется заземляющее устройство станции. Отходящие линии электропередачи защищены от удара молнии по всей длине заземляющим тросом.

Организационные меры включают в себя:

Выделение работ перечнем, который необходимо выполнять в порядке текущей эксплуатации, а также работ по устным распоряжениям и наряд-допускам;

Подготовка рабочих мест;

Допуск бригад к работе;

Оформление перерывов в работе;

Надзор за выполнением ремонтных работ;

Прием ремонтных работ оперативным персоналом.

4.3.2 Расчет искусственного освещения в помещении дежурного подстанции (ДПС)

Расчет искусственного освещения производится методом коэффициента использования.

Исходные данные:

Длина помещения, А = 9 м.

Ширина помещения, В = 5 м.

Высота помещения, Н = 3,3 м.

Min освещенность выбирается Ен = 200 лк.

Коэффициент запаса КЗ = 1,5.

По отношению расстояния между осветительными приборами L к высоте подвеса светильников Нр для получения наибольшей равномерности освещения определяем индекс освещения i по формуле:

.

Определим высоту подвеса светильников:

Нр = Н – hc – hр,

где hр − высота рабочей поверхности над полом, hр = 0,7 м

hc − расстояние от светильников до перекрытия, hc = 0,15

Нр = 3,3 − 0,7 − 0,15 = 2,45 м,

Определим расстояние между светильниками: L = 1,

Нр = 1,3∙2,45= 3,2 м.

Находим число светильников в одном ряду по длине помещения:

nCB = A/L = 9: 3,2 = 2,8

Принимаем число светильников nCB = 3.

Число рядов: nряд = В/L = 5: 3,2 = 1,6.

Принимаем число рядов nряд = 2.

Находим общее число светильников:

NCB = nCB ∙ nряд = 2∙3 = 6 шт.

Определяем световой поток лампы:

,

где z − отношение средств освещенности, z = 1,2;

η − коэффициент светового потока для закрытых помещений,

η = 0,42.

Ближайший стандартный тип светильника по ТУОСШ 539 022 ПВЛМ 2 с лампами ЛТБ 40 – 4 , мощностью 40Вт.

4.3.3 Расчет заземляющего устройства ОРУ 110 кВ

Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок, а также обеспечивать эксплуатационные режимы работы

Основным требованием, предъявляемым к заземляющим устройствам, является то, что их сопротивление не должно превышать 0,5 Ом.

Исходные данные:

Площадь ОРУ 110 кВ – 44х36 м. Грунт в месте сооружения п/ст – суглинок, климатическая зона II. Время действия релейной защиты 0,12 с. Полное время отключения выключателя 0,08 с. Наибольший ток замыкания на землю 18,4 кА. Имеется искусственный заземлитель: система трос – опора с сопротивлением заземления 2 Ом (данные проведенных замеров).

а) Для стороны 110 кВ в соответствии с ПУЭ требуется сопротивление заземления 0,5 Ом.

б) Поскольку сопротивление естественного заземления 2 Ом больше сопротивления заземляющего устройства 0,5 Ом, значит необходимо сооружение искусственного заземления.

в) Сопротивление искусственного заземлителя:

Ом.

г) Рекомендуемое для расчетов удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя составляет r = 100 Ом, повышающие коэффициенты для климатической зоны II принимаем равным: 3,5 для горизонтальных электродов, длиной 4,3 м при глубине заложения их вершин 0,7м.

Расчетное удельное сопротивление:

Ом м,

Ом м.

д) Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода – трубы диаметром 20 мм, длиной 4,3 м при погружении его под землю на глубину 0,7 м:

где l – длина электрода, м;

d – диаметр электрода, м;

t – глубина заложения (расстояние от поверхности земли до середины электрода), м.

Ом.

е) Определим примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте их использования kИВЗ = 0,8:

шт.

ж) Определяем сопротивление растеканию тока горизонтальных электродов (полос 40х4 мм2), приваренных к верхним концам вертикальных электродов:

Где lП – периметр открытого распределительного устройства 110 кВ, м;

b – ширина полосы, м;

t – глубина заложения, м.

Ом.

з) Находим действительное сопротивление току горизонтальных электродов с учетом коэффициента (kИЗГ = 0,235):

Ом.

и) Уточняем сопротивление вертикальных электродов:

Ом.

к) Уточненное число вертикальных электродов (при kИВЗ = 0,38):

шт.

Окончательно принимаем к установке 85 электродов. Дополнительно к контуру по территории подстанции устанавливаем сетку из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8 – 1 м от оборудования, с поперечными связями через каждые 5 м.

Рисунок 5.1 - Схема заземляющего устройства

4.4 Пожарная безопасность

Меры обеспечения пожарной безопасности на подстанциях.

Пожарная безопасность означает состояние объекта, при котором исключается возможность возникновения пожара, а в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара, и обеспечивается защита материальных ценностей.

Пожарная безопасность электростанций и электрических сетей регламентируется строительными нормами и правилами, межотраслевыми правилами пожарной безопасности, отраслевыми стандартами и правилами пожарной безопасности на отдельных объектах.

Опасными факторами пожара для людей являются: открытый огонь, искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода, обрушение и повреждение зданий и сооружений, установок, а также взрыв.

Организационными мероприятиями по обеспечению пожарной безопасности являются: обучение рабочих и служащих правилам пожарной безопасности; разработка и реализация норм и правил пожарной безопасности, инструкций о порядке работы с пожароопасными веществами изготовление и применению средств наглядной агитации по обеспечению пожарной безопасности. Иной мерой по обеспечению пожарной безопасности является организация пожарной охраны объекта, предусматривающей профилактическое и оперативное обслуживание охраняемых объектов.

Обеспечение пожарной безопасности на подстанциях, основные требования.

Помещение и оборудование должны постоянно содержатся в чистоте и систематически очищаться от пыли, мусора и отходов

Запрещено загромождение проходов, пожарных проездов и подступов к первичным средствам пожаротушения

Весь персонал обязан уметь пользоваться противопожарным инвентарем и средствами пожаротушения.

Каждый работник проходит инструктаж, обучение и проверку знаний по соблюдению мер пожарной безопасности в соответствии с требованиями “Правил работы с персоналом на предприятиях“

При приеме смены в процессе обхода оборудования дежурный персонал производит осмотр состояния помещения и оборудования с точки зрения пожарной безопасности, а также укомплектованность пожарных щитов. Пожарные щиты должны быть закрыты специальной рамой с металлической сеткой и опломбированы тонкой проволокой, срываемой без больших усилий.

Запрещено закрывать раму на замок.

Краткое описание средств пожаротушения на подстанциях.

1) первичные средства пожаротушения, включающие в себя пожарные рукава, стволы, пенные и углекислотные огнетушители, ящики с песком.

2) передвижные углекислотные огнетушители ОУ – 80 и ОУ – 25,

передвижной воздушно-пенный огнетушитель ОВП – 100

3) огнетушитель порошковый автоматический ОПА – 100

4.4.1 Назначение первичных средств пожаротушения

1) Песок следует использовать для тушения загораний и небольших очагов пожаров горючих жидкостей и ограничения их растеканий. Тушение песком производить набрасыванием его на горящую поверхность. Песок должен быть сухим без комков и посторонних примесей, хранится в металлических ящиках, укомплектованных совковой лопатой. Два раза в год песок необходимо перемешивать и удалять мусор и комки.

2) Углекислотные огнетушители применяются для тушения возгораний различных веществ и материалов и заряжены сжиженным углекислотным газом. Углекислота не проводит ток, поэтому углекислотные огнетушители можно применять для тушения пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением не более 10000В, с расстояния не менее одного метра.

К ручным огнетушителям относятся углекислотные ОУ – 5 с болонами емкостью до пяти литров.

К передвижным относиться УО – 25 (на тележке установлен один баллон вместимостью 25 литров) и УО – 80 (на тележке установлено два баллона вместимостью 40 литров)

3) Огнетушитель воздушно-пенный передвижной ОВП предназначен для тушения загораний и начинающихся пожаров, различных веществ и материалов, за исключением щелочных металлов, веществ, горение которых происходит без доступа воздуха, электроустановок находящихся под напряжением.

4)Огнетушитель порошковый ОП – 10 предназначен для гашения горящих твердых веществ и электроустановок до 1000В.

4.4.2 Порядок тушения пожара

1) При возникновении пожара на энергетическом объекте первый заметивший загорание, должен немедленно сообщить начальнику смены подстанции, а при наличии связи немедленно сообщить в пожарную охрану или приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения. Оперативный персонал, получивший сообщение о пожаре, должен сообщить начальнику смены и потребовать от него обесточивания оборудования в районе пожара находящегося под напряжением выше 0,4 кВ.

До прибытия подразделений ГПС МВД России, руководителем тушении пожара является начальник смены подстанции, который обязан организовать:

а) удаление с места пожара всех посторонних лиц;

б) установление места пожара, возможные пути его распространения и образования новых очагов горения;

в) выполнение подготовительных работ с целью обеспечения эффективного тушения пожара;

г) тушение пожара персоналом и средствами пожаротушения энергетического объекта;

д) встречу подразделения ГПС МВД России лицом, хорошо знающим безопасные маршруты движения, расположение водоисточников, места заземления пожарной техники. После прибытия на место пожара первого подразделение ГПС МВД России руководителем тушения пожара является старший начальник этого подразделения. Руководитель тушения пожара имеет право приступить к тушению электрооборудования под напряжением только после получения письменного допуска на тушение, и инструктажа личного состава пожарных подразделений представителями энергетического объекта;

ж) При возникновении пожара в энергетических установках или на вспомогательном оборудовании, который угрожает нагреву металлических конструкций, перекрытий должны быть немедленно приняты меры к их охлаждению с соблюдением мер безопасности. Перед этим необходимо обесточить питание освещения.

4.4.3 Порядок тушения пожара в электроустановках

1. Руководителем тушения пожара в электроустановках до прибытия пожарных является начальник смены. По прибытии пожарного подразделения, старший принимает на себя руководство тушением пожара.

2. Загорания в электроустановках под напряжением ликвидируются персоналом энергетического объекта с помощью ручных и передвижных огнетушителей см. таблицу 2.

3. Отключение присоединений, на которых горит оборудование, может производиться дежурным персоналом энергетического объекта без предварительного получения разрешения вышестоящего лица, осуществляющего оперативное руководство, но с последующим его уведомлением.

Таблица 4.2 - Типы используемых огнетушителей при пожаре в электроустановках

Напряжение, кВ	Тип огнетушителя
до 0,4	хладановый
до 1,0	порошковый
до 10,0	углекислотный

При тушении электроустановок, находящихся под напряжением персонал, состав пожарной охраны обязан выполнять следующие требования:

а) работать со средствами пожаротушения в диэлектрических перчатках и ботах (сапогах), а при заземлении − СИЗ органов дыхания;

б) находиться на безопасном расстоянии от электроустановок;

в) заземлить пожарный ствол и насос пожарного автомобиля;

4. Тушение пожаров в электоустановках, находящихся под любым напряжением, всеми видами пен и с помощью ручных средств запрещается, так как пена и раствор пенообразователя в воде обладают повышенной электропроводимостью.

4.4.4 Особенности тушения пожаров на электрооборудовании

При взрыве или пожаре трансформатора, последний должен быть отключен со всех сторон. После снятия напряжения производить пожаротушение. Целесообразно использовать распыленную воду и огнетушащий порошок, подаваемый отдельно или в комбинациях.

Для ликвидации очага пожара должны быть приняты меры, предотвращающие растекание трансформаторного масла.

Во время тушения горящих кабелей напряжением выше 1000В, работающий с пожарным стволом должен направлять распыленную струю воды через дверной проём или люк, не заходя в отсек с горящими кабелями.

Одновременно с тушением пожара персонал должен принять меры к возможно быстрому снятию напряжения с кабелей, находящихся в зоне пожара (в первую очередь с кабелей, имеющих более высокое напряжение)

После ликвидации пожара или очага загорания прикасаться к кабелям разрешается только после полного снятия напряжения как с силовых, так и с контрольных кабелей.

4.4.5 Щиты управления напряжением до 0,4 кВ

Щиты управления являются наиболее ответственной частью электрической установки, поэтому наибольшее внимание при тушении пожара должно быть обращено на сохранение в целостности, установленной на них, аппаратуры.

При загорании кабелей, проводов и аппаратуры на панелях щита управления, оперативный персонал должен, по возможности, снять напряжение с панелей, на которых возник пожар, и переступить к тушению пожара, не допуская перехода огня на соседние панели.

При этом применяются углекислотные огнетушители, а также распыленная вода.

Случае тушения пожара без снятия напряжения, при применении углекислотных огнетушителей, не допускается прикосновение к кабелям, проводам и аппаратуре, а при применении распыленной воды без снятия напряжения должны соблюдаться допустимые расстояния.

При тушении углекислотным огнетушителем должно соблюдаться расстояние не менее 1м.

4.5 Возможные чрезвычайные ситуации на подстанциях

Чрезвычайная ситуация (ЧС) − внешне неожиданная обстановка, характеризующаяся резким нарушением установившегося процесса и оказывающая отрицательное воздействие на жизнедеятельность человека, функционирование экономики, социальную сферу, окружающую среду.

В мирное время ЧС могут возникнуть в результате производственных аварий, катастроф, стихийных бедствий, диверсий или факторов военно-политического характера.

На электроэнергетических производствах ЧС бывают как техногенного, так и природного происхождения. Производственная авария внезапная остановка работы или нарушение установленного процесса производства на промышленных предприятиях и энергетических объектах, которые приводят к повреждению зданий, материальных ценностей, оборудования, поражению людей.

К производственным авариям на п/ст относятся: остановка работы электрооборудования в результате его поломки или неисправности, например, обрыв изолятора, падение опоры или столба линий электропередачи, возникновение пожара в результате которого замыкания.

К природным авариям относятся: разрушение вследствие удара молнии, то есть вследствие грозы, обрыв фазы на линиях электропередач в результате штурмового ветра, обледенение проводов линий электропередач.

Выводы:

В разделе БЖД было выполнено следующее:

-произведен анализ опасных и негативных факторов на п/ст;

-предложены технические и организационные меры по снижению опасных и негативных факторов на п/ст;

-произведен расчет искусственного освещения в помещении дежурного п\ст;

-произведен расчет заземляющего устройства п/ст;

-освещены меры обеспечения по пожарной безопасности; первичные средства пожаротушения, порядок и особенности тушения пожара в электроустановках.

-перечислены возможные ЧС на п/ст.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок., - М.: Энергоатомиздат, 7 – е изд, 2003. – 745 с.

2. Безопасность и охрана труда: Учеб. пособие для вузов/ Под. ред. О. Н. Русака. Изд-во МАНЭБ, 2001.- 279 с.

3. Федеральный закон о техническом регулировании 18.12 2002 г.

4. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках - М.: Энергоатомиздат, 1984. 448 с.

5. Гринин А.С., Новиков В.Н. Безопасность жизнедеятельности. Учебн. пособие.- М.: 2002.- 285 с.

6. СНиП 23.05-95 Естественное и искусственное освещение: Строительные нормы и правила. - СПб.: 2003. - 32 с

7. НПБ 105-95, СНиП 21-01-97, ГОСТ 12.1.004-91.

8. Новиков С.И., Казьмина Г.В. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по курсу «Безопасность жизнедеятельности» Новочеркасск: 2003.-25 с.

9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: РД 34.20.501-95.-16 - е изд, перераб. И доп. - М.: СПО ОРГРЭС, 2003.-333 с.

10. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей / М-во энергетики РФ, 2003 г.

11. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок / М-во энергетики РФ: РД-153-34.0-03.150-00, 2001 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте в соответствии с заданием выполнен расчет развития электрической сети района энергосистемы в связи с появлением нового узла нагрузки.

В первом разделе было разработано развитие трёх вариантов электрической сети, для которых были произведены технико-экономические расчеты. После чего было выполнено технико-экономическое сравнение вариантов. При выборе исходили из соображений надёжности, т. к. разница между затратами этих вариантов составляет менее 5%. Дальнейшие расчеты производили для третьего варианта.

Анализ результатов расчёта показал, что выбранный вариант развития сети является работоспособным, и обеспечивает надёжность снабжения потребителей электрической энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.

Приведенные народнохозяйственные затраты составляют:

92 953,97 тыс. руб.

Во втором разделе были рассчитаны токи КЗ на шинах высокого и низкого напряжения. Далее осуществлялся выбор основного оборудования и токоведущих частей проектируемой подстанции П25, и проверка выбранных элементов по режиму КЗ.

В третьем разделе было произведено экономическое обоснование необходимости строительства новой подстанции. Результаты расчёта показали, что инвестирование данного проекта выгодно.

В четвертом разделе произведены расчеты заземляющего устройства подстанции и искусственного освещения в помещении дежурного подстанции, предложены технические и организационные меры по снижению опасных и негативных факторов на подстанции, освещены меры обеспечения пожарной безопасности; перечислены возможные ЧС на подстанции.

В целом, данная электрическая сеть может быть применена для обеспечения электрической энергией потребителей и обладает возможностью дальнейшего развития, с увеличением числа подстанций и потребителей электрической энергии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства электроустановок М,: Энергоатомиздат, 1986.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. «Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М.: Энергоатомиздат. 1989.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. -332 с

4. Рожкова А. Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергия, 1980.

5. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы. - М.: Энергия, 1970.

6. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов,– М.: Энергоатомиздат, 1989.

7. Методические указания к организационно-экономической части дипломных проектов. / Составители.: В. И. Свешников, Н. А. Пономарёва/ Юж.-Рос. гос.техн. ун-т, Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005,35-с.

8. Логанчук JLM. Методические указания по проектированию заземляющих устройств электростанций и подстанций. Новочеркасск НГТУ, 1994.

9. Методические указания к расчёту наружного освещения в разделе "Охрана труда" дипломных проектов. / Составители.: С. А. Кузьмичёв, Г. Е. Шумакова; НГМА, Новочеркасск, 1999. - 34 с.

10. Денисенко Г.Ф. Охрана труда. - М.:Высшая школа, 1985.

11. Теняков Е.И. Общие требования и правила оформления текстовых документов в учебном процессе. Юж.-Рос. гос.техн. ун-т, Новочеркасск:ЮРГТУ,1999.29с.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ СЕТИ

Приложение Б.1 Расчёт максимального и послеаварийного режимов первого варианта развития сети

Узлы

Тип	Номер	Uном	Pн	Qн	P_г	Q_г	V	Delta
База	101	500			702.3	-2809.9	500
Нагр	102	220	215	100			231.09	-3.36
Нагр	201	220	124	60			215.78	-8.05
Нагр	202	110	20	8			112.44	-10.7
Нагр	203	14					13.59	-8.05
Нагр	204	10					11.04	-10.71
Нагр	205	220					212.22	-10.71
Нагр	301	220					219.64	-6.76
Нагр	302	10	16	7			11.11	-9.82
Нагр	303	10	15	6			11.16	-9.62
Нагр	401	10	1.1	0.5			11.05	-14.29
Нагр	402	110					111.19	-11.73
Нагр	403	110					111.25	-11.7
Нагр	501	10	1.3	0.6			11.1	-15.08
Нагр	502	110					110.22	-11.98
Нагр	503	110					110.27	-11.97
Нагр	601	6	3	1.4			6.39	-15.17
Нагр	602	110					109.96	-12.04
Нагр	701	6	1.3	0.6			6.39	-15.13
Нагр	702	110					110.04	-12.02
Нагр	703	110					110.05	-12.02
Нагр	801	110					110.16	-12
Нагр	802	10	2.6	1.2			11.04	-14.7
Нагр	803	6	3.3	1.3			6.3	-15.45
Нагр	901	10	4.7	2.2			11.1	-14.32
Нагр	902	10	4.8	2.3			11.08	-14.39
Нагр	903	110					111.08	-11.28
Нагр	1001	6	5.1	2.2			6.34	-14.55
Нагр	1002	6	4.5	1.9			6.33	-14.81
Нагр	1003	110					110.17	-11.85
Нагр	1004	6	5.2	2			6.36	-14.61
Нагр	1101	220	85	41			211.66	-9.32
Нагр	1102	110	30	14			112.77	-11.83
Нагр	1201	110					112.3	-10.82
Нагр	1202	10	12.3	5.3			11.02	-13.97
Нагр	1203	110					112.33	-10.8
Нагр	1301	110					110.67	-11.44
Нагр	1302	35	8.2	3.8			36.38	-14.62
Нагр	1303	6	6.9	3.8			6.36	-15.53
Нагр	1304	110					107.1	-14.65
Нагр	1305	110					111.91	-11.09
Нагр	1401	6	3	1.5			6.4	-14.46
Нагр	1402	110					112.12	-11.45
Нагр	1403	110					112.13	-11.45
Нагр	1501	110					111.87	-12.28
Нагр	1502	35	2.1	1			36.34	-13.94
Нагр	1503	10	2	0.9			11.08	-14.43
Нагр	1504	110					110.17	-13.95
Нагр	1601	110					112.21	-12.12
Нагр	1602	10	5.4	2.5			11.03	-14.82
Нагр	2501	110					109.61	-12.3
Нагр	2502	10	13	6			11.01	-16.69
Нагр	2601	220	50	20			220.98	-6.68
Нагр	2602	110	40	15			115.37	-10.5

Ветви

Тип	Nнач	Nкон	R	X	G	B	Kт	Pнач	Qнач
Тр-р	101	102	0.33	20.4	1.5	24	0.478	-701	-421
ЛЭП	102	2601	6.7	29.4		-180.8		-114	-52
ЛЭП	102	301	2.1	9.3		-57.3		-372	-209
Тр-р	2601	2602	1.4	52	2.6	11.9	0.54	-62	-32
ЛЭП	2602	403	11.4	19.2		-119		-21	-11
ЛЭП	403	402	4.1	7		-43.6		-1
Тр-р	402	401	42.6	508.2	0.5	3.1	0.102	-1	-1
ЛЭП	403	503	2.7	4.6		-28.7		-20	-12
Тр-р	301	302	5.6	158.7	0.9	6.8	0.052	-16	-8
Тр-р	301	303	5.6	158.7	0.9	6.8	0.052	-15	-7
ЛЭП	301	201	0.8	3.6		-21.9		-333	-164
Тр-р	201	203	0.77	32.2	3.4	15.4	0.063		-1
Тр-р	201	205	0.2	25.5	2.7	23.6	1	-84	-32
Тр-р	205	204	0.4	45.1			0.052
Тр-р	205	202	0.2				0.53	-83	-27
ЛЭП	201	1101	2.2	9.4		-230.2		-123	-62
ЛЭП	202	1203	0.2	0.7		-4.8		-33	-8
ЛЭП	202	903	3.2	5.3		-33.3		-30	-11
ЛЭП	503	502	2.6	3.7		-22.4		-1
Тр-р	502	501	42.6	508.2	0.5	3.1	0.104	-1	-1
ЛЭП	503	801	0.3	0.6		-3.7		-18	-12
Тр-р	801	802	14.7	220.4	0.9	3.8	0.103	-3	-1
Тр-р	801	803	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2
ЛЭП	801	1003	1.7	5.8		-40.2		5	-1
ЛЭП	801	703	1.9	2		-11.5		-4	-2
ЛЭП	801	2501	1.8	5.6		-161.8		-13	-6
Тр-р	2501	2502	4	69.5	2.1	10.6	0.105	-13	-7
ЛЭП	703	702	0.03	0.03		-1.5		-1	-1
Тр-р	702	701	42.6	508.2	0.5	3.1	0.06	-1	-1
ЛЭП	703	602	1.9	2		-11.5		-3	-2
Тр-р	602	601	14.7	220.4	0.9	3.8	0.06	-3	-2
Тр-р	903	902	7.95	139	1.1	5.3	0.103	-5	-3
Тр-р	903	901	8	139	1.1	5.3	0.103	-5	-3
ЛЭП	903	1003	3.1	6.9		-44.8		-20	-5
Тр-р	1003	1001	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-3
Тр-р	1003	1004	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-2
Тр-р	1003	1002	8	139	1.1	5.3	0.059	-5	-2
Тр-р	1101	1102	1.4	52	1.7	11.9	0.55	-37	-27
ЛЭП	1102	1403	7.3	12.6		-78.2		2	-7
ЛЭП	1102	1601	3.2	8.1		-53.9		-10	-4
Тр-р	1601	1602	7.4	110.2	1.7	7.6	0.101	-5	-3
ЛЭП	1601	1501	4.9	10.5		-67.2		-4	-1
Тр-р	1501	1504	2.6	88.9	1.3	8.3	1	-4	-2
Тр-р	1504	1502	2.6				0.33	-2	-1
Тр-р	1504	1503	2.6	52			0.101	-2	-1
ЛЭП	1203	1305	1.9	3.2		-20		-21	-2
ЛЭП	1203	1201	0.1	0.3		-2.2		-12	-6
Тр-р	1201	1202	2.5	55.9	2	13.2	0.101	-12	-6
ЛЭП	1305	1301	4.5	7.7		-47.9		-15	-9
Тр-р	1301	1304	1.3	44.5	3.5	24.2	1	-15	-9
Тр-р	1304	1302	1.3				0.34	-8	-4
Тр-р	1304	1303	1.3	26			0.06	-7	-4
ЛЭП	1305	1403	5	8.6		-53.5		-6	6
ЛЭП	1403	1402	0.3	0.5		-3.2		-3	-2
Тр-р	1402	1401	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2

Узлы+Ветви

Номер		V	Delta	P_н	Q_г	Р_г	Q_г	V_зд	Qmin	Qmax
Ny		V_2	dDelta	Р_л	Q_л	dР	dQ	I_л	Pш	Qш
101		500				702.3	-2809.9
102		231.1	-3.4	-701	-402	0,88	54.11	944	0.38	6
102		231.09	-3.36	215	100
101		500	3,4	700	360	0,88	54.11	1967	0.38	6
2601		221	-3.3	-114	-52	2.02	8.86	312		-9.24
301		219.6	-3.4	-372	-209	7.17	31.73	1065		-2.91
201		215.78	-8.05	124	60
301		219.6	1.3	331	155	2.29	10.3	978	0	-1.04
203		13.6	0	-0	-1	0	0	2	0.16	0.72
205		212.2	-2.7	-84	-32	0.03	4.36	240	0.13	1.1
1101		211.7	-1.3	-123	-62	0.93	3.97	369		-10.52
202		112.44	-10.7	20	8
205		212.2	-0	83	27	0.03		450
1203		112.3	-0.1	-33	-8	0.02	0.07	177		-0.06
903		111.1	-0.6	-30	-11	0.26	0.43	164		-0.42
203		13.59	-8.05
201		215.8	-0	-0	-0	0	0	0	0.16	0.72
204		11.04	-10.71
205		212.2	-0	-0	-0	0	0	0
205		212.22	-10.71
201		215.8	2.7	83	27	0.03	4.36	233	0.13	1.1
204		11	0	0	0	0	0	0
202		112.4	0	-83	-27	0.03		239
301		219.64	-6.76
102		231.1	3.4	364	180	7.17	31.73	1068		-2.91
302		11.1	-3.1	-16	-8	0.04	1.06	48	0.04	0.33
303		11.2	-2.9	-15	-7	0.03	0.9	44	0.04	0.33
201		215.8	-1.3	-333	-164	2.29	10.31	977	0	-1.04
302		11.11	-9.82	16	7
301		219.6	3.1	16	7	0.04	1.06	907	0.04	0.33
303		11.16	-9.62	15	6
301		219.6	2.9	15	6	0.03	0.9	836	0.04	0.33
401		11.05	-14.29	1.1	0.5
402		111.2	2.6	1	0	0.01	0.06	63	0.01	0.04
402		111.19	-11.73
403		111.3	0	1	1	0	0	7	0	-0.54
401		11	-2.6	-1	-1	0.01	0.06	7	0.01	0.04
403		111.25	-11.7
2602		115.4	1.2	21	12	0.52	0.87	125		-1.53
402		111.2	-0	-1	-0	0	0	6	0	-0.54
503		110.3	-0.3	-20	-12	0.12	0.2	119	-0	-0.35
501		11.1	-15.08	1.3	0.6
502		110.2	3.1	1	1	0.01	0.09	75	0.01	0.04
502		110.22	-11.98
503		110.3	0	1	1	0	0	8		-0.27
501		11.1	-3.1	-1	-1	0.01	0.09	8	0.01	0.04
503		110.27	-11.97
403		111.3	0.3	20	12	0.12	0.2	120	-0	-0.35
502		110.2	-0	-1	-0	0	0	7		-0.27
801		110.2	-0	-18	-12	0.01	0.02	113		-0.04
601		6.39	-15.17	3	1.4
602		110	3.1	3	1	0.01	0.21	299	0.01	0.05
602		109.96	-12.04
703		110	0	3	2	0	0	18		-0.14
601		6.4	-3.1	-3	-2	0.01	0.21	18	0.01	0.05
701		6.39	-15.13	1.3	0.6
702		110	3.1	1	1	0.01	0.09	129	0.01	0.04
702		110.04	-12.02
703		110	0	1	1	0	0	8	0	-0.02
701		6.4	-3.1	-1	-1	0.01	0.09	8	0.01	0.04
703		110.05	-12.02
801		110.2	0	4	2	0	0	26	0	-0.14
702		110	-0	-1	-1	0	0	8	0	-0.02
602		110	-0	-3	-2	0	0	18		-0.14
801		110.16	-12
503		110.3	0	18	12	0.01	0.02	114		-0.04
802		11	-2.7	-3	-1	0.01	0.16	16	0.01	0.05
803		6.3	-3.5	-3	-2	0.02	0.24	19	0.01	0.05
1003		110.2	0.2	5	-1	0	0.01	28	-0	-0.49
703		110	-0	-4	-2	0	0	25	0	-0.14
2501		109.6	-0.3	-13	-6	0.03	0.1	75		-1.95
802		11.04	-14.7	2.6	1.2
801		110.2	2.7	3	1	0.01	0.16	150	0.01	0.05
803		6.3	-15.45	3.3	1.3
801		110.2	3.5	3	1	0.02	0.24	325	0.01	0.05
901		11.1	-14.32	4.7	2.2
903		111.1	3	5	2	0.02	0.32	270	0.01	0.07
902		11.08	-14.39	4.8	2.3
903		111.1	3.1	5	2	0.02	0.34	277	0.01	0.07
903		111.08	-11.28
202		112.4	0.6	30	11	0.26	0.43	164		-0.42
902		11.1	-3.1	-5	-3	0.02	0.34	29	0.01	0.07
901		11.1	-3	-5	-3	0.02	0.32	26	0.01	0.07
1003		110.2	-0.6	-20	-5	0.11	0.25	109		-0.55
1001		6.34	-14.55	5.1	2.2
1003		110.2	2.7	5	2	0.01	0.3	506	0.01	0.08
1002		6.33	-14.81	4.5	1.9
1003		110.2	3	4	2	0.02	0.29	446	0.01	0.06
1003		110.17	-11.85
801		110.2	-0.2	-5	2	0	0.01	29	-0	-0.49
903		111.1	0.6	20	6	0.11	0.25	110		-0.55
1001		6.3	-2.7	-5	-3	0.01	0.3	30	0.01	0.08
1004		6.4	-2.8	-5	-2	0.01	0.3	30	0.01	0.08
1002		6.3	-3	-5	-2	0.02	0.29	27	0.01	0.06
1004		6.36	-14.61	5.2	2
1003		110.2	2.8	5	2	0.01	0.3	506	0.01	0.08
1101		211.66	-9.32	85	41
201		215.8	1.3	122	68	0.93	3.97	382		-10.52
1102		112.8	-2.5	-37	-27	0.07	2.43	126	0.08	0.53
1102		112.77	-11.83	30	14
1101		211.7	2.5	37	24	0.07	2.43	227	0.08	0.53
1403		112.1	0.4	2	-7	0.03	0.06	36	-0	-0.99
1601		112.2	-0.3	-10	-4	0.03	0.07	53	0	-0.68
1201		112.3	-10.82
1203		112.3	0	12	6	0	0	71		-0.03
1202		11	-3.2	-12	-6	0.04	0.84	71	0.03	0.17
1202		11.02	-13.97	12.3	5.3
1201		112.3	3.2	12	5	0.04	0.84	702	0.03	0.17
1203		112.33	-10.8
202		1124	0.1	33	8	0.02	0.07	177		-0.06
1305		111.9	-0.3	-21	-2	0.07	0.11	108	-0	-0.25
1201		1123	-0	-12	-6	0	0	71		-0.03
1301		110.67	-11.44
1305		111.9	0.4	15	9	0.11	0.19	93	0	-0.59
1304		107.1	-3.2	-15	-9	0.03	1.12	93	0.04	0.3
1302		36.38	-14.62	8.2	3.8
1304		107.1	-0	8	4	0.01		143
1303		6.36	-15.53	6.9	3.8
1304		107.1	0.9	7	4	0.01	0.14	715
1304		107.1	-14.65
1301		110.7	3.2	15	8	0.03	1.12	92	0.04	0.3
1302		36.4	0	-8	-4	0.01		49
1303		6.4	-0.9	-7	-4	0.01	0.14	43
1305		111.91	-11.09
1203		112.3	0.3	21	2	0.07	0.11	108	-0	-0.25
1301		110.7	-0.4	-15	-9	0.11	0.19	91	0	-0.59
1403		112.1	-0.4	-6	6	0.03	0.05	44	-0	-0.67
1401		6.4	-14.46	3	1.5
1402		112.1	3	3	1	0.01	0.21	302	0.01	0.05
1402		112.12	-11.45
1403		112.1	0	3	2	0	0	18		-0.04
1401		6.4	-3	-3	-2	0.01	0.21	18	0.01	0.05
1403		112.13	-11.45
1102		112.8	-0.4	-3	8	0.03	0.06	41	-0	-0.99
1305		111.9	0.4	6	-6	0.03	0.05	42	-0	-0.67
1402		112.1	-0	-3	-2	0	0	18		-0.04
1501		111.87	-12.28
1601		112.2	0.2	4	2	0.01	0.02	24	-0	-0.84
1504		110.2	-1.7	-4	-2	0	0.15	24	0.02	0.1
1502		36.34	-13.94	2.1	1
1504		110.2	-0	2	1	0		37
1503		11.08	-14.43	2	0.9
1504		110.2	0.5	2	1	0	0.02	114
1504		110.17	-13.95
1501		111.9	1.7	4	2	0	0.15	24	0.02	0.1
1502		36.3	0	-2	-1	0		12
1503		11.1	-0.5	-2	-1	0	0.02	12
1601		112.21	-12.12
1102		112.8	0.3	10	4	0.03	0.07	54	0	-0.68
1602		11	-2.7	-5	-3	0.02	0.33	32	0.02	0.1
1501		111.9	-0.2	-4	-1	0.01	0.02	22	-0	-0.84
1602		11.03	-14.82	5.4	2.5
1601		112.2	2.7	5	2	0.02	0.33	312	0.02	0.1
2501		109.61	-12.3
801		110.2	0.3	13	7	0.03	0.1	79		-1.95
2502		11	-4.4	-13	-7	0.07	1.3	79	0.03	0.13
2502		11.01	-16.69	13	6
2501		109.6	4.4	13	6	0.07	1.3	751	0.03	0.13
2601		220.98	-6.68	50	20
102		231.1	3.3	112	52	2.02	8.86	322		-9.24
2602		115.4	-3.8	-62	-32	0.14	5.07	181	0.13	0.58
2602		115.37	-10.5	40	15
2601		221	3.8	61	26	0.14	5.07	334	0.13	0.58
403		111.3	-1.2	-21	-11	0.52	0.87	121		-1.53

Районы+Потери

Район	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП	Ш_Тр
Uном	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Корона	ХХ_тр-р
500	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21
220	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21
110	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21
35	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21
10	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21
6	15.32	13.76	1.56	1.21	0	1.21

Токовая загрузка новой ЛЭП в максимальном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	75	79	ВН

Токовая загрузка новой ЛЭП в послеаварийном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	96	100	ВН

Приложение Б.2 Расчёт максимального и послеаварийного режимов второго варианта развития сети

Ветви

Тип	Nнач	Nкон	R	X	G	B	Kт	Pнач	Qнач
Тр-р	101	102	0.33	20.4	1.5	24	0.478	-701	-419
ЛЭП	102	2601	6.7	29.4		-180.8		-113	-50
ЛЭП	102	301	2.1	9.3		-57.3		-372	-209
Тр-р	2601	2602	1.4	52	2.6	11.9	0.54	-61	-31
ЛЭП	2602	403	11.4	19.2		-119		-21	-10
ЛЭП	403	402	4.1	7		-43.6		-1
Тр-р	402	401	42.6	508.2	0.5	3.1	0.101	-1	-1
ЛЭП	403	503	2.7	4.6		-28.7		-19	-11
Тр-р	301	302	5.6	158.7	0.9	6.8	0.052	-16	-8
Тр-р	301	303	5.6	158.7	0.9	6.8	0.051	-15	-7
ЛЭП	301	201	0.8	3.6		-21.9		-334	-164
Тр-р	201	203	0.77	32.2	3.4	15.4	0.063		-1
Тр-р	201	205	0.2	25.5	2.7	23.6	1	-84	-31
Тр-р	205	204	0.4	45.1			0.052
Тр-р	205	202	0.2				0.53	-83	-26
ЛЭП	201	1101	2.2	9.4		-230.2		-124	-64
ЛЭП	202	1203	0.2	0.7		-4.8		-35	-10
ЛЭП	202	903	3.2	5.3		-33.3		-28	-8
ЛЭП	503	502	2.6	3.7		-22.4		-1
Тр-р	502	501	42.6	508.2	0.5	3.1	0.103	-1	-1
ЛЭП	503	801	0.3	0.6		-3.7		-18	-11
Тр-р	801	802	14.7	220.4	0.9	3.8	0.102	-3	-1
Тр-р	801	803	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2
ЛЭП	801	1003	1.7	5.8		-40.2		4	-4
ЛЭП	801	703	1.9	2		-11.5		-4	-2
ЛЭП	801	2501	3.5	11.2		-80.9		-11	-2
ЛЭП	2501	1501	4.4	14.7		-102		2	4
Тр-р	2501	2502	4	69.5	2.1	10.6	0.105	-13	-7
ЛЭП	703	702	0.03	0.03		-1.5		-1	-1
Тр-р	702	701	42.6	508.2	0.5	3.1	0.059	-1	-1
ЛЭП	703	602	1.9	2		-11.5		-3	-2
Тр-р	602	601	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2
Тр-р	903	902	7.95	139	1.1	5.3	0.102	-5	-3
Тр-р	903	901	8	139	1.1	5.3	0.102	-5	-3
ЛЭП	903	1003	3.1	6.9		-44.8		-19	-3
Тр-р	1003	1001	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-3
Тр-р	1003	1004	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-2
Тр-р	1003	1002	8	139	1.1	5.3	0.059	-5	-2
Тр-р	1101	1102	1.4	52	1.7	11.9	0.55	-38	-29
ЛЭП	1102	1403	7.3	12.6		-78.2		4	-5
ЛЭП	1102	1601	3.2	8.1		-53.9		-12	-7
Тр-р	1601	1602	7.4	110.2	1.7	7.6	0.102	-5	-3
ЛЭП	1601	1501	4.9	10.5		-67.2		-6	-5
Тр-р	1501	1504	2.6	88.9	1.3	8.3	1	-4	-2
Тр-р	1504	1502	2.6				0.33	-2	-1
Тр-р	1504	1503	2.6	52			0.102	-2	-1
ЛЭП	1203	1305	1.9	3.2		-20		-22	-3
ЛЭП	1203	1201	0.1	0.3		-2.2		-12	-6
Тр-р	1201	1202	2.5	55.9	2	13.2	0.101	-12	-6
ЛЭП	1305	1301	4.5	7.7		-47.9		-15	-9
Тр-р	1301	1304	1.3	44.5	3.5	24.2	1	-15	-9
Тр-р	1304	1302	1.3				0.34	-8	-4
Тр-р	1304	1303	1.3	26			0.06	-7	-4
ЛЭП	1305	1403	5	8.6		-53.5		-7	5
ЛЭП	1403	1402	0.3	0.5		-3.2		-3	-2
Тр-р	1402	1401	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2

Потери

Район	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП	Ш_Тр
Uном	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Корона	ХХ_тр-р
500	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21
220	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21
110	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21
35	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21
10	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21
6	15.25	13.7	1.56	1.21	-0	1.21

Токовая загрузка новых ЛЭП в максимальном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	58	59	ВН
2501	1501	П25-П15	26	20	ВН

Токовая загрузка новых ЛЭП в послеаварийном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	402	405	ВН
2501	1501	П25-П15	319	322	ВН

Приложение Б3 Расчёт максимального и послеаварийного режимов третьего варианта развития сети

Ветви

Тип	Nнач	Nкон	R	X	G	B	Kт	Pнач	Qнач
Тр-р	101	102	0.33	20.4	1.5	24	0.478	-701	-419
ЛЭП	102	2601	6.7	29.4		-180.8		-112	-49
ЛЭП	102	301	2.1	9.3		-57.3		-372	-210
Тр-р	2601	2602	1.4	52	2.6	11.9	0.539	-60	-30
ЛЭП	2602	403	11.4	19.2		-119		-20	-10
ЛЭП	403	402	4.1	7		-43.6		-1
Тр-р	402	401	42.6	508.2	0.5	3.1	0.101	-1	-1
ЛЭП	403	503	2.7	4.6		-28.7		-19	-10
Тр-р	301	302	5.6	158.7	0.9	6.8	0.052	-16	-8
Тр-р	301	303	5.6	158.7	0.9	6.8	0.052	-15	-7
ЛЭП	301	201	0.8	3.6		-21.9		-334	-165
Тр-р	201	203	0.77	32.2	3.4	15.4	0.065		-1
Тр-р	201	205	0.2	25.5	2.7	23.6	1	-83	-30
Тр-р	205	204	0.4	45.1			0.052
Тр-р	205	202	0.2				0.53	-83	-26
ЛЭП	201	1101	2.2	9.4		-230.2		-124	-65
ЛЭП	202	1203	0.2	0.7		-4.8		-36	-10
ЛЭП	202	903	3.2	5.3		-33.3		-28	-7
ЛЭП	503	502	2.6	3.7		-22.4		-1
Тр-р	502	501	42.6	508.2	0.5	3.1	0.103	-1	-1
ЛЭП	503	801	0.3	0.6		-3.7		-17	-10
Тр-р	801	802	14.7	220.4	0.9	3.8	0.102	-3	-1
Тр-р	801	803	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2
ЛЭП	801	1003	1.7	5.8		-40.2		3	-4
ЛЭП	801	703	1.9	2		-11.5		-4	-2
ЛЭП	801	2501	3.5	11.2		-80.9		-10	-1
ЛЭП	2501	1601	3.9	13.2		-91.3		3	6
Тр-р	2501	2502	4	69.5	2.1	10.6	0.104	-13	-7
ЛЭП	703	702	0.03	0.03		-1.5		-1	-1
Тр-р	702	701	42.6	508.2	0.5	3.1	0.059	-1	-1
ЛЭП	703	602	1.9	2		-11.5		-3	-2
Тр-р	602	601	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2
Тр-р	903	902	7.95	139	1.1	5.3	0.102	-5	-3
Тр-р	903	901	8	139	1.1	5.3	0.102	-5	-3
ЛЭП	903	1003	3.1	6.9		-44.8		-18	-2
Тр-р	1003	1001	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-3
Тр-р	1003	1004	5.2	111.8	1	6.6	0.059	-5	-2
Тр-р	1003	1002	8	139	1.1	5.3	0.059	-5	-2
Тр-р	1101	1102	1.4	52	1.7	11.9	0.55	-39	-30
ЛЭП	1102	1403	7.3	12.6		-78.2		4	-5
ЛЭП	1102	1601	3.2	8.1		-53.9		-13	-8
Тр-р	1601	1602	7.4	110.2	1.7	7.6	0.102	-5	-3
ЛЭП	1601	1501	4.9	10.5		-67.2		-4	-1
Тр-р	1501	1504	2.6	88.9	1.3	8.3	1	-4	-2
Тр-р	1504	1502	2.6				0.33	-2	-1
Тр-р	1504	1503	2.6	52			0.102	-2	-1
ЛЭП	1203	1305	1.9	3.2		-20		-23	-4
ЛЭП	1203	1201	0.1	0.3		-2.2		-12	-6
Тр-р	1201	1202	2.5	55.9	2	13.2	0.101	-12	-6
ЛЭП	1305	1301	4.5	7.7		-47.9		-15	-9
Тр-р	1301	1304	1.3	44.5	3.5	24.2	1	-15	-9
Тр-р	1304	1302	1.3				0.338	-8	-4
Тр-р	1304	1303	1.3	26			0.06	-7	-4
ЛЭП	1305	1403	5	8.6		-53.5		-8	5
ЛЭП	1403	1402	0.3	0.5		-3.2		-3	-2
Тр-р	1402	1401	14.7	220.4	0.9	3.8	0.059	-3	-2

Районы+Потери

Район	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Ш_ЛЭП	Ш_Тр
Uном	dP_нагр	dP_ЛЭП	dP_Тр	dP_пост	Корона	ХХ_тр-р
500	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21
220	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21
110	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21
35	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21
10	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21
6	15.23	13.67	1.56	1.21	0	1.21

Токовая загрузка новых ЛЭП в максимальном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	51	52	ВН
2501	1601	П25-П16	34	29	ВН

Токовая загрузка новых ЛЭП в послеаварийном режиме

N_нач	N_кон	Название	I_нач	I_кон	Место
801	2501	П8-П25	472	475	ВН
2501	1601	П25-П16	387	390	ВН

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

РАСЧЁТЫ ТОКОВ КЗ

Приложение Д1 Расчёт токов КЗ на шинах высокого напряжения подстанции П25

РАСЧЕТ КОМПЛЕКСНОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ

Расчетная схема: Новая схема

*************************************************************

РАСЧЕТ ИСХОДНОГО НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА

На итерации 1 методом Зейделя в узле 102 макс. небаланс 21.161

На итерации 2 методом Зейделя в узле 201 макс. небаланс 6.063

На итерации 3 методом Зейделя в узле 801 макс. небаланс 3.728

Выполнено 3 итераций методом Зейделя

На итерации 1 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=2.61873

На итерации 2 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=1.30556

На итерации 3 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.520905

На итерации 4 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.155991

На итерации 5 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.0311657

На итерации 5 расчета режима макс. небаланс=0.0311657 в узле 503

*************************************************************

РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

1) 1ф КЗ для узла 2501, Rп= 0.000 Ом,ос.фаза A

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

======================================================

Узел Номер Имя

Данные для узла...

К узлу: ............................................................

-> Имя Номер Nцепи Данные по ветви...

======================================================

Узел 2501

Напряжения узла: U1= 59.33< -12| U2= 6.75< -12| 3U0= 158.20< 170|

Ua= 0.0< 180| Ub= 32.20< 168| Uc= 32.20< 168|

Uab= 99.66< 24| Ubc= 114.25<-103| Uca= 95.44< 133|

Узловые токи: I1= 1426< -80| I2= -1426< -80| 3I0= -1315< 0|

Ia= -0< 63| Ib= -2470< 10| Ic= 2470< 10|

======================================================

1) 2ф КЗ для узла 2501, Rп= 0.000 Ом,ос.фаза A

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

======================================================

Узел Номер Имя

Данные для узла...

К узлу: ............................................................

-> Имя Номер Nцепи Данные по ветви...

======================================================

Узел 2501

Напряжения узла: U1= 32.20< -12| U2= 32.20< -12| 3U0= 0.00< 0|

Ua= 64.41< -12| Ub= 32.20< 168| Uc= 32.20< 168|

Узловые токи: I1= 2242< -86| I2= -2242< -86| 3I0= 0< 0|

Ia= -0< 63| Ib= -3884< 4| Ic= 3884< 4|

======================================================

1) 3ф КЗ для узла 2501, Rп= 0.000 Ом

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

======================================================

Узел Номер Имя

Данные для узла...

К узлу: ............................................................

-> Имя Номер Nцепи Данные по ветви...

======================================================

Узел 2501

Напряжения узла: U1= 0.00< 0| U2= 0.00< 0| 3U0= 0.00< 0|

Ua= 0.00< 0| Ub= 0.00< 0| Uc= 0.00< 0|

Узловые токи: I1= 4764< -85| I2= 0< 0| 3I0= 0< 0|

Ia= 4764< -85| Ib= -4764< -25| Ic= 4764< 35|

.........................................................

РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТА СИСТЕМЫ ДЛЯ УЗЛА 2501

Сопротивление эквивалента системы, Ом:

Z1= 4.53241 +15.2969j Ом

Расчет эквивалента системы для узла 2501 завершен.

Приложение Д2 Расчёт токов КЗ на шинах низкого напряжения подстанции П25

Расчетная схема: Новая схема

*************************************************************

РАСЧЕТ ИСХОДНОГО НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА

На итерации 1 методом Зейделя в узле 102 макс. небаланс 21.161

На итерации 2 методом Зейделя в узле 201 макс. небаланс 6.063

На итерации 3 методом Зейделя в узле 801 макс. небаланс 3.728

Выполнено 3 итераций методом Зейделя

На итерации 1 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=2.61873

На итерации 2 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=1.30556

На итерации 3 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.520905

На итерации 4 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.155991

На итерации 5 расчета режима в узле 503 макс. небаланс=0.0311657

На итерации 5 расчета режима макс. небаланс=0.0311657 в узле 503

*************************************************************

РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

1) 2ф КЗ для узла 2502, Rп= 0.000 Ом,ос.фаза A

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

======================================================

Узел Номер Имя

Данные для узла...

К узлу: .......................................................

-> Имя Номер Nцепи Данные по ветви...

======================================================

Узел 2502

Напряжения узла: U1= 3.18< -17| U2= 3.18< -17| 3U0= 0.00< 0|

Ua= 6.35< -17| Ub= 3.18< 163| Uc= 3.18< 163|

Узловые токи: I1= -4038< 83| I2= 4038< 83| 3I0= 0< 0|

Ia= 0< -41| Ib= 6994< -7| Ic= 6994< -7|

=====================================================

1) 3ф КЗ для узла 2502, Rп= 0.000 Ом

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

======================================================

Узел Номер Имя

Данные для узла...

К узлу: .......................................................

-> Имя Номер Nцепи Данные по ветви...

======================================================

Узел 2502

Напряжения узла: U1= 0.00< 0| U2= 0.00< 0| 3U0= 0.00< 0|

Ua= 0.00< 0| Ub= 0.00< 0| Uc= 0.00< 0|

Узловые токи: I1= -8162< 83| I2= 0< 0| 3I0= 0< 0|

Ia= -8162< 83| Ib= -8162< -37| Ic= 8162< 23|

======================================================

РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТА СИСТЕМЫ ДЛЯ УЗЛА 2502

Сопротивление эквивалента системы, Ом:

Z1= 0.0811035 +0.783963j Ом

Расчет эквивалента системы для узла 2502 завершен.

Размещено на Allbest.ru