Проектирование электрической сети 110 кВ

Аннотация



Разработаны варианты развития сети. Спроектированы линии электропередачи 110 кВ и подстанция. Произведён выбор основного оборудования и токоведущих частей.

Произведён механический расчёт проводов.

Рассчитаны токи короткого замыкания на спроектированной подстанции.

Произведён анализ безопасности и экологичности проекта. Рассчитана молниезащита воздушных линий электропередачи.

Проведено технико-экономическое обоснование проекта.




Содержание



Введение

1. Исходные данные на проектирование электрической сети

2. Разработка схем электрической сети района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

4. Выбор номинальных напряжений линий 

5. Выбор сечения и марок проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

6. Определение потерь мощности в линиях 

7. Выбор трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

10. Выбор схем подстанций

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

12. Электрический расчет максимального режима

13. Электрический расчет минимального режима

14. Электрический расчет послеаварийного режима

15. Механический расчет проводов

16. Проектирование электрической части подстанции	

16.1 Составление структурной схемы подстанции

16.2 Расчёт количества линий

16.3 Выбор схем распределительных устройств

			16.4 Схема собственных нужд подстанции

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

16.6 Выбор выключателей и разъединителей

16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

16.9 Выбор токоведущих частей

16.10 Выбор конструкции распределительных устройств

17. Безопасность и экологичность проекта

17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений

17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ

17.4 Оценка экологичности проекта

18. Организационно – экономическая часть

18.1 Маркетинговые исследования 

18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности

18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации

	18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

	18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

	18.7 Расчет денежных потоков

	18.8 Анализ результатов

Заключение

Список литературы


Введение



Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.




1. Исходные данные для проектирования



В данном дипломном проекте требуется спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.1.

Питание электрической сети осуществляется от одного источника неограниченной мощности А. Коэффициент мощности потребителей всех подстанций принимался равным 0,9.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ.

Потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки 1-й и 2-й категории и 33% – 3-й категории.

Электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района – по ветру.



Таблица 1.1- Основные исходные данные для курсового проектирования 

Расчетная активная нагрузка подстанций на шинах вторичного напряжения, МВт

Число часов использования максимума нагрузок

Р1

Р2

Р3

Р4

Р5

Р6

Тм

40

25

35

25

15

20

4500





1

2

А

3

4

5

6

40 МВт

20 МВт

35 МВт

15 МВт

25 МВт

20 МВт

Рисунок 1.1 – План проектируемого района


Таблица 1.2- Расстояния между узлами

Ветвь

Длина, км

А – 1

24

А – 2

20

А – 3

20

1 – 2

20

2 – 4

30

4 – 6

30

3 – 5

37

4 – 5

16

5 – 6

10




2. Разработка схем электрической сети района



Из конечного множества вариантов схем соединения источников питания с потребителями электрической энергии выбраны пять, характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью (рисунок 2.1). В соответствии с [16] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания. В большинстве случаев двухцепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор при гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двух цепной линии. Однако, учитывая непродолжительность времени аварийного ремонта воздушных линий, электроснабжение нагрузок II категории допускается производить по одной воздушной линии. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии.



Вариант1							Вариант2



1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

30 км

10 км			

1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

10 км

33 км




Вариант3							Вариант4	



1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

37 км

30 км

10 км

33 км			

1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

33 км

37 км

30 км

30 км

10 км



Вариант5



1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

16 км

10 км



Рисунок 2.1 - Варианты схем проектируемого района




3. Предварительное распределение мощностей



3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1



«Разрежем» схему первого варианта по источникам питания. Получим две независимых схемы (рисунок 3.1). Обе схемы представляет собой линии с двухсторонним питанием. Найдём потоки активной мощности в них:





1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

30 км

10 км

А

35

15

20

25

20

40

Рисунок 3.1 – Распределение мощностей для варианта 1







 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт.


3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2





2

1

А

3

А

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

10 км

А

35

15

20

40

20

2

4

30 км

25

Рисунок 3.2 – Распределение мощностей для варианта 2



 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт.




3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3





4

2

А

3

А

5

6

20 км

33 км

30 км

37 км

10 км

35

15

20

20

25

1

А

24 км

40

Рисунок 3.3 – Распределение мощностей для варианта 3



 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт.




3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4





А

2

А

3

4

5

6

20 км

33 км

37 км

30 км

30 км

10 км

35

15

20

25

20

1

24 км

40

А

Рисунок 3.4 – Распределение мощностей для варианта 4







 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт.

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5





А

1

А

3

2

5

4

20 км

24 км

37 км

30 км

20 км

16 км

35

15

25

20

40

Рисунок 3.5 – Распределение мощностей для варианта 5







 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт.




4. Выбор номинальных напряжений



Номинальное напряжение определяют по формуле:



,					(4.1)

где l – длина линии;

Р – мощность, передаваемая по линии.







Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты сводим в таблицу.



Таблица 4.1 – Номинальные напряжения для варианта 1

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

1-2

А-1

Напряжение, кВ

130,76

114,28

81,26

42,47

84,66

107,24

138,74



Принимаем номинальное напряжение линий  кВ.



Таблица 4.2 – Номинальные напряжения для варианта 2

Линия

А-3

3-5

5-6

А-1

1-2

А-2

2-4

Напряжение, кВ

128,34

108,5

75,59

116,07

75,89

92,62

92,58



Принимаем номинальное напряжение линий  кВ.



Таблица 4.3 – Номинальные напряжения для варианта 3

Линия

А-3

3-5

5-6

А-1

1-2

А-2

2-4

Напряжение, кВ

128,34

108,5

75,59

109,54

75,89

118,92

92,58

Принимаем номинальное напряжение линий  кВ.



Таблица 4.4 – Номинальные напряжения для варианта 4

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

А-2

А-1

Напряжение, кВ

126,04

102,88

69,43

10,05

98,64

123,05

109,54



Принимаем номинальное напряжение линий  кВ.



Таблица 4.5 – Номинальные напряжения для варианта 5

Линия

А-3

3-5

5-4

2-1

4-2

5-6

А-1

Напряжение, кВ

131,8

116,75

49,97

105,18

80,63

75,59

137,63



Принимаем номинальное напряжение линий  кВ.




5. Выбор сечения и марки проводов



5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1



Токи в линиях определяют по формуле:



,					(5.1)



где Uн – номинальное напряжение линии.



А;

А;



Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты целесообразно свести в таблицу.



Таблица 5.1 – Токи линий

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

Ток, А

217,68

231,23

143,75

27,12

118,68

235,35

234,33



Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:



.



Расчетные сечения проводов определяют по формуле:


,									(5.2)



где – экономическая плотность тока.



мм2.



Таблица 5.2 – Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

Сечение, мм2

197,89

210,21

130,68

24,65

107,89

213,95

213



В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи. Проверку производят при протекании максимального тока по линии по условию:



 Iав < Iдоп.								(5.3)



Таблица 5.3 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

435,35

АС-240

2

Обрыв 1ц

435,35

605

3-5

231,23

АС-240

1

Обрыв 2-1

520,78

605

5-6

143,75

АС-240

1

Обрыв 2-1

289,55

475

6-4

27,12

АС-70

1

Обрыв 3-5

170,87

265

4-2

118,68

АС-120

1

Обрыв 3-5

289,55

390

2-1

235,35

АС-240

1

Обрыв 3-5

524,9

605

А-1

468,59

АС-240

2

Обрыв 1ц

468,59

605



Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.




5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2



Таблица 5.4 – Токи в линиях

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-2

А-1

Ток, А

2∙204,1

2∙102,1

2∙58,32

27,12

2∙72,9

98,09

222,66

273,05



Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:



.



Таблица 5.5 – Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3-5

5-6

А-2

4-2

2-1

А-1

Сечение, мм2

185,56

92,78

53,02

202,42

66,27

89,17

248,2



В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.



Таблица 5.6 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

408,23

АС-240

2

Обрыв 1ц

408,23

610

3-5

204,12

АС-95

2

Обрыв 1ц

204,12

330

5-6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

А-2

222,66

АС-240

1

Обрыв А-1

466,55

610

А-1

273,05

АС-240

1

Обрыв А-2

516,94

610

1-2

98,09

АС-95

1

Обрыв А-2

243,89

330

2-4

145,8

АС-70

2

Обрыв 1ц

145,8

265



Выбранные провода удовлетворяют заданному условию




5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3



Таблица 5.7 – Токи в линиях

Линия

А-3

3-5

5-6

4-2

А-2

А-1

Ток, А

2∙204,1

2∙102,1

2∙58,32

2∙72,9

2∙131,22

2∙116,64



Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.



Таблица 5.8 – Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3-5

5-6

А-2

4-2

А-1

Сечение, мм2

185,56

92,78

53,02

119,29

66,27

106,04



В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.



Таблица 5.9 – Марка проводов и длительно допустимые токи

 Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

408,23

АС-240

2

Обрыв 1ц

408,23

610

3-5

204,12

АС-95

2

Обрыв 1ц

204,12

330

5-6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

А-2

262,43

АС-240

2

Обрыв 1ц

262,43

605

2-4

145,8

АС-70

2

Обрыв 1ц

145,8

265

А-1

233,27

АС-240

2

Обрыв 1ц

233,27

605



Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.




5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4



Таблица 5.10 – Токи в линиях

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

А-2

А-1

Ток, А

2∙192,1

180,09

92,61

24,03

169,82

286,46

2∙116,64



Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:



.



Таблица 5.11 – Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

А-2

А-1

Сечение, мм2

174,64

90,05

84,19

21,85

154,38

260,58

106,04



В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.



Таблица 5.12 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

384,2

АС-240

2

Обрыв 1ц

384,2

605

3-5

180,09

АС-240

1

Обрыв А-2

466,55

605

5-6

92,61

АС-95

1

Обрыв А-2

286,46

330

6-4

24,03

АС-70

1

Обрыв А-2

193,85

265

4-2

169,82

АС-240

1

Обрыв 3-5

286,46

605

А-2

286,46

АС-240

1

Обрыв 3-5

572,92

605

А-1

233,27

АС-240

2

Обрыв 1ц

233,27

605

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.


5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5



Таблица 5.13 – Токи в линиях

Линия

А-3

3-5

5-4

2-1

4-2

5-6

А-1

Ток, А

2∙223,86

243,59

39,48

222,95

106,31

2∙58,32

2∙228,11



Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:



.



Таблица 5.14 – Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3-5

5-4

2-1

4-2

5-6

А-1

Сечение, мм2

203,51

221,45

35,89

202,68

96,65

53,02

207,37



В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.



Таблица 5.15 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

447,71

АС-240

2

Обрыв 1ц

447,71

605

3-5

243,59

АС-240

1

Обрыв 2-1

389,38

605

5-6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

5-4

39,48

АС-70

1

Обрыв 3-5

156,12

265

4-2

106,31

АС-95

1

Обрыв 3-5

262,43

330

2-1

222,95

АС-240

1

Обрыв 3-5

485,38

605

А-1

456,22

АС-240

2

Обрыв 1ц

456,22

605



Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.


6. Определение потерь мощности в линиях



Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длинной до 300 – 400км обычно представляются П – образными схемами замещения с сосредоточенными параметрами (рисунок 2.1):  – активное сопротивление учитывает потери активной мощности на нагрев провода,  – индуктивное сопротивление определяет магнитное поле, возникающее вокруг и внутри провода,  – активная проводимость учитывает затраты активной мощности на ионизацию воздуха (потери мощности на корону) и токи утечки через изоляторы, которыми для ВЛ можно пренебречь, – ёмкостная проводимость обусловлена ёмкостями между проводами разных фаз и ёмкостью провод–земля.





Рисунок 6.1—Схема замещения линии 110 кВ



Активное сопротивление определяют по формуле:



, 	 (6.1)



где —удельное сопротивление линии при 20°С, Ом/км;

l—длина линии, км.

При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 200С не учитывается, согласно ГОСТ 839-80.

Реактивное сопротивление определяют по формуле:



, 	 (6.2)



где – удельное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина линии, км.

Реактивную проводимость определяют по формуле:



, 	 (6.3)



где – удельная ёмкостная проводимость, См/км.





Рисунок 6.2—Упрощённая схема замещения линии 110 кВ



При выполнении проектных расчётов установившихся нормальных режимов сетей с напряжениями до 110 кВ допустимо использовать упрощенные схемы замещения (рисунок 2.2), в которых удельные ёмкостные проводимости заменяют удельными зарядными мощностями соответствующих линий.



, 	 (6.4)


Таблица 6.1 – Марка и характеристики проводов

Марка провода

АС-70

АС-95

АС-120

АС-240

Iдоп, А

265

330

390

610

r0, Ом/км

0,428

0,306

0,249

0,120

х0, Ом/км

0,444

0,434

0,247

0,405

b0, См/км∙10-6

0,0255

0,0261

0,0266

0,0281



Определяем параметры линии А-3:



Ом;

 Ом;

  См.



Определяем потери активной и реактивной мощности в линии А-3:



 МВт;

 МВАр.



Аналогично находятся потери мощности в других линиях.



Таблица 6.2 – Параметры линий и потери мощности для варианта 1

Номер линии

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

R, Ом

1,2

4,44

1,98

12,84

12,84

2,4

2,88

X, Ом

4,05

14,99

4,2

13,32

7,41

8,1

9,72

B, См∙10-6

1,12

1,04

0,27

0,77

0,8

0,562

0,67

ΔP, Мвт

0,68

0,71

0,12

0,028

0,54

0,4

1,9

ΔQ, МВАр

2,3

2,4

0,26

0,029

0,31

1,35

6,4

ΣP, МВт

3,43

ΣQ, МВАр

9,85



Таблица 6.3 – Параметры линий и потери мощности для варианта 2

Номер линии

А-3

3-5

5-6

А-1

А-2

2-1

2-4

R, Ом

1,62

5,66

2,14

2,88

3,96

6,12

6,42

X, Ом

4,13

8,03

2,22

9,72

13,37

8,68

6,66

B, См∙10-6

1,1

1,93

0,51

0,67

0,93

0,52

1,53

ΔP, Мвт

0,81

0,71

0,09

0,64

0,59

0,18

0,41

ΔQ,МВАр

2,06

1

0,09

2,17

1,99

0,25

0,43

ΣP, МВт

3,43

ΣQ, МВАр

7,99



Таблица 6.4 – Параметры линий и потери мощности для варианта 3

Номер линии

А-3

3-5

5-6

А-1

А-2

2-4

R, Ом

1,62

5,66

2,14

2,99

4,11

6,42

X, Ом

4,13

8,03

2,22

5,12

7,05

6,66

Продолжение таблицы 6.4

B, См∙10-6

1,1

1,93

0,51

1,28

1,76

1,53

ΔP, Мвт

0,81

0,71

0,09

0,49

0,85

0,41

ΔQ, МВАр

2,07

1

0,09

0,84

1,64

0,43

ΣP, МВт

3,36

ΣQ, МВАр

6,07



Таблица 6.5 – Параметры линий и потери мощности для варианта 4

Номер линии

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

А-2

А-1

R, Ом

1,62

7,33

3,06

12,84

5,94

3,96

2,99

X, Ом

4,13

15,54

4,34

13,32

12,6

13,37

5,12

B, См∙10-6

1,1

1

0,26

0,77

0,81

0,93

1,28

ΔP, Мвт

0,72

0,71

0,08

0,02

0,51

0,98

0,49

ΔQ, МВАр

1,83

1,51

0,11

0,02

1,09

3,29

0,84

ΣP, МВт

3,51

ΣQ, МВАр

8,69




Таблица 6.6 – Параметры линий и потери мощности для варианта 5

Номер линии

А-3

3-5

5-6

5-4

4-2

1-2

А-1

R, Ом

1,2

4,44

2,14

6,85

9,18

2,4

1,44

X, Ом

4,05

14,99

2,22

7,1

13,02

8,1

9,72

B, См∙10-6

1,12

1,04

0,51

0,41

0,78

0,56

1,35

ΔP, Мвт

0,72

0,79

0,09

0,03

0,31

0,36

0,9

ΔQ, МВАр

2,44

2,67

0,09

0,03

0,44

1,21

6,07

ΣP, МВт

3,2

ΣQ, МВАр

12,95




7. Выбор трансформаторов



Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых, будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность. В противном случае можно без достаточных оснований завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при условии, что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители III категории питаются по отдельным линиям.

Если вся нагрузка состоит из потребителей только III категории, на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители II категории, терпящие перерывы в электроснабжении, также могут питаться от однотрансформаторных подстанций, особенно при наличии в системе передвижного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным элементом электрической системы, выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.



Таблица 7.1 – Типы выбранных трансформаторов

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4, МВ∙А

Тип и число трансформаторов



Р, МВт

S, МВ∙А





1

40

44,44

31,74

2∙ТРДН-40000/110

2

20

22,22

15,87

2∙ТДН-16000/110

3

35

38,89

27,78

2∙ТРДН-40000/110

4

25

27,78

-

ТРДН-25000/110

5

15

16,67

11,91

2∙ТРДН-25000/110

6

20

22,22

-

ТРДН-25000/110



Таблица 7.2 – Характеристики выбранных трансформаторов

№ п/ст

1

2

3

4

5

6

Sт, МВ∙А

44,44

22,22

38,89

27,78

16,67

22,22

Тип трансформатора

2∙ТРДН-40000/110

2∙ТДН-16000/110

2∙ТРДН-40000/110

ТРДН-25000/110

2∙ТРДН-25000/110

ТРДН-25000/110

Sст, МВ∙А

40

16

40

25

25

25

Uв, кВ

115

115

115

115

115

115

Uн, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

ΔРх.х., кВт

36

19

36

27

27

27

ΔРк.з., кВт

172

85

172

120

120

120

ΔQх.х., кВАр

260

112

260

175

175

175

lх.х., %

0,65

0,7

0,65

0,7

0,7

0,7

Rтр, Ом

1,4

4,38

1,4

2,54

2,54

2,54

Хтр, Ом

34,7

86,7

34,7

55,9

55,9

55,9

Uк, %

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5




8. Определение потерь мощности в трансформаторах



Переменные потери определяют по формуле:



,						(8.1)



где – мощность трансформатора, МВ∙А;

 – нагрузка подстанции, МВ∙А.



кВт;

МВАр;



Определяем постоянные потери:



 кВт;

 кВАр.



Таблица 8.1 – Потери мощности в трансформаторах

№ п/ст

1

2

3

4

5

6

∆РТ, МВт

0,09

0,027

0,112

0,12

0,167

0,188

∆QТ, МВАр

2,33

0,75

2,67

2,92

2,43

3,65

∑∆РТ, МВт

0,704

∑∆QТ, МВАр

14,75

∆РпостТ, МВт

0,072

0,038

0,072

0,027

0,054

0,027

∆QпостТ, МВАр

0,26

0,224

0,26

0,175

0,35

0,175

∑∆РпостТ, МВт

0,29

∑∆QпостТ, МВАр

1,444




9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе



Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей в системе для варианта 1.

Уравнение баланса активной мощности:



,		(9.1)



где ΣРг – суммарная мощность источников, МВт;

ΣРн – суммарная мощность нагрузки;

ΣРл, ΣРт – суммарные потери мощности в линиях, трансформаторах;

Рс.н – расход на собственные нужды.



 МВт.



Уравнение баланса реактивной мощности



,		(9.2)



где  - зарядная мощность линий, МВАр.



,				(9.3)



В нашем случае приходная часть баланса



 МВАр.



Определим зарядные мощности линий


 МВАр.



Таблица 9.1 – Зарядные мощности линий для варианта 1

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

Qс, МВАр

1,49

1,38

0,36

1,01

1,06

0,74

0,98

∑Qс, МВАр

7,02



Нагрузка сети:



 МВАр.



Подсчитываем расходную часть баланса:



75,02∙0,95+9,85-7,02+14,75+1,44=90,29 МВАр.



Убеждаемся, что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше, чем потребляется (96,88 МВАр > 90,29 МВАр), поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

Для остальных вариантов расчет аналогичен.



Таблица 9.2 – Баланс активных реактивных мощностей

№ вар

1

2

3

4

5



174,92

174,92

174,85

175

174,69



96,88

96,88

96,88

96,88

96,88



90,29

86,24

82,83

88,03

92,77



Учитывая полученные данные, делаем вывод, что установка компенсирующих устройств не требуется ни в одном варианте.


10. Выбор схем подстанций



В соответствии с рекомендациями [2] выбираем для транзитных подстанций схему с одной секционированной системой шин и с обходной системой шин. Для тупиковых подстанций выбираем схему мостик с выключателем в перемычке и цепях линий.



Таблица 10.1 – Схемы подстанций для варианта 1

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ



Линий

Трансформаторов





1

3

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2



6

3

3

2



7

4

2

1



5

5

2

2



6

6

2

1



5

Итого: 36 



Таблица 10.2 – Схемы подстанций для варианта 2

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ



Линий

Трансформаторов





1

2

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

6

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

3

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

4

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Итого: 36




Таблица 10.3 – Схемы подстанций для варианта 3

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ



Линий

Трансформаторов





1

2

2

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

3

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

4

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Итого: 33



Таблица 10.4 – Схемы подстанций для варианта 4

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ



Линий

Трансформаторов





1

2

2

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

2

2

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

6

3

3

2



7

4

2

1



5

5

2

2



6

6

2

1



5

Итого: 32



Таблица 10.5 – Схемы подстанций для варианта 5

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ



Линий

Трансформаторов





1

3

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2



6

3

3

2



7

4

2

1



3

5

4

2



8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Продолжение таблицы 10.5

Итого: 32 




11. Технико-экономическое сравнение вариантов



11.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети варианта 1



Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по формуле



,				(11.1)



где  - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ;

 – единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть, тыс.руб.;

– ежегодные эксплуатационные расходы (издержки), тыс.руб.;

У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Капитальные вложения в линии определяют по формуле



,					(11.2)



где  - стоимость одного километра линии, тыс.руб./км.;

 - длина линии, км. 

Тогда:







Таблица 11.1 – Капитальные вложения в линии

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

Кл, тыс.руб./км

1228

695,6

169

495

507

376

1473,6

∑Кл, тыс.руб./км

4944,2

По [15] принимаем удельную стоимость потерь энергии:



β = 1,75 ∙ 10-2 руб/кВт∙ч.



Число часов максимальных потерь в году определяют по формуле:



,			(11.3)



где Тmax – число часов использования максимума нагрузок, ч.



ч.



Издержки на потери в линии определяют по формуле:



,			(11.4)



где – суммарные переменные потери мощности в сети, МВт;

–суммарные потери холостого хода трансформатора, МВт.



 т.р.



Ущерб при аварийном отключении определяют по формуле:



,				(11.5)



где α – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [15], α = 6 ∙ 103 т.р.;

 ε – степень ограничения потребителя (ε = 1 при полном отключении потребителя, ε < 1 – при частичном);

Тв – среднее время восстановления элемента [15], Тв = 1,1 ;

 – параметр потока отказов элемента [15],  = 1∙10-3 .



 т.р.



Капиталовложения в РУ-110 кВ определяют как произведение количества высоковольтных выключателей на их стоимость:



 т.р.



Приведенные затраты для первого варианта:



 т.р.



Таблица 11.2 – Экономические показатели для варианта 1

И∆э, тыс.руб.

У, тыс.руб.

Кп, тыс.руб.

КЛ, тыс.руб.

З, тыс.руб.

263,12

118,8

360

4944,2

1136,13



Расчет для оставшихся вариантов аналогичен, поэтому целесообразно свести полученные данные в таблицу.



Таблица 11.3 – Экономические показатели всех вариантов

№ варианта

И∆э, тыс.руб.

У, тыс.руб.

Кп, тыс.руб.

КЛ, тыс.руб.

З, тыс.руб.

З, отн.ед

1

263,12

118,8

360

4944,2

1136,13

1,05

2

285,85

118,8

360

6313,2

1413,9

1,24

3

281,81

118,8

330

7786

1627,84

1,34

4

274,74

118,8

320

4592,1

1073,17

1,00

5

303,53

166,32

320

5021,2

1257,93

1,15



Затраты варианта 1 превосходят затраты варианта 4 на 5%, поэтому их можно считать равноценными. Для дальнейшего рассмотрения выбираем 1 вариант, так как кольцевая схема является более надежной.




12. Электрический расчет максимального режима





А

1

2

4

3

5

6

ZА-3

Z3-5

Z5-6

ZА-1

Z1-2

Z2-4

Z4-6

31

51

61

11

21

41

Рисунок 12.1 – Схема замещения сети



Определяем расчётную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения по формуле:



, 		(12.1)



где – зарядная мощность линии, определяемая по формуле:



.								(12.2)



Определим расчетную нагрузку на подстанции 1.



 МВАр;





Таблица 12.1 – Информация по узлам сети

№ узла

Uн, кВ

Мощность нагрузки





P, МВт

Q, МВАр

11

10

40

19,37

21

10

20

9,69

31

10

35

16,94

41

10

25

12,11

51

10

15

7,26

61

10

20

9,69



Таблица 12.2 – Информация по ветвям сети

№ узла

R, Ом

Х, Ом

В, 10-4 См

Ктн



№ узла

R, Ом

Х, Ом

В, 10-4 См

Ктн

н

к









н

к









А

3

1,2

4,05

112,4



6

4

12,84

13,32

76,5



3

31

0,7

17,35

0

0,091

4

41

2,54

55,9

0

0,091

3

5

4,44

14,99

103,97



4

2

3,6

12,15

79,8



5

51

1,27

27,95

0

0,091

2

21

2,19

43,35

0

0,091

5

6

1,2

4,05

27



2

1

2,4

8,1

56,2



6

61

2,54

55,9

0

0,091

1

11

0,7

17,35

0

0,091













А

1

1,2

4,05

-134,9





Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:



 МВ∙А;

 МВ∙А;

 МВ∙А;



 МВ∙А;

 МВ∙А;



Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях. Расчет начинаем с точки раздела мощностей.





А

А

3

5

6

4

2

1

SА-3

S3-5

S5-6

S6-4

S2-4

S1-2

SА-1

Рисунок 12.2 – Точки раздела мощностей

Определим потери в линиях:

Обозначим  - мощность в конце линии .

Потери мощности в линии :







Мощность в начале линии :



.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ.

Определяем потерю напряжения в линии А-3:



.



Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции 3:



.

Так как дальнейший расчет аналогичен, полученные данные сводим в таблицу 14.6.

Определяем потери напряжения в трансформаторах:



.



Таблица 12.3 – Потери мощности в трансформаторах

№ трансформатора

1

2

3

4

5

6

∆UТ, кВ

3,73

5,06

3,44

8,84

2,3

6,46



Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени высшего напряжения:



.



Таблица 12.4 – Напряжения на шинах НН подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆UПР, кВ

113,8

109,55

108,65

104,43

111,28

112,18



Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:



.



Расчетные ответвления определяют по формуле:

 , 					 (12.3) 



где UПР – приведенное к высокой стороне напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, кВ;

UН – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

U0 – напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ.



.



Таблица 12.5 – Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uрасч, кВ

113,86

114,48

108,65

104,43

111,28

112,18



По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим в таблицу 12.6.



Таблица 12.6 – Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uст, кВ

113

115

108,9

104,8

110,9

113



Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций определяют по формуле:



.								(12.4)

.


Таблица 12.7 – Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆UД, кВ

10,6

10,96

10,49

10,48

10,4

10,44



Находим отклонения напряжения от желаемого:



.



Таблица 12.8 – Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆U, %

0,95

4,38

0,1

0,19

0,95

0,57



Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.




13. Расчет минимального режима



В задании на проектирование указано, что в минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% максимальной. Определяем нагрузки подстанций:



;

;

;

;

;

;



В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

 Определяем потери мощности в трансформаторах по формуле (8.1):



;

.



Таблица 13.1 – Потери мощности в трансформаторах в минимальном режиме

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆РТ, МВт

0,019

0,015

0,014

0,013

0,005

0,009

∆QТ, МВАр

0,47

0,29

0,36

0,29

0,11

0,19



Определяем расчетную нагрузку подстанций по формуле (12.1)





Таблица 13.2 – Расчетная нагрузка подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

S’, МВА

12,06+j5,58

6,03+j2,78

10,55+j4,87

7,52+j3,59

4,52+j1,79

6,02+j3,1



 Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:





 МВ∙А;

 МВ∙А;

 МВ∙А;



 МВ∙А;

 МВ∙А;



Далее электрический расчет для минимального режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Определяем расчетные ответвления по формуле (12.3):



.


Таблица 13.3 – Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uрасч, кВ

113,26

117,64

110,83

111,48

112,88

113,63



По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу 13.4.



Таблица 13.4 – Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uст, кВ

113

117

110,9

110,9

113

113



Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12.4):

 .



Таблица 12.5 – Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆UД, кВ

10,52

10,87

10,44

10,5

10,45

10,52



Находим отклонения напряжения от желаемого:

.



Таблица 12.6 – Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆U, %

0,19

3,52

0,57

0

0,48

0,19



Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.


14. Расчет послеаварийного режима



Рассчитаем тяжелый режим аварийного отключения наиболее загруженных линий, приводящих к наибольшим снижениям напряжения в сети и на понижающих подстанциях. Такими режимами для проектируемой сети является отключение одной цепи линий А-1 и А-3 и линии 3-5 в максимальном режиме нагрузок. Производим заново расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и потерь напряжения в сети по формуле (12.1):
















Обозначим  - мощность в конце линии .

Потери мощности в линии :







Мощность в начале линии :



.



Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определим токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью окончательной проверки выбранных проводов на нагрев. Для определения токов воспользуемся формулой:

 

.					(14.1)

.



Для сравнения полученные результаты сводим в таблицу.




Таблица 14.1 – Сравнение допустимых и расчетных токов

№ линии

А-3

А-1

1-2

2-4

4-6

6-5

Iрасч, А

215,27

935,54

550,68

356,14

235,35

95,44

Iдоп, А

605

1210

605

390

265

475



Все выбранные провода удовлетворяют условию .

Далее электрический расчет для послеаварийного режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

 В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.



Определяем расчетные ответвления по формуле (12.3):



.



Таблица 14.2 – Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uрасч, кВ

111,86

110,38

115,87

104,18

100,61

100



 По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу.




Таблица 14.3 – Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆Uст, кВ

113

110,9

115

104,8

100,7

100,7



Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12.4):

 

.



Таблица 14.4 – Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆UД, кВ

10,39

10,45

10,58

10,44

10,49

10,43



Находим отклонения напряжения от желаемого:



.



Таблица 14.5 – Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

∆U, %

1,05

0,48

0,76

0,57

0,1

0,67



Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (10%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

Для сравнения, данные, полученные при расчете основных режимов, целесообразно свести в таблицу.




Таблица 14.6 – Расчетные данные основных режимов


Номер подстанции

1

2

4

6

5

3

А

Участки линий

А-1

1-2

2-4

4-6

6-5

5-3

А-3

Максимальный режим

Мощность в начале участка, МВА

84,77+

+j55,53

43,52+

+j29,4

22,88+

+j16,04

2,78+

+j0,24

23,02+

+j12,59

38,79+

+j23,12

74,64+

+j45,04

Потери мощности в линии, МВА

1,1+

+j3,74

0,51+

+j1,71

0,46+

+j0,45

0,0082+

+j0,0085

0,11+

+j0,24

0,69+

+j2,31

0,69+

+j2,33

Мощность в конце участка, МВА

83,67+

+j51,79

43,01+

+j27,69

22,42+

+j15,59

2,77+

+j0,24

22,91+

+j12,35

38,1+

+j20,81

73,95+

+j42,71

Напряжение на шинах подстанций, кВ

117,59

113,61

111,09

112,27

113,12

118,64



Падение напряжения в линии, кВ

3,41

2,98

2,52

0,86

4,51

2,37



Падение напряжения в трансформаторах, кВ

3,73

5,06

8,94

6,79

2,3

3,24



Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

107,86

103,56

97,15

100,48

105,82

109,4



Минимальный режим

Мощность в начале участка, МВА

22,99+

+j12,52

12,85+

+j6,66

6,78+

+j3,74

0,78-

-j0,11

6,81+

+j3,01

11,39+

+j4,99

21,99+

+j10,05

Потери мощности в линии, МВА

0,084+

+j0,283

0,041+

+j0,138

0,036+

+j0,036

0,00065+

+j0.00068

0,009+

+j0,019

0,056+

+j0,19

0,057+

+j0,194

Мощность в конце участка, МВА

24,91+

+j12,24

12,81+

+j6,52

6,74+

+j3,7

0,78-

-j0,11

6,8+

+j2,99

11,33+

+j4,8

21,94+

+j9,86

Напряжение на шинах подстанций, кВ

114,18

113,46

113,13

112,78

113,37

114,15



Падение напряжения в линии, кВ

0,82

0,72

0,68

0,23

1,06

0,57



Продолжение таблицы 14.6

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

0,92

1,18

0,8

1,95

0,49

1,67



Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

113,26

112,29

110,83

111,48

112,88

113,63



Послеаварийный режим

Мощность в начале участка, МВА

148,83+

+j98,09

105,29+

+j65,45

82,52+

+j46,1

37,38+

+j24,76

15,26+

+j9,88



35,47+

+j20,59

Потери мощности в линии, МВА

3,41+

+j11,51

2,72+

+j9,16

5,01+

+j0,2

1,89+

+j1,96

0,053+

+j0,11



0,32+

+j1,08

Мощность в конце участка, МВА

145,42+

+j86,59

102,57+

+j56,28

77,51+

+j45,9

35,49+

+j22,8

15,21+

+j9,77



35,15+

+j19,51

Напряжение на шинах подстанций, кВ

115,29

112,82

109,9

107,21

103,73

118,92



Падение напряжения в линии, кВ

4,71

5,47

6,92

5,69

0,48

2,08



Падение напряжения в трансформаторах, кВ

3,43

4,46

5,72

7,21

3,12

3,05



Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

111,86

105,36

104,18

100

100,61

115,87






15. Механический расчет проводов



 В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда  и III района по ветру со скоростным напором ветра  с температурами ,  и ; коэффициент, учитывающий неравномерность давления ветра по пролету ,  при  и  при ; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее  и для всех проводов покрытых гололедом , и для проводов диаметром более  ; температура образования гололеда .



15.1 Механический расчет провода АС240



Исходные данные для определения расчетных нагрузок: сечение алюминия , сечение стали ,общее сечение провода , диаметр провода , масса  провода .

Удельная нагрузка от собственной массы провода:



 кгс/м·мм2.



Удельная нагрузка от массы гололеда:



 кгс/м·мм2.



Удельная нагрузка от массы провода с гололедом:

 кгс/м·мм2.



Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда:



 кгс/м·мм2.



Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом:



 



Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда:



 кгс/м·мм2.



Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом:



 кгс/м·мм2.



По [19] выбираем для провода АС240 модуль упругости , температурный коэффициент линейного удлинения , допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке , допускаемое напряжение при низшей температуре , допускаемое напряжение при среднегодовой температуре .

Определяем критические пролеты:









Задаемся расчетным пролетом . Рассчитываем режим, при котором провода покрыты гололедом, tг = - 5 0С, ветра нет:



;



;

.



Стрела провеса:



.



Рассчитаем режим при t = - 5 0С без гололеда с ветром:



;

;

.



Стрела провеса:



.



Рассчитаем режим при t = 0 0С без ветра и гололеда:



;



;

.



Стрела провеса:



.

Рассчитаем режим при , гололеда и ветра нет:



;



;

.



Стрела провеса:



.



Рассчитаем режим при , провода не покрыты гололедом, ветра нет:



;



;

.



Стрела провеса:



.



Рассчитаем режим при , гололеда и ветра нет:



;



;

.



Стрела провеса:



.

Выполнив расчет, убеждаемся, что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.

Максимальное значение стрелы провеса провода  достигается при максимальной температуре.

Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:



.



Выбираем по [17] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110-3 с . Выбранная опора короче расчетной на . Для того, чтобы расстояние  осталось прежним, надо уменьшить расчетный пролет так, чтобы .

Новому значению  соответствует скорректированный расчетный пролет , величину которого приближенно можно определить из соотношения:



.



Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен, то расчетные данные сводим в таблицы 15.1, 15.2 и 15.3.



Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-70 

Параметры

























































Таблица 15.2- Расчетные данные провода АС-120 

параметры











9,66

7,65





7,08

5,24





4,05

6,69





3,8

7,13





5

5,42





3,47

7,81



Таблица 15.3- Расчетные данные провода АС-240 

параметры


























































16. Проектирование электрической части подстанции



По месту в энергосистеме проектируемая подстанция (п/с 5) является транзитной. Высшее напряжение подстанции – 110 кВ, низшее – 10 кВ.



16.1 Составление структурной схемы подстанции





С  

РУВН 

РУНН

Рисунок16.1 – Структурная схема подстанции






Рисунок 16.2 – Неполная принципиальная схема подстанции



16.2 Расчёт количества линий



Число линий РУ, на котором имеется фиксированная нагрузка, определяется по формуле:



 nл= 	 								(16.1)



где Рmax – суммарная нагрузка, т.е Рmax=15 МВт,

 Р1л – пропускная способность одной линии.

В зависимости от нагрузки РУ, принимается:

6 – 10кВ – 2÷3 МВт, 110кВ – 35÷40 МВт.



Рассчитаем количество линий, отходящих от РУ – 10 кВ:



nл= .



Принимаем количество линий равным 8.

Количество линий, отходящих в энергосистему:



nл= .



Принимаем количество линий равным 1.

Так как данная подстанция является транзитной, то принимаем количество линий, отходящих в энергосистему, равным 2.



16.3 Выбор схем распределительных устройств



РУ–110кВ имеет четыре присоединения (две линии и два трансформатора). Согласно [2], для данного РУ выберем схему с одной секционированной и обходной системами шин.

В нормальном режиме секционный выключатель QB включён. Обходной выключатель QO и разъединители в его цепях отключены. Разъединители каждого присоединения на обходную систему шин нормально отключены, таким образом обходная система шин в нормальном режиме находится без напряжения. Шина АО и выключатель QO служат для вывода в ремонт любого выключателя, кроме секционного без нарушения работы присоединения.

Согласно [2], для РУ – 10кВ с числом линий, равным восьми выберем схему с одной секционированной системой шин. В данной схеме связи между системами шин не предусматривается.

В нормальном режиме секционный выключатель QB2 разомкнут с целью ограничения токов короткого замыкания. Все выключатели и разъединители присоединений нормально включены. 

			

			16.4 Схема собственных нужд подстанции



Расчётную нагрузку определяют по формуле:



 Ррасч=кс·Руст 									(16.2)



где кс - коэффициент спроса, учитывающий неполную нагрузку приёмников [17].



Qрасч= Ррасч·tgφ,								 (16.3)



 сosφ=1 – для осветительной нагрузки и обогрева; сosφ=0,85 – для двигательной нагрузки. 

Вычисленные данные сведём в таблицу. 



Таблица 16.1 – Приёмники собственных нужд

Наименование приёмников

Установленная мощность

Cosφ

tgφ

кс

Расчётная нагрузка



кол-во

Всего,

кВт







летом

зимой













,

кВт

,

кВАр

,

кВт

,

кВАр

1. Охлаждение

трансформатора

6

6

0,85

0,62

0,8

4,8

2,9

4,8

2,9

2. Подзарядно-

зарядный агрегат

ВАЗП – 350/240

232

46

0,85

0,62

0,12

5,52

3,4

5,52

3,4

3. Постоянно включённые

лампы

0,528

14

1

0

1

14

-

14

-

4. Подогрев выключателей

1,88

14,4

1

0

1

-

-

14,4

-

5. Освещение

-

2

1

0

0,6

1,2

-

1,2

-

6. Отопление

-

18

1

0

1

-

-

18

-

7.Электроподогрев и сушка тр-ра

1002

200

1

0

0,1

20

-

20

-

8. Фильтрпресс

22

4

0,85

0,62

0,1

0,4

0,25

0,4

0,25

9. Насос

22

4

0,85

0,62

0,1

0,4

0,25

0,4

0,25

10. Отопление насосной пожаротушения

-

20

1

0

0,05

-

-

1

-

Итого











46,3

6,8

79,7

6,8



Таким образом, расчётная нагрузка вычисляется по формуле:



  . 							 (16.4)



	 Летняя расчётная нагрузка:

	

	 кВА.

	

	 Зимняя расчётная нагрузка:

	

	 кВА.

	

	Аварийная нагрузка подстанции отражена в таблице 4.

	
Таблица 16.2 – Приёмники собственных нужд подстанции в аварийном режиме

Наименование приёмников

Расчётная нагрузка, кВт

Насосы пожаротушения

200

Аварийная вентиляция

0,2

Итого

200,2

	

Согласно [17], при числе трансформаторов связи на подстанции два и более устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН). Для данных ТСН примем схему соединения обмоток – Y/Y0.

За расчётную принимаем зимнюю нагрузку Sз=79,9 кВА. Учитывая то, что на подстанции нет постоянного дежурства, запишем: 



Sт Sрасч= 79,9 кВА.



	Выберем по [13] трансформатор марки ТСЗ – 160/10 (трёхфазный двухобмоточный с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении). Паспортные данные трансформатора указаны в таблице. 

	

	Таблица 16.3 – Паспортные данные ТСН

Тип

трансформатора

Sном, кВ·А

Напряжение обмотки

Потери, Вт



,

%



,

%





ВН

НН

Рх

Рк





ТСЗ – 160/10

160

10

0,4

700

2700

5,5

4

	 

	Определим нагрузку трансформаторов в аварийном режиме:

	

 кВА.



	Загрузка трансформаторов в аварийном режиме:

	
 к 	 									(16.5)

	

	где n – число ТСН, к =1,151,2 – допустимая нагрузка в длительном режиме. 

	

	к==0,94<1,15,

	

Следовательно, перегрузки не будет. 	

Согласно [17] на данной подстанции примем оперативный постоянный ток. На подстанции с постоянным оперативным током ТСН присоединяется к шинам РУ–10 кВ. В цепях ТСН до 250 кВА на стороне 10 кВ устанавливаются предохранители. На стороне 380/220 В ТСН работают раздельно, каждый на свою секцию с АВР на секционной связи.

Согласно сведениям, приведённым выше, выберем следующую схему питания собственных нужд. 





Рисунок 16.3 – Схема собственных нужд подстанции




16.5 Расчёт токов короткого замыкания



Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов к.з. производится с целью проверки выбранного электрооборудования. При расчёте токов к.з. принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в расчёты. К ним относятся:

		отсутствие качаний генераторов; 

		линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем); 

		приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);

		пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов к. з. и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов к. з.;

	пренебрежение распределённой ёмкостью линий, за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;

		 симметричность всех элементов системы, за исключением места короткого замыкания;

		 пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
























К1

К2



	Рисунок 16.4 – Схема замещения подстанции

	

	Рассчитаем все сопротивления в относительных единицах. Примем Sб=1000 МВ·А, , .

	Сопротивление системы С определяют по формуле:

	

  					(16.6)



где Sн,с – мощность системы в относительных единицах;

xн,с* - сопротивление системы в относительных единицах.



.



Сопротивление линий электропередачи определяют по формуле:




,							(16.7)



где l – длина линии, км;

 x0 – удельное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

– напряжение ЛЭП, взятое по ряду средних напряжений, ближайшее к напряжению в точке короткого замыкания, кВ.



;

.



Сопротивления обмоток трансформаторов на высокой стороне







Сопротивления расщеплённых обмоток трансформаторов на низкой стороне определяют по формуле:



  						 (16.8)



где , Uк% – каталожные данные трансформатора ТДТН-25000/110. 

 

.



Рассчитаем ток короткого замыкания в точке k1.

Результирующее сопротивление до точки к.з.:







Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент короткого замыкания рассчитывают по формуле:



  	 (16.9)

	

.



Определяем ударный ток

 

	  ,		 (16.10)

	

	где kу =1,608 – ударный коэффициент по [17].

	

	

	

	Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя определяют по формуле: 

	

	 ,	(16.11)

	

где τ=0,1с – время разведения контактов выключателя;

Та=0,02с – постоянная времени по [17]. 



.



Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя равна:  т.к. система С является источником бесконечной мощности. 

Рассчитаем результирующее сопротивление схемы при коротком замыкании в точке k2 для двух случаев.

а) Включённый выключатель QB

Рассчитаем результирующее сопротивление. Исходя из того, что сопротивления расщеплённых обмоток низкого напряжения трансформаторов равны, имеем следующее выражение







б) Выключенный выключатель QB

Результирующее сопротивление для данного случая:







Вычисленные данные составляющих тока короткого замыкания для всех точек сводим в таблицу 16.4.



Таблица 16.4 – Составляющие тока короткого замыкания

Точка к.з



, кА

ίу, кА

ίа,τ, кА

Iп,τ, кА

1) (шины 110кВ)

	

0,83

6,04

13,73

0,057

6,04

2) (шины 10 кВ) 

а) При включенном QB

б) При выключенном QB



2,93

5,03



18,78

10,94



48,33

28,16



3,58

2,08



18,38

10,94



16.6 Выбор выключателей и разъединителей



Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

	надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво- и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания. 

В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.

Согласно [17], выключатели выбираются по следующим условиям:



			 	(16.12)

					 (16.13)

				 	 (16.14)

			Выбранные выключатели проверяют по токам к.з.:

			

					  	 (16.15)

					 (16.16)

			 , (16.17) 

			

				где βн – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з.

				

		 , (16.18)

		

	Где

	

		 ,	 (16.19)

		

	где Iт – ток термической стойкости,

	tт - время протекания тока термической стойкости.

	

	 , (16.20)

	

	где  – полное время отключения выключателя (принимается из паспортных данных выключателя).

	

	 , (16.21)

	

где ίдин – предельно сквозной ток (принимается из паспортных данных).

Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям, что и выключатели.



16.6.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ – 110 кВ

В цепях РУ – 110 кВ самым мощным присоединением является ЛЭП– 110 кВ. Расчётные токи для выбора коммутационных аппаратов определяем по следующим формулам:



 , 	 						(16.22)

 , 							(16.23)



где Sнагр – номинальная мощность нагрузки, МВА;

Uном. - напряжение РУ, в цепи которого выбирается выключатель, кВ.

Вычислим токи для выбора выключателей и разъединителей в цепях 

РУ – 110 кВ:









Согласно выше приведённым условиям и учитывая, что РУ находится на открытом воздухе, выберем из каталога для присоединений ОРУ–110 кВ элегазовый выключатель ВГТ-110 II*-40/2500 У1 и разъединитель РДЗ-110/1000Н УХЛ1.

Проверим выбранное оборудование.

Найдём расчётный тепловой импульс для данного случая:






Вычислим тепловой импульс по паспортным данным:

Для выключателя: 

Для разъединителя: 

Выбранное оборудование проходит по заданному условию, т.к:



Вк.расч= 6,38 кА2сВк.дан=2977 кА2с; 6,38 кА2с1875 кА2с.



Вычислим номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ:



.



Выбранный выключатель критерию проходит по заданному условию, т.к.:

ίа,ном=22,6 кА  ίа,τ =0,057 кА.





16.6.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ–10 кВ

Расчётные токи для выбора оборудования в цепи обмотки низкого напряжения вычисляются по формуле 16.22:



,



здесь n1=2, т.к. для РУ–10 кВ принята схема с одной секционированной системой шин.



В цепи обмотки низкого напряжения трансформатора связи выбираем из [8] выключатель ВБМЭ–10–20/1000 УХЛ2, встроенный в КРУ типа КМ-1-10-20У3.

Определим расчётный тепловой импульс:

 





Выбранное оборудование проходит по заданному условию, т.к:



Вк.расч= 83,58 кА2сВк.дан=4800 кА2с.



Выбранный выключатель по заданному условию проходит, т.к:



ίа,ном=7,07 кА > ίа,τ =3,58 кА.



Расчётные токи для выбора оборудования ЛЭП определяют по формуле 16.22 и 16.23:



		Iнорм=,

			Imax=.

			

В цепи ЛЭП–10 кВ выберем из каталога выключатель ВВЭ–10–31,5/2500 ТЗ, встроенный в КРУ типа К–105.

Расчётный тепловой импульс:






Выбранное оборудование проходит по заданному условию, т.к :



Вк.расч= 44 кА2сВк.дан=2977 кА2с.



Таблица 16.5 – Паспортные данные выключателей 

Характеристика

ВГТ-110 II* 40/2500 У1

ВБМЭ-М-10-20

ВВЭ-10-31,5/2500 ТЗ

Uном, кВ

110

10

11

Iном, кА

2

1

2,5

Iном.откл., кА

40

20

31,5

ίа,ном., кА

22,66

7,07

22,3

Вк.доп , кА2с

2977

4800

2977

ίдин., кА

102

52

80



Таблица 16.6 – Паспортные данные разъединителя РДЗ–110/1000Н УХЛ1 

Характеристика

РДЗ–110/1000Н УХЛ1

, кВ

110

Iном.выкл, кА

1

Вк.доп, кА2с

1875

ίдин,.кА

63



16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока



Измерительные трансформаторы тока (ТА) представляют собой аппараты для преобразования токов первичных цепей в стандартные токи (5 или 1А) для измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики. 

В учебном проектировании в пределах РУ ТА выбираются в тех же цепях, что и выключатели по следующим условиям:


 								 (16.24)

  							 (16.25)

 			 					(16.26)



где I1н – первичный ток трансформатора; 

  – номинальный ток цепи, в которой выбирается TА; 

  – максимальный ток цепи, в которой выбирается ТА.

Выбранный ТА проверяется по следующим условиям:

Проверка на термическую устойчивость:



							(16.27)



Проверка на электродинамическую устойчивость:



								(16.28)



Проверка на вторичную нагрузку:



		 	 (16.29)

		

где Z2н – номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности; 

 Z2расч - вторичная нагрузка ТА.



16.7.1 Выбор измерительных трансформаторов тока для РУ–110кВ.

Выбираем из каталога трансформатор тока для РУ-110кВ ТГФ-110 и производим его проверку.

Проверка на термическую стойкость:







Выбранное оборудование проходит, т.к:



Вк.расч= 992,25 кА2сВк.дан=6,38 кА2с.



Проверка на электродинамическую устойчивость



iпр.скв = 80 кА > iу = 13,73 кА.



Произведём проверку на вторичную нагрузку. Поскольку индуктивное сопротивление приборов и проводов, подключаемых к вторичной обмотке ТА по сравнению с активным сопротивлением мало, будем считать, что z2Н≈r2Н. Тогда сопротивление вторичной обмотки ТА равна:



				(16.30)

		

 где  – сопротивление приборов, Ом;

 – сопротивление контактов, Ом;

– сопротивление проводов, Ом. 

Для определения  необходимо составить таблицу.



Таблица 16.7 – Перечень приборов и потребляемая ими мощность

Наименование прибора

Тип прибора

Потребляемая мощность, В∙А.

Амперметр

Э–335

0,5

 Итого 0,5




Сопротивление приборов определяют по формуле:

	

					(16.31)

			

			где суммарная мощность приборов, ВА;

			 - вторичный ток ТА, А. 

			

			.

			

			Сопротивление контактов принимаем равным 0,05 Ом.

	Принимаем согласно паспортным данным ТА класса точности 1. 

			

			 

			

			Тогда

			

			

			

			Согласно [17], примем длину алюминиевого провода =85 м. 

			Определим сечение провода по формуле:

				

				,			(16.32)

				

				где  - удельное сопротивление материала провода (алюминия).

				2.

				

				Согласно условию прочности сечение алюминиевого провода не должно быть меньше 4 мм2, поэтому округлим полученное значение Sпров.=4 мм2. 

				Произведём проверку:

				

				 Ом,

				.

				

				Следовательно, ТА проходит по данному условию проверки, т.к.:

				

r2Н=0,8 Ом ≥ r2расч=0,67 Ом.



16.7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока для РУ–10 кВ

В цепях РУ–10кВ трансформаторы тока встроены в КРУ, поэтому не выбираются.



16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения



Измерительные трансформаторы напряжения (TV) – это аппараты для преобразования напряжения первичных цепей в стандартные для измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики напряжения (100 или 100/В). TV выбирают на каждую систему шин, а если она секционирована, то на каждую секцию. TV выбирают по следующим условиям:

		UН1,ТV≥Uуст.		(16.33)

		TV выбирают по схеме соединения, т.е. он должен иметь следующую группу соединений: 

		Выбранный TV проверяют по вторичной нагрузке, т.е.:

		

		 S2Н≥S2расч., (16.34)



где S2Н – номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА; 

S2расч. – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к TV, ВА.



16.8.1 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для РУ–110 кВ

Для РУ–110кВ выберем из каталога TV НКФ–110–99У1*. Произведём проверку выбранного TV по вторичной нагрузке. Для этого составим таблицу 16.6. 



Таблица 16.6 – Перечень приборов РУ-110 кВ и потребляемая мощность

Наименование цепи



Тип 

прибора

Потребляемая мощность одной катушки, ВА



Количество катушек



Количество приборов



S2расч.,

ВА

Секция СШ 110 кВ:

вольтметр,

регистрирующий вольтметр,

ЛЭП 110кВ:

ваттметр,

варметр,

фиксирующий прибор



Э –378 



Н – 344



Д – 305

Д –305



ФИП



2



10



2

2



3



1



1



2

2



1



1



1



1

1



1



2



10



4

4



3

Выключатель:

ваттметр

варметр

счётчик энергии

фиксирующий прибор

релейная защита ЛЭП –110кВ.



 – 305

Д –305

ЦЭ6805В

ФИП



ДФЗ



2

2

1

3



0,5





2

2

2

1



1

1

1

1



4





4

4

2

3

2

Итого









38



Таблица 16.7 – Паспортные и расчётные данные TV НКФ – 110 – 83У1

Условия выбора

Расчётные данные

Паспортные данные

UН1,ТV≥Uуст, кВ

110



S2Н≥S2расч, В·А

38

400



	16.8.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для РУ – 10 кВ

Согласно выше приведённым условиям для РУ – 10 кВ выберем из каталога TV ЗНОЛ–06–10У3. Паспортные и расчётные данные сведём в таблицу.



Таблица 16.8 – Перечень приборов РУ-10 кВ и потребляемая мощность



Наименование цепи



Тип 

прибора

Потребляемая мощность одной катушки, В·А



Количество катушек



Количество приборов



S2расч.,

В·А

Секция СШ 10 кВ:

Вольтметр для измерения междуфазного U

Вольтметр с переключением для измерения трёх фаз

ЛЭП 10 кВ:

Счётчик активной энергии

Счётчик реактивной энергии

Обмотка низкого напряжения трансформатора:







Э –378 





Э –378 





ЦЭ6805В



ЦЭ6811













2





2





1



1













1





1





2



2













1





1





1



1













2





2





2



2

 





ваттметр

счётчик активной энергии

3) счётчик реактивной энергии

Обмотка НН трансформатора СН:

 счётчик активной энергии.

Д-305



ЦЭ6805В



ЦЭ6811









ЦЭ6805В

2



1



1









1

1



2



2









2

4



4



4









1

8



8



8









2

Итого









34



Таблица 16.9 – Паспортные и расчётные данные TV ЗНОЛ–06–10У3

Условия выбора

Расчётные данные

Паспортные данные

UН1,ТV≥Uуст, кВ

10

12

S2Н≥S2расч, ВА

34

150



16.9 Выбор токоведущих частей



Основное электрическое оборудование подстанций и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. 

В данном курсовом проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ–110 кВ, а также подобрать токопровод для соединения обмотки низкого напряжения трансформатора связи с КРУ–10 кВ.



16.9.1 Выбор токоведущих частей для РУ–110 кВ

Согласно [16], в РУ–110 кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. 

Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току:

		Imax ≤ Iдоп,			(16.34)

		

		где Imax – ток самого мощного присоединения РУ – 110 кВ при максимальной нагрузке на шинах.

				Выбираем для РУ–110 кВ сталеалюминевые провода марки АС–240/32. 

				Согласно [16] проверка шин РУ–110 кВ на термическую стойкость не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. 

			Выбранные шины проверяются по условиям коронирования:

			

			1,07∙Е≤0,9∙Е0,		(16.35)

			

			Начальная критическая напряжённость электрического поля: 

			

			Е0=30,3∙m∙(1+,		(16.36)

			

			где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82;

			r0 – радиус провода, см.

			Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяют по формуле:

			

			Е=,		(16.37)

				

				где U=1,1∙Uном. – линейное напряжение, кВ;

				Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз: 

				Dср=1,26∙D,

				

				где D – расстояние между соседними фазами, см.

				Для данного случая: 

				

			Е0=30,3∙m∙(1+=

			Е==

			

			Условие (16.35) выполняется, следовательно, данный токопровод по всем параметрам подходит:

			

			1,07.



16.9.2 Выбор токоведущих частей для РУ–10 кВ

	Токоведущие части от выводов обмотки низкого напряжения трансформатора до ячейки КРУ–10 кВ выполняем шинным мостом. Выбор токопровода выполняется по экономической плотности тока:

	

		(16.38)

	

			где Iнорм – ток нормального режима (без перегрузок), А; 

			jэ – нормированная экономическая плотность тока, А/мм2. 

			

			

			
Принимаем по [13], шины алюминиевые прямоугольного сечения размером (); Iдоп=2070А; общее сечение 1200 мм2.

			Выбранные шины проверим по допустимому току:

			

			Imax=1926 А≤Iдоп.=2070 А

			

			Следовательно, шины по этому условию проходят.

			Произведём проверку выбранных шин на термическую стойкость. По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=83,58 кА2с; С=88, [17]. 

			

				

			

			Следовательно, проводник является термически стойким, т.к. выполнено неравенство:

			

			qmin=140,65 мм2≤q=1200 мм2.

			

			Выполним проверку на механическую прочность. 

			Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз вычисляют по формуле:

				,		(16.39)

				

				где  - длина пролёта между изоляторами, м;

				 – момент сопротивления сечения шин, см3; 

				а – расстояние между фазами, м.

				Примем расположение шины на изоляторе «плашмя». Определим длину пролёта по формуле:

					, 		(16.40)

					

					где J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси;

					 f0 – частота собственных колебаний, Гц. 

					Учитывая, что частота собственных колебаний больше 200Гц, имеем:

					

				, 

				

				Примем пролёт , а=0,8м. Тогда

				

				ί2у= МПа.

				

				Напряжение в материале полос определяется по формуле:

				

				  (16.41)

				где  – расстояние между прокладками, м;

				 fп – сила взаимодействия между полосами, Н;

				Расстояние между прокладками определяют по формуле:

				

				 , (16.42)

				

				где Е=7∙1010 Па – модуль упругости [17]; 

				Jп – момент инерции полосы;

				mп – масса одной полосы, согласно [17] mп=0,972 кг/м.

				=

				

				 Силу взаимодействия между полосами определяют по формуле:

				

				 , 		(16.43)

				

				где kф – коэффициент формы, согласно стр.234, [4], kф=0,5. 

				Тогда 

				

				= Н/м.

				

				Вычислим напряжение в материале полос по (16.41):

				

				 МПа.

				Расчётное напряжение в материале:

				

				МПа.

				

				Шины механически прочны, в том случае, если выполняется условие:

				

				 ,		 (16.44) 

				

				где  - допустимое механическое напряжение в материале шин согласно [17] =82,3 МПа.

				Таким образом, данные шины являются механически прочными, поскольку 

				

				

				

16.10 Выбор конструкции распределительных устройств



			Согласно ПУЭ при напряжении 10 кВ на подстанции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что подстанция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера.

			Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Желательно максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

			Все аппараты ОРУ – 110 кВ должны быть расположены на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматривают проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

			Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110 кВ укладывается слой гравия толщиной 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. Открытое РУ должно быть ограждено. 

			

			16.10.1 Конструкция РУ–110 кВ

			ОРУ – 110 кВ с одной секционированной и обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Две секции рабочей шины примыкают друг к другу, а обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системы шин. Выключатели установлены в один ряд. Перед выключателями проходит автодорога для проезда ремонтных механизмов, провоза оборудования. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системы шин асимметричное (килевое) расположение разъединителей.

				

			16.10.2 Конструкция РУ – 10 кВ.

			Здание РУ – 10 кВ выполнено одноэтажным, с однорядным расположением ячеек КРУ, с двумя секциями, с одним коридором. Кабельные линии непосредственно из ячеек КРУ выводят наружу.

			Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом ВВЭ–10–31,5/2500 ТЗ установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов.

			На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения ЗНОЛ–06–10У3 и разрядники, силовые предохранители, разъединители. 

Отсек сборных шин установлен на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.

Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию, на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения, счётчики, ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединены гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом. 

Шкафы устанавливаются в помещении и обслуживаются с одной стороны.


17. Безопасность и экологичность проекта



Производственная среда — это часть техносферы, обладающая повышенной концентрацией негативных факторов. Основными носителями травмирующих и вредных факторов в производственной среде являются машины и другие технические устройства, химически и биологически активные предметы труда, источники энергии, нерегламентированные действия работающих, нарушения режимов и организации деятельности, а также отклонения от допустимых параметров микроклимата рабочей зоны.

Травмирующие и вредные факторы подразделяют на физические, химические, биологические и психофизиологические. Физические факторы — движущиеся машины и механизмы, повышенные уровни шума и вибраций, электромагнитных и ионизирующих излучений, недостаточная освещенность, повышенный уровень статического электричества, повышенное значение напряжения в электрической цепи и другие; химические — вещества и соединения, различные по агрегатному состоянию и обладающие токсическим, раздражающим, сенсибилизирующим, канцерогенным и мутагенным воздействием на организм человека и влияющие на его репродуктивную функцию; биологические — патогенные микроорганизмы (бактерии, вирусы и др.) и продукты их жизнедеятельности, а также животные и растения; психофизиологические — физические перегрузки (статические и динамические) и нервно-психические (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов, монотонность труда, эмоциональные перегрузки).

Травмирующие и вредные факторы производственной среды, характерные для большинства современных производств, приведены в таблице 17.1.




Таблица 17.1 – Негативные факторы производственной среды

Группа факторов

Факторы

Источники и зоны действия фактора

Физические



Запыленность воздуха рабочей зоны

Зоны переработки сыпучих материалов, участки выбивки и очистки отливок, сварки и плазменной обработки, обработки пластмасс, стеклопластиков и других хрупких материалов, участки дробления материалов и т п.



Вибрации:

общие

локальные

Виброплощадки, транспортные средства, строительные машины

Виброинструмент, рычаги управления транспортных машин



Акустические колебания:

инфразвук шум







ультразвук



Зоны около виброплощадок, мощных двигателей внутреннего сгорания и других высокоэнергетических систем.

Зоны около технологического оборудования ударного действия, устройств для испытания газов, транспортных средств, энергетических машин

Зоны около ультразвуковых генераторов, дефектоскопов: ванны для ультразвуковой обработки



Статическое электричество

Зоны около электротехнического оборудования на постоянном токе, зоны окраски распылением, синтетические материалы



Электромагнитные поля и излучения

Зоны около линий электропередач, установок ТВЧ и индукционной сушки, электроламповых генераторов, телеэкранов, дисплеев, антенн, магнитов



Инфракрасная радиация

Нагретые поверхности, расплавленные вещества, излучение пламени



Лазерное излучение

Лазеры, отраженное лазерное излучение



Ультрафиолетовая радиация

Зоны сварки, плазменной обработки



Ионизирующие излучения

Ядерное топливо, источники излучений, применяемые в приборах, дефектоскопах и при научных исследованиях



Электрический ток

Электрические сети, электроустановки, распределители, трансформаторы, оборудование с электроприводом и т. д



Движущиеся машины, механизмы, материалы изделия, части разрушающихся конструкций и т.п.

Зоны движения наземного транспорта, конвейеров, подземных механизмов, подвижных частей станков, инструмента, передач Зоны около систем повышенного давления, емкостей со сжатыми газами, трубопроводов, пневмогидроустановок



Высота, падающие предметы

Строительные и монтажные работы, обслуживание машин и установок



Острые кромки

Режущий и колющий инструмент, заусенцы, шероховатые поверхности, металлическая стружка, осколки хрупких материалов



Повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов

Паропроводы, газоводы, криогенные установки, холодильное оборудование, расплавы

Химические

Загазованность рабочей зоны







Утечки токсичных газов и паров из негерметичного оборудования, испарения из открытых емкостей и при проливах, выбросы веществ при разгерметизации оборудования, окраска распылением, сушка окрашенных поверхностей



Запыленность рабочей зоны

Сварка и плазменная обработка материалов с содержанием Gr2O3, МпО, пересыпка и транспортирование дисперсных материалов, окраска распылением, пайка свинцовыми припоями, пайка бериллия и припоями, содержащими бериллий



Попадание ядов на кожные покровы и слизистые оболочки

Гальваническое производство, заполнение емкостей, распыление жидкостей (опрыскивание, окраска поверхностей)



Попадание ядов в желудочно-кишечный тракт

Ошибки при применении жидкостей, умышленные действия

Биологические

Смазочно-охлаждающие жидкости (СОЖ)

Обработка материалов с применением эмульсолов

Психофизиологические

Физические перегрузки: статические



динамические





Продолжительная работа с дисплеями, работа в неудобной позе

Подъем и перенос тяжестей, ручной труд



Нервно-психические перегрузки:

умственное перенапряжение

перенапряжение анализаторов

монотонность труда

эмоциональные перегрузки





Труд научных работников, преподавателей, студентов



Операторы технических систем, авиадиспетчеры, работа с дисплеями



Наблюдение за производственным процессом

Работа авиадиспетчеров, творческих работников



В тех случаях, когда в рабочей зоне не обеспечены комфортные условия труда, источником физических вредных факторов могут быть повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенное или пониженное атмосферное давление, повышенные влажность и скорость движения воздуха, неправильная организация освещения (недостаточная освещенность, повышенная яркость, пониженная контрастность, блесткость, повышенная пульсация светового потока). Вредные воздействия возникают также при недостатке кислорода в воздухе рабочей зоны.

Конкретные производственные условия характеризуются совокупностью негативных факторов, а также различаются по уровням вредных факторов и риску проявления травмирующих факторов.

	При эксплуатации электроэнергетических установок обслуживающий персонал подвергается воздействию следующих опасных и вредных факторов:

– Повышенный уровень электромагнитных излучений;

– Повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека.

Источниками негативных воздействий на производстве являются не только технические устройства. На уровень травматизма оказывают влияние психофизическое состояние и действия работающих. 

Воздействие негативных факторов производственной среды приводит к травмированию и профессиональным заболеваниям работающих.


17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений



Спектр электромагнитных колебаний по частоте достигает 1021 Гц. В зависимости от энергии фотонов (квантов) его подразделяют на область неионизирующих и ионизирующих излучений.

К ЭМП промышленной частоты относятся линии электропередач (ЛЭП) напряжением до 1150 кВ, открытые распределительные устройства, включающие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы Они являются источниками электрических и магнитных полей промышленной частоты (50 Гц) Длительное действие таких полей приводит к расстройствам, которые субъективно выражаются жалобами на головную боль в височной и затылочной области, вялость, расстройство сна, снижение памяти, повышенную раздражительность, апатию, боли в области сердца. Для хронического воздействия ЭМП промышленной частоты характерны нарушения ритма и замедление частоты сердечных сокращений. У работающих с ЭМП промышленной частоты могут наблюдаться функциональные нарушения в ЦНС и сердечно-сосудистой системе, в составе крови. Поэтому необходимо ограничивать время пребывания человека в зоне действия электрического поля, создаваемого токами промышленной частоты напряжением выше 400 кВ.

Нормирование ЭМП промышленной частоты осуществляют по предельно допустимым уровням напряженности электрического и магнитного полей частотой 50 Гц в зависимости от времени пребывания в нем и регламентируются “Санитарными нормами и правилами выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленной частоты” № 5802-91 и ГОСТ 12.1.002-84 по электрическому полю и СанПиН 2.2.4.723-98 по переменному магнитному полю частоты (50 Гц) в производственных условиях.

Пребывание в ЭП напряженностью до 5 кВ/м включительно допускается в течение всего рабочего дня.

Допустимое время пребывания в ЭП может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. В остальное рабочее время напряженность ЭП не должна превышать 5 кВ/м. При напряженности ЭП 20...25 кВ/м время пребывания персонала в ЭП не должно превышать 10 мин. Предельно допустимый уровень напряженности ЭП устанавливается равным 25 кВ/м.

Влияние электрических полей переменного тока промышленной частоты в условиях населенных мест (внутри жилых зданий, на территории жилой застройки и на участках пересечения воздушных линий с автомобильными дорогами) ограничивается “Санитарными нормами и правилами защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи переменного тока промышленной частоты” № 2971—84. В качестве предельно допустимых уровней приняты следующие значения напряженности электрического поля:

- внутри жилых зданий 0,5 кВ/м;

- на территории жилой застройки 1 кВ/м;

	- в населенной местности, вне зоны жилой застройки (земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, пригородные и зеленые зоны, курорты, земли поселков городского типа, в пределах поселковой черты этих пунктов), а также на территории огородов и садов 5 кВ/м;

	- на участках пересечения воздушных линий (ВЛ) с автомобильными дорогами I—IV категории 10 кВ/м;

	- в ненаселенной местности (незастроенные местности, хотя бы и частично посещаемые людьми, доступные для транспорта, и сельскохозяйственные угодья) 15 кВ/м;

	- в труднодоступной местности (не доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин) и на участках, специально выгороженных для исключения доступа населения 20 кВ/м.

Воздействие электростатического поля (ЭСП) — статического электричества на человека связано с протеканием через него слабого тока (несколько микроампер). При этом электротравм никогда не наблюдается. Однако вследствие рефлекторной реакции на ток (резкое отстранение от заряженного тела) возможна механическая травма при ударе о рядом расположенные элементы конструкций, падении с высоты и т. д.

Исследование биологических эффектов показало, что наиболее чувствительны к электростатическому полю ЦНС, сердечно-сосудистая система, анализаторы. Люди, работающие в зоне воздействия ЭСП, жалуются на раздражительность, головную боль, нарушение сна и др. Характерны своеобразные “фобии”, обусловленные страхом ожидаемого разряда, склонность к психосоматическим расстройствам с повышенной эмоциональной возбудимостью и быстрой истощаемостью, неустойчивость показателей пульса и артериального давления.

Нормирование уровней напряженности ЭСП осуществляют в соответствии с ГОСТ 12.1.045—84 в зависимости от времени пребывания персонала на рабочих местах. Предельно допустимый уровень напряженности ЭСП Ещ^ равен 60 кВ/м в течение 1 ч. При напряженности менее 20 кВ/м время пребывания в ЭСП не регламентируется. 

Допустимые уровни напряженности ЭСП и плотности ионного потока для персонала подстанций и ВЛ постоянного тока ультравысокого напряжения установлены СН № 6032—91.

Магнитные поля могут быть постоянными (ПМП) от искусственных магнитных материалов и систем, импульсными (ИМП), инфранизко-частотными (с частотой до 50 Гц), переменными (ПеМП). Действие магнитных полей может быть непрерывным и прерывистым.

Степень воздействия магнитного поля (МП) на работающих зависит от максимальной напряженности его в рабочем пространстве магнитного устройства или в зоне влияния искусственного магнита. Доза, полученная человеком, зависит от расположения рабочего места по отношению к МП и режима труда. Каких-либо субъективных воздействий ПМП не вызывают. При действии ПеМП наблюдаются характерные зрительные ощущения, так называемые фосфены, которые исчезают в момент прекращения воздействия.

При постоянной работе в условиях хронического воздействия МП, превышающих предельно допустимые уровни, развиваются нарушения функций нервной, сердечно-сосудистой и дыхательной систем, пищеварительного тракта, изменения в крови. При преимущественно локальном воздействии могут развиваться вегетативные и трофические нарушения, как правило, в областях тела, находящегося под непосредственным воздействием МП (чаще всего рук). Они проявляются ощущением зуда, бледностью или синюшностью кожных покровов, отечностью и уплотнением кожи, в некоторых случаях развивается гиперкератоз (ороговелость).

В соответствии с СН 1742-77 напряженность МП на рабочем месте не должна превышать 8 кА/м. Напряженность МП линии электропередачи напряжением до 750 кВ обычно не превышает 20...25 А/м, что не представляет опасности для человека.

Большую часть спектра неионизирующих электромагнитных излучений (ЭМИ) составляют радиоволны (3 Гц…3000 ГГц), меньшую часть — колебания оптического диапазона (инфракрасное, видимое, ультрафиолетовое излучения). В зависимости от частоты падающего электромагнитного излучения ткани организмов проявляют различные электрические свойства и ведут себя как проводник или как диэлектрик

С учетом радиофизических характеристик условно выделяют пять диапазонов частот: от единиц до нескольких тысяч Гц, от нескольких тысяч до 30 МГц, 30 МГц...10 Гц, 10…200 ГГц и 200...3000 ГГц.

Действующим началом колебаний первого диапазона являются протекающие токи соответствующей частоты через тело как хороший проводник; для второго диапазона характерно быстрое убывание с уменьшением частоты поглощения энергии, а следовательно, и поглощенной мощности; особенностью третьего диапазона является резонансное поглощение. У человека такой характер поглощения возникает при действии ЭМИ с частотой, близкой к 70 МГц; для четвертого и пятого диапазонов характерно максимальное поглощение энергии поверхностными тканями, преимущественно кожей.

В целом по всему спектру поглощение энергии ЭМИ зависит от частоты колебаний, электрических и магнитных свойств среды. При одинаковых значениях напряженности поля коэффициент поглощения в тканях с высоким содержанием воды примерно в 60 раз выше, чем в тканях с низким содержанием. С увеличением длины волны глубина проникновения электромагнитных волн возрастает, различие диэлектрических свойств тканей приводит к неравномерности их нагрева, возникновению макро- и микротепловых эффектов со значительным перепадом температур.

В зависимости от места и условий воздействия ЭМИ различают четыре вида облучения: профессиональное, непрофессиональное, облучение в быту и облучение, осуществляемое в лечебных целях, а по характеру облучения - общее и местное

Степень и характер воздействия ЭМИ на организм определяются плотностью потока энергии, частотой излучения, продолжительностью воздействия, режимом облучения (непрерывный, прерывистый, импульсный), размером облучаемой поверхности, индивидуальными особенностями организма, наличием сопутствующих факторов (повышенная температура окружающего воздуха, свыше 28 °С, наличие рентгеновского излучения). Наряду с интенсивностно-временными параметрами воздействия имеют значение режимы модуляции (амплитудный, частотный или смешанный) и условия облучения. Установлено, что относительная биологическая активность импульсных излучений выше непрерывных.

Биологические эффекты от воздействия ЭМИ могут проявляв в различной форме: от незначительных функциональных сдвигов и нарушений, свидетельствующих о развитии явной патологии. Следствием поглощения энергии ЭМП является тепловой эффект. Избыточная теплота, выделяющаяся в организме человека, отводится путем увеличения нагрузки на механизм терморегуляции; начиная с определенного предела организм не справляется с отводом теплоты от отдельных органов и температура их может повышаться. Воздействие ЭМИ особенно вредно для тканей со слаборазвитой сосудистой системой или недостаточным кровообращением (глаза, мозг, почки, желудок, желчный и мочевой пузырь). Облучение глаз может привести к помутнению хрусталика (катаракте), причем развитие катаракты является одним из немногих специфических поражений, вызываемых ЭМИ радиочастот в диапазоне 300 МГц...300 ГГц при плотности потока энергии (ППЭ) свыше 10 мВт/см2. Помимо катаракты при воздействии ЭМИ возможны ожоги роговицы.

Для длительного действия ЭМИ различных диапазонов длин волн при умеренной интенсивности (выше ПДУ) характерным считают развитие функциональных расстройств в ЦНС с нерезко выраженными сдвигами эндокринно-обменных процессов и состава крови. В связи с этим могут появиться головные боли, повышение или понижение давления, урежение пульса, изменение проводимости в сердечной мышце, нервно-психические расстройства, быстрое развитие утомления. Возможны трофические нарушения: выпадение волос, ломкость ногтей, снижение массы тела. Наблюдаются изменения возбудимости обонятельного, зрительного и вестибулярного анализаторов. На ранней стадии изменения носят обратимый характер, при продолжающемся воздействии ЭМИ происходит стойкое снижение работоспособности.

В пределах радиоволнового диапазона доказана наибольшая биологическая активность микроволнового СВЧ-поля в сравнении с ВЧ и УВЧ.

Острые нарушения при воздействии ЭМИ (аварийные ситуации) сопровождаются сердечно-сосудистыми расстройствами с обмороками, резким учащением пульса и снижением артериального давления.

Нормированы ЭМИ радиочастотного диапазона проводится по ГОСТ 12.1.006-84 и Санитарным правилам и нормам СанПиН 2.2.4/2.1.8.055—96. В основу гигиенического нормирования положен принцип действующей дозы, учитывающей энергетическую нагрузку.



17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека



Действие электрического тока на живую ткань носит разносторонний и своеобразный характер. Проходя через организм человека, электроток производит термическое, электролитическое, механическое и биологическое действия.

Термическое действие тока проявляется ожогами отдельных участков тела, нагревом до высокой температуры органов, расположенных на пути тока, вызывая в них значительные функциональные расстройства. Электролитическое действие тока выражается в разложении органической жидкости, в том числе крови, в нарушении ее физико-химического состава. Механическое действие тока приводит к расслоению, разрыву тканей организма в результате электродинамического эффекта, а также мгновенного взрывоподобного образования пара из тканевой жидкости и крови. Биологическое действие тока проявляется раздражением и возбуждением живых тканей организма, а также нарушением внутренних биологических процессов.

Электротравмы условно разделяют на общие и местные. К общим относят электрический удар, при котором процесс возбуждения различных групп мышц может привести к судорогам, остановке дыхания и сердечной деятельности. Остановка сердца связана с фибрилляцией — хаотическим сокращением отдельных волокон сердечной мышцы (фибрилл). К местным травмам относят ожоги, металлизацию кожи, механические повреждения, электроофтальмии. Металлизация кожи связана с проникновением в нее мельчайших частиц металла при его расплавлении под влиянием чаще всего электрической дуги.

Исход поражения человека электротоком зависит от многих факторов: силы тока и времени его прохождения через организм, характеристики тока (переменный или постоянный), пути тока в теле человека, при переменном токе — от частоты колебаний.

Ток, проходящий через организм, зависит от напряжения прикосновения, под которым оказался пострадавший, и суммарного электрического сопротивления, в которое входит сопротивление тела человека. Величина последнего определяется в основном сопротивлением рогового слоя кожи, составляющим при сухой коже и отсутствии повреждений сотни тысяч Ом. Если эти условия состояния кожи не выполняются, то ее сопротивление падает до 1 кОм, При высоком напряжении и значительном времени протекания тока через тело сопротивление кожи падает еще больше, что приводит к более тяжелым последствиям поражения током. Внутреннее сопротивление тела человека не превышает нескольких сотен ом и существенной роли не играет.

На сопротивление организма воздействию электрического тока оказывает влияние физическое и психическое состояние человека. Нездоровье, утомление, голод, опьянение, эмоциональное возбуждение приводят к снижению сопротивления. Характер воздействия тока на человека в зависимости от силы и вида тока приведен в таблице 17.2.



Таблица 17.2 – Характер воздействия тока на человека (путь тока рука - нога, напряжение 220 В)

Ток мА

Переменный ток, 50 Гц

Постоянный ток

0,6…1,5

Начало ощущения, легкое дрожание пальцев

Ощущений нет

2,0…2,5

Начало болевых ощущений

Тоже

5,0…7,0

Начало судорог в руках

Зуд, ощущение нагрева

8,0…10,0

Судороги в руках, трудно, но

можно оторваться от электродов

Усиление ощущения нагрева

20,0…25,0

Сильные судорога и боли, неотпускающий ток, дыхание затруднено

Судороги рук, затруднение дыхания

50,0…80,0

Паралич дыхания

Тоже

90,0…100,0

Фибрилляция сердца при действии тока в течение 2—3 с, паралич дыхания

Паралич дыхания при длительном протекании тока

300,0

То же, за меньшее время

Фибрилляция сердца через 2—3 с, паралич дыхания



Допустимым считается ток, при котором человек может самостоятельно освободиться от электрической цепи. Его величина зависит от скорости прохождения тока через тело человека: при длительности действия более 10 с — 2 мА, при 10 с и менее — 6 мА. Ток, при котором пострадавший не может самостоятельно оторваться от токоведущих частей, называется неотпускающим.

Переменный ток опаснее постоянного, однако при высоком напряжении (более 500 В) опаснее постоянный ток. Из возможных путей протекания тока через тело человека (голова — рука, голова — ноги, рука — рука, нога — рука, нога — нога и т. д.) наиболее опасен тот, при котором поражается головной мозг (голова — руки, голова — ноги), сердце и легкие (руки — ноги). Неблагоприятный микроклимат (повышенная температура, влажность) увеличивает опасность поражения током, так как влага (пот) понижает сопротивление кожных покровов.

При гигиеническом нормировании ГОСТ 12.1.038—82 устанавливает предельно допустимые напряжения прикосновения и токи, протекающие через тело человека (рука — рука, рука — нога) при нормальном (неаварийном) режиме работы электроустановок производственного и бытового назначения постоянного и переменного тока частотой 50 и 400 Гц (таблица 17.3).



Таблица 17.3 – Предельно допустимые уровни напряжения

Род тока





Нормируемая

величина

Предельно допустимые уровни, не более, при продолжительности воздействия тока Iа, с





0,01

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

2,0

Переменный, 50 Гц

Uа, В

650

500

250

165

125

100

85

70

65

55

50

36

Переменный, 400 Гц

Uа, В

650

500

500

330

250

200

170

140

100

100

100

36

Постоянный

Uа, В

650

500

400

350

300

250

240

230

220

210

200

40

Выпрямленный двухполупериодичный

Uа, В

650

500

400

300

270

230

220

210

200

190

180

__

Выпрямленный однополуперио-дичный

Uа, В

650

500

400

300

250

200

190

180

170

160

150

—



17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ



В данном проекте установлена одноцепная линия электропередач. Следовательно, целесообразно применить одиночные тросовые молниеотводы. Молниеотводы размещаются на вершинах опор.

Для ВЛ 110 кВ высота опор с полной высотой стержневого молниеотвода составляет 43 м. Высота защищаемого участка (29 м) включает в себя высоту опоры до провода и расстояние между фазами.

Определяем параметры молниезащиты для зоны А, для тросовых молниеотводов



 м,



где h0 – высота вершины конуса молниеотвода, м; h – высота опоры с полной высотой стержневого молниеотвода, м.

 м;

 м,



где r0, rx – радиусы защиты на уровне земли и на высоте защищаемого сооружения.

Определяем максимальные габариты защищаемого сооружения





Рисунок 17.2 Зона защиты одиночного тросового молниеотвода



Таблица 17.4 – Зависимость n = F(tср)

tср, ч/год

10…20

21…40

41…60

n, 

1

2

4





где tср – среднегодовая продолжительность гроз, ч/год. Согласно [16], для Урала tср = 41…60 ч/год.

Для ЛЭП 110 кВ выбираем среднегодовое число ударов молнии в одном км2 земной поверхности в месте нахождения здания или сооружения n = 4  (таблица 17.4). Согласно [16], для 110 кВ длина пролета составляет а = 300 м и расстояние между фазами L = 7 м.

 м,



где А – длина зоны зашиты.

Принимаем целое значение 321 м



 м,



где В – ширина зоны зашиты.

Принимаем целое значение 28 м.

Определим возможную поражаемость защищаемого объекта в зоне А при отсутствии молниезащиты







Данная молниезащита полностью защищает линию электропередач от попадания молнии и других воздушных электрических и статических разрядов, т.к. а<A, L<B, т.е. защищаемое сооружение полностью находится в зоне защиты.



17.4 Оценка экологичности проекта



Влияние линии электропередач на окружающую среду разнообразно. Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряженностях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстоянии 1-1,5 м от проводов фаз воздушных линий.

Биологическое влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия, оказываемые на человека действием электрического поля, зависят от напряженности поля и от времени его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции ГОСТ 12.1.002-84 устанавливает допустимую продолжительность пребывания в электрическом поле при напряженностях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м – время пребывания не ограниченно, 10 кВ/м – время пребывания 180 минут, 15 кВ/м – 90 минут, 20 кВ/м – 10 минут, 25 кВ/м – 5 минут. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течение суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений. 


18 Организационно–экономическая часть



18.1 Маркетинговые исследования 



Маркетинговые исследования – это вид деятельности, который с помощью информации связывает маркетолога с потребителями, покупателями и общественностью. Информация используется для выявления и определения маркетинговых возможностей и проблем; для выработки, совершенствования и оценки маркетинговых действий; для отслеживания результатов маркетинговой деятельности; а также для улучшения понимания процесса управления маркетингом. Маркетинговые исследователи классифицируют информацию, необходимую для исследования, определяют метод ее сбора, разрабатывают и осуществляют его, анализируют результаты и передают полученные данные заказчику.

Процесс маркетингового исследования состоит из четырех этапов: выявление проблемы и цель исследования, обработка плана исследования, реализация плана исследования, обработка и предоставление полученных результатов.

Проект на тему: «Проектирование сети 110 кВ», предполагает создание модели оптимальной электрической сети, при котором затраты на создание системы и ее эксплуатацию минимальны. Также проектируется новая подстанция «1», напряжением 110/10 кВ и выбирается все необходимое оборудование для данной подстанции.

Заказчиком данного проекта могут выступать организации, передающие и сбывающие энергию, такие как Башкирэнерго, Энергосетьпроект, Башэлектромонтаж. Для заказчика данный проект интересен тем, что данная электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанции, её передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и её распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников. Данная электрическая сеть спроектирована таким образом, чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах – нормальных, ремонтных и послеаварийных. Это требование, в свою очередь, означает, что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети не должны превышать допустимых по тем или иным условиям значений.

Надежность электроснабжения в данном проекте учитывается путем резервирования цепей питания. Т.е. каждая подстанция запитывается минимум от двух разных источников. Таким образом при отказе одной цепи питания, вторая остается в работе, обеспечивая необходимую надежность электроснабжения.

Наряду с обеспечением работоспособности, надежности функционирования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электрическая сеть должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодня выступает минимум дисконтированных затрат, а при эксплуатации минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. Это означает, что при разработке вариантов развития существующей сети на перспективу выбор параметров элементов новой части сети необходимо осуществлять в соответствии с указанным критерием и с учетом технических ограничений. В целях определения экономической эффективности проекта, сопоставим данную сеть с аналогичной, но имеющей другую протяженность линий электропередач. 

Даннная электросеть строится в один этап, то есть средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми издержками, т.е передаваемая мощность, а следовательно потери энергии, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.




18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности



В данном проекте экономически целесообразно уделить внимание надежности снабжения потребителя, а также минимуму дисконтированных затрат и минимуму расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии.

Выбраны три наиболее важных показателя качества, по которым в дальнейшем будет производиться сравнительная оценка технического уровня проекта сети «с проектом» и «без проекта».

Выбранные показатели представлены в порядке убывания их весомости:

- время безотказной работы сети;

- надежность сети;

- срок постройки сети.

Чем больше среднее время безотказной работы сети, тем меньше расходы на ремонт сети, меньше ущерба от недоотпуска электроэнергии. Таким образом, этот показатель качества является весьма важным.

Чем выше надежность сети, тем меньше время ее простоя и меньше недоотпуск энергии потребителю.

В последнее время требуется быстрый ввод в эксплуатацию сети, поэтому малый срок постройки сети также является важным показателем. 

Поскольку показатели качества выбраны, то следующей задачей становится определение их весомости. В таблице 18.2 приведены весомости выбранных показателей качества.



Таблица 18.2 - Весомости показателей качества

№

Эксперт

Должность эксперта

Вес эксперта

Вес показателей

Всего









1

2

3

b

q









b

q

b

q

b

q





1

Головкин А.В.

Руководитель проекта

5

5

0,384

4

0,308

5

0,308

13

1

2

Калякин А.О.

студент

4

5

0,357

5

0,357

4

0,285

14

1

3

Юрочкин В.С.

студент

4

4

0,308

5

0,384

4

0,308

13

1



Q

0,352

0,352

0,3

1



Весомость показателя определяем по следующей формуле:



,								 (18.1)



где qi - весомость i-го показателя;

 bi - оценка экспертом i-го показателя;

 b - суммарная оценка всех показателей.

Определим весомость первого показателя качества для первого эксперта.







Средневзвешенную весомость показателя определяем по формуле:



, 									(18.2)



где Кэ i - вес i-го эксперта.

Определяем средневзвешенную весомость для первого показателя.






Затем составляем карту технического уровня и качества изделия и определяем технический показатель качества по формуле:



,								 (18.3)



гдеi - относительный показатель качества;

 Qi - вес i-го показателя.

Определяем технический показатель качества для относительных значений показателей БП/СП (СП/БП).



К1 == 1,33∙0,352 + 2∙0,352 + 1,33∙0,3 = 1,57.



Таблица 18.3 - Карта технического уровня и качества проекта

№

Показатели

Ед. изм.

Весомость показателя

Абсолютные значения показателей

Относительные значения показателей









С проектом

Без проекта

Пер

БП/СП (СП/БП)

БП/Пер

СП/Пер

1

Время безотказной работы

лет

0,352

20

15

25

1,35

1,66

1,25

2

Надежность

отказ/ год

0,352

3

6

3

2

1/2

1

3

Срок установки оборудования

дней

0,3

150

200

150

1,33

0,75

1

Технический показатель качества, Кт

1,57

0,925

1,092



Рассчитаем интегральный показатель качества сети «с проектом» по отношению к сети «без проекта»:


, 									(18.4)





где Ки - интегральный показатель качества;

 Кэ - экономический показатель качества.

Экономический показатель качества определяется как отношение цены сети «с проектом» к цене сети «без проекта»:



,



где З1 – затраты на создание сети «с проектом»;

З2 – затраты на создание сети «без проекта».

Таким образом, проект сети «с проектом» , как видно, будет выгоднее сети «без проекта». 



18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации



Семейство стандартов ИСО 9000 было разработано для того, чтобы помочь организациям всех видов и размеров внедрять и обеспечивать функционирование эффективных систем менеджмента качества:

- ГОСТ Р ИСО 9000-2001 описывает основные положения систем менеджмента качества и устанавливает терминологию для систем менеджмента качества;

- ГОСТ Р ИСО 9001-2001 определяет требования к системам менеджмента качества для тех случаев, когда организации необходимо продемонстрировать свою способность предоставлять продукцию, отвечающую требованиям потребителей и установленным к ней обязательным требованиям, и направлен на повышение удовлетворенности потребителей;

- ГОСТ Р ИСО 9004-2001 содержит рекомендации, рассматривающие как результативность, так и эффективность системы менеджмента качества. Целью этого стандарта является улучшение деятельности организации и 

удовлетворенности потребителей и других заинтересованных сторон.

	В данном дипломном проекте выбранное оборудование удовлетворяет стандартам ИСО. В соответствии с ГОСТ Р ИСО 9001-2001 в проекте потребителям передается энергия заданного качества с допустимыми отклонениями. Принимаются решения, основанные на фактах: эффективные решения основываются на анализе данных и информации.

	В соответствии с ГОСТ Р ИСО 9004-2001 в проекте рассматриваем результативность и эффективность системы менеджмента качества, а следовательно, и потенциал по улучшению всей деятельности проектируемой энергосистемы. В данном стандарте внимание сосредоточено на достижении постоянного улучшения, измеряемого степенью удовлетворенности потребителей и других заинтересованных сторон (заказчиков), что и реализовываем в процессе проектирования.

	

	18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

	

Для определения затрат на проектирование сети и подстанции необходимо определить затраты на оплату труда. Стоимость проекта определяется количеством и квалификацией специалистов, принимающих участие в разработке, временем, на которое они привлечены.

В таблице 18.4 приведены затраты на проектирование по соответ-ствующим работам и в целом.

Прямая заработная плата определяется по формуле:


 , 					(18.5)



где Ч - число рабочих часов в месяце (162,2 часа).

Определяем прямую заработную плату для 1-го пункта – Разработка схем электрической сети района.



ЗП (п.5) =  руб.



Таблица 18.4 - Зарплата на разработку проекта

№

Наименование работ

Должность исполнителя

Трудоем-кость, ч.

Разряд оплаты труда

Тарифная ставка, руб.

Прямая тар-я зарплата, руб.











месяч-

ная

по час.



1

Разработка схем электрической сети района

инженер

5

9

1608

9,8

49

2

Предварительное распределение мощностей

инженер

10

9

1608

9,8

98

3

Выбор номинального напряжения сети

инженер

2

9

1608

9,8

19,6

4

Выбор сечения и марки проводов

инженер

7

9

1608

9,8

68,6

5

Определение потерь мощности в линиях

инженер

3

9

1608

9,8

29,4

6

Выбор трансформаторов

инженер

2

9

1608

9,8

19,6

7

Определение потерь мощности в трансформаторах

инженер

1

9

1608

9,8

9,8

8

Баланс активны и реактивных мощностей в системе

инженер

7

9

1608

9,8

68,6

9

Выбор схем подстанций

инженер

2

9

1608

9,8

19,6

10

Технико-экономическое сравнение вариантов

инженер

12

9

1608

9,8

117,6

11

Электрический расчет максимального режима

инженер

12

9

1608

9,8

117,6

12

Электрический расчет минимального режима

инженер

12

9

1608

9,8

117,6

13

Электрический расчет послеаварийного режима

инженер

12

9

1608

9,8

117,6

14

Механический расчет проводов

инженер

20

9

1608

9,8

196

15

Раздел «Безопасность жизнедеятельности»

инженер

15

9

1608

9,8

147

16

Расчет подстанции

инженер

25

9

1608

9,8

245

17

Раздел «Экономика»

инженер

25

9

1608

9,8

245

18

Чертежи

инженер

30

9

1608

9,8

294

19

Сбор литературы

инженер

10

9

1608

9,8

98

20

Специальный вопрос

инженер

15

9

1608

9,8

147

21

Оформление

инженер

30

9

1608

9,8

294

 ИТОГО

267



2616,6

 Премия (150%)

3924,9

 Уральские (15%)

981,225

Дополнительная зарплата (8,5% от ФОТ)

639,43

 Основная и дополнительная зарплата

8162,13

	

	Таблица 10.5 – Калькуляция на разработку проекта

№

Наименование статей расходов

Примечание

Сумма, руб.

1

Оплата труда разработчиков (ФОТ)

см. таблицу 10.4

8162,13

2

ЕСН

ЕСН = 26%,

2122,15

3

Страхование профессионального риска

0,2% от ФОТ

16,32

Итого прямые расходы

10300,6

4

Накладные расходы

12% от цены 

1404,63

5

Себестоимость

Итого прямые расходы + п.4

11705,23

6

Прибыль

не используется в УГАТУ

-

7

Цена

п.5 + п.6

11705,23

	

	
18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

	

	Цены на построение электрической сети взяты из методических указаний по проектированию электрических сетей [12], приведенных к ценам 2005 года с помощью индексов.

	Калькуляцию затрат на создание сети с большой протяженностью линий назовем калькуляцией затрат «без проекта», соответственно с меньшей протяженностью – «с проектом».

	

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов



18.6.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети «с проектом»

	Капиталовложения на создание сети определяются по выражению:

	

,



	где ЗС – затраты на создание сети, руб;

	 ЗП – постоянная часть затрат на сеть, руб;

	ЗТР – транспортные расходы;

	ЗПР – затраты на создание проекта. 




Вариант «с проектом»				Вариант «без проекта»





1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

30 км

10 км

171 км			

1

2

А

3

4

5

6

20 км

24 км

20 км

37 км

30 км

10 км

33 км

174 км

Рисунок 18.1 – Варианты проектируемой сети



Капитальные вложения в линии:



;



где  - стоимость одного километра линии, ; Сл = 30,7  [27];

  - длина линии, км. 

 Так как линия двухцепная, то длину линии умножаем на 2.







Таблица 18.6 – Капитальные вложения в линии

Линия

А-3

3-5

5-6

6-4

4-2

2-1

А-1

Зл, тыс.руб.

1228

695,6

169

495

507

376

1473,6

∑Зл, тыс.руб.

4944,2



Для второго варианта расчет аналогичен.


Таблица 18.6 – Капитальные вложения в линии

Линия

А-3

3-5

5-6

А-2

А-1

2-1

2-4

Зл, тыс.руб.

1140

1805,6

965

620,4

451,2

1328

1476

∑Зл, тыс.руб.

7786,2



Приведем капитальные затраты к ценам 2005 года с помощью индекса – дефлятора пересчета.



З1=4944,2∙58,324=288365,52 тыс.р. (с проектом),

	З2=7786∙58,324=454110,66 тыс. р. (без проекта).

	

	Транспортные расходы принимаем как 20% от стоимости сети. Таким образом, транспортные расходы для варианта «без проекта» составляют ЗТР БП = =90822,13 тыс.руб., а транспортные расходы для варианта «с проектом» составляют ЗТР СП = 57673 тыс.руб.

	

	Таблица 18.7 – Постоянная часть затрат на сооружение сети.

Напряжение, кВ

Установка опор, руб

Протяжка проводов, руб

 Подвес изоляторов, руб.

Средства связи и телемеханики, руб

Прочие затраты, руб

Всего (постоянная часть затрат), руб

110

1749720

2332960

1749720

4665920

2041340

12539660

	

	Цены за 2005 год были взяты из сети Internet, т.е. пересчета не требуется.

	Капиталовложения на создание сети, без проекта:

	

	

	

	Капиталовложения на создание сети, с проектом:

	


	

	18.7 Затраты на эксплуатацию сети

	

	Затраты на эксплуатацию сети состоят из оплаты труда оперативного и ремонтного персонала, обслуживающих данную сеть, амортизационных отчислений, стоимости расходных материалов, математического ожидания ущерба от нарушения электроснабжения, налога на имущество и стоимости потерь электроэнергии.

Затраты на потери электроэнергии

По [3] принимаем удельную стоимость потерь энергии β = 1,75 ∙ 10-2 руб/кВт∙ч.

Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле



,



где Тmax – число часов использования максимума нагрузок.



ч.



Издержки на потери в электрической сети определяются по формуле



,



где –суммарные переменные потери мощности в сети, ,

 –суммарные потери холостого хода трансформатора, =0,7 МВт.



 т.р.



Математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения:



,



где α – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3], α = 6 ∙ 103 т.р.

 ε – степень ограничения потребителя (ε = 1 при полном отключении потребителя, ε < 1 – при частичном);

Тв – среднее время восстановления элемента [3], Тв = 1,1 .

 – параметр потока отказов элемента [3],  = 1∙10-3 .



 т.р.

	

	Данную сеть обслуживают четыре человека из оперативного персонала и четыре из ремонтного. Оперативный персонал – двое с пятым разрядом, двое с четвертым; ремонтный – двое с пятым разрядом, двое с четвертым.

	Так как число подстанций не уменьшается, то количество человек в обоих вариантах одинаково. 

	Расчет затрат на эксплуатацию подстанции сведем в таблицу 18.8.

	

	Таблица 18.8 – Затраты на эксплуатацию

Показатели

Примечание

Без проекта

С проектом

4 разряд × 4 чел

3500 руб/мес

14000

14000

5 разряд × 4 чел

4000 руб/мес

16000

16000

Итого прямая зарплата, руб



30000

30000

Премия, руб

50% от прямой зарплаты

15000

15000

Уральский коэффициент, руб

15%от

прямой зарплаты+премия

6750

6750

ФОТ, руб

прямая зарплата+премия+

+уральский коэф.

51750

51750

Дополнительная зарплата, руб

8,5% от ФОТ

4398,75

4398,75

Основная и дополнительная зарплата, руб

ФОТ+8,5% от ФОТ

56148,75

56148,75

Затраты на зарплату за год, руб



673785

673785

ЕСН + профессиональный риск, руб

26,2% от ФОТ в год

176531,67

176531,67

Стоимость потерь электроэнергии, руб

см. п. 11.2

281810

263120

Математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения, руб



118800

118800

Затраты на расходные материалы, руб

1% от К

5574841,5

3585899,8

Амортизационные отчисления, руб

2% от К

1114968,3

7171299,7

Налог на имущество, руб

2% от К

1114968,3

7171299,7

Итого ЗЭКС, тыс.руб

Общая сумма

29125,133

19161,735

	

	Затраты на амортизационные отчисления принимает 2% от К, т.к. срок службы сети 50 лет.

	

	18.7 Расчет денежных потоков

	

	Построим схемы денежных потоков для вариантов а) по выручке и б) по эксплуатационным затратам с учетом затрат на капиталовложения.

	



	Рисунок 18.2 – Схема денежных потоков по эксплуатационным затратам

	

	18.7.1 расчет денежных потоков по выручке

	Определим сумму реализации энергии в год.

	Суммарный отпуск энергии в энергосистему:

	

	.	 (18.7)

	

	где Рmax – мощность подстанции, кВт;

	Тmax – число часов использования максимума, ч/год.

	Определим процент потребления электроэнергии различными потребителями. Сумма реализации электроэнергии в год определяется по формуле:

	

	,

	где Сбдж, Снас, Смаш – средняя цена 1 кВт∙ч для бюджетных, машиностроительных потребителей и населения, коп/кВт∙ч. Сбдж = 90 коп/кВт∙ч; Снас = 70,33 коп/кВт∙ч; Смаш= 75 коп/кВт∙ч. 

	Эбдж, Энас, Эмаш – потребление энергии соответствующими потребителями, кВт∙ч. Эбдж = 60%; Энас = 20%, Эмаш = 20 %.

	

	Эбдж = 0,6 ∙ 6975 ∙ 105 = 4185 ∙ 105 кВт∙ч;

	Энас = 0,2 ∙ 6975 ∙ 105 = 1395 ∙ 105 кВт∙ч;

	Эмаш = 0,2 ∙ 6975 ∙ 105 = 1395 ∙ 105 кВт∙ч;

	D = 0,9 ∙ 4185 ∙ 105 + 0,7 ∙ 1395 ∙ 105 + 0,75 ∙ 1395 ∙ 105 = 578925 тыс. руб.



Прибыль в сети определяется как разность между суммой реализации и годовыми эксплуатационными расходами.

	Расчет денежных потоков сведем в таблицу 18.9.

	

	Таблица 18.9 – Расчет денежных потоков по выручке

Показатель

Формула 

Без проекта

С проектом

Выручка, тыс.руб.



578925

578925

Себестоимость, тыс. руб

Сэн = Рmax ∙ Tmax ∙ Cэн = 

= 155000 ∙ 0,7427 ∙ 4500 =516150

516150

516150

Эксплуатационные расходы, тыс.руб



29125,133

19161,735

Прибыль, тыс.руб

П=D-ЗЭКС.- Сэн,

578925-29125,133-516150=

=33649,867

578925-9161,735- 516150=

=43613,265

Чистая прибыль, тыс.руб



 - налог на прибыль (24% от налогооблага-емой прибыли)

25573,89

33146,08

Амортизация, тыс.руб.

Таблица 10.8

1114,97

7171,29

Чистый денежный поток, тыс.руб



26688,86

40317,37


Таблица 18.10 – Чистый денежный поток для вариантов «без проекта» и «с проектом» за 21 год 

Год

ЧДПБП

ЧДПСП

1

22833,83

35997,32

2

20387,35

32140,47

3

18202,99

28696,84

4

16,252,67

25622,18

5

14511,31

22876,95

6

12956,53

20425,85

7

11568,33

18237,36

8

10328,87

16283,36

9

9222,2

14538,71

10

8234,11

12980,99

…

…

…

21

3567,42

3731,25

Сумма, 

тыс .руб

131,965

450650



Определяем чистый дисконтированный доход, без проекта:



 



Определяем чистый дисконтированный доход, с проектом:







Определяем индекс доходности, без проекта:



. (18.9)


Определяем индекс доходности, с проектом по выражению (18.9):



.



Определяем экономический эффект, по выражению (10.10):



	 

	

	18.7.2 Расчет денежных потоков по затратам

	

Таблица 18.11 – Расчет денежных потоков по затратам

Денежные потоки

Формула 

Без проекта

С проектом

Капиталовложения (не дисконтированные), тыс.руб.



557484,155

358589,985

Затраты на эксплуатацию (Зэкс.), тыс.руб



29125,133

19161,735

Чистый денежный дисконтированный поток за первый год (Здиск.1), тыс.руб

,

 = 0,12

26004,46

17108,69

Здиск.2 , тыс.руб.



23218,27

15275,61

Здиск.3 , тыс.руб



20730,6

13638,94

Здиск.4 , тыс.руб



18509,46

12177,62

Здиск.5 , тыс.руб



16526,31

10872,88

Здиск.6 , тыс.руб



14755,63

9707,93

Здиск.7 , тыс.руб



13174,67

8667,8

Здиск.8 , тыс.руб



12763,1

7739,1

Здиск.9 , тыс.руб



10502,76

6909,91

Здиск.10 , тыс.руб



93774,71

6167,57

…

…

…

…

Здиск21 , тыс.руб



3061,56

1118,45

Суммарные дисконтированные затраты на эксплуатацию



777720

503491

	

	Определяем экономический эффект по эксплуатационным затратам:

	

 тыс.руб.

	

	18.8 Анализ результатов

	

	По результатам технико-экономического сравнения вариантов сетей с различной протяженностью линий, очевидно, что вариант с проектом является более экономически эффективным, эффект по затратам составляет 274229 тыс.руб., а по выручке 110 тыс.руб. Окупаемость проекта составляет 21 год. Стоимость разработки проекта в УГАТУ составляет 11705 руб. Проект выполняется за 5,5 недели при загруженности 7 часов во все календарные дни.

	


Заключение



В дипломном проекте рассмотрены возможные варианты развития электрической сети 110 кВ для пяти подстанций, произведён выбор рационального варианта. Выполнен выбор оборудования и разработано конструктивное выполнение подстанции.

Выбор наилучшего варианта сети выполнен на основе сравнения приведённых затрат.

К исполнению принята подстанция 110/10 кВ, выполненная по схеме «Одна секционированная система шин с обходной». На подстанции установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.

Так же была рассмотрена безопасность и экологичность проекта, молниезащита линии электропередач, организационно-экономическая часть проекта.




Список литературы



1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. Учебное пособие для вузов. –2-е изд., доп. –М.: Высшая школа, 2008. –255с., ил.

2. Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1999. –55 с.

3. Безопасность жизнедеятельности. Учебник для вузов / Белов С.В., Ильницкая А.В., Козьяков А.Ф. и др./ Под общ. ред. С.В. Белова. – 3-е изд., испр. и доп. – М.: Высш. Шк., 2009. – 485 с., ил.

4. Безопасность производственных процессов. Справочник /Белов С.В., Бринза В.Н., Векшин Б.С. и др. / Под общ. ред. С.В. Белова. – М.: Машиностроение, 1985. – 448 с., ил.

5. Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности.– 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. Шк.,2003. – 357 с., ил.

6. Гук Ю.Б. Теория надёжности в электроэнергетике. Учебное пособие для вузов. –Л.: Энергоатомиздат, 1999. –208 с., ил.

7. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках.–2-е изд., перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1984.–448 с., ил.

8. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1988. –592 с.

9. Китушин В.Г. Надёжность энергетических систем. Часть 1. Теоретические основы. Учебное пособие. –Новосибирск: Издательство НГТУ. –2008. –256 с., ил.

10. Котлер Ф. Основы маркетинга/ Пер. с англ. – 2-е европ. изд. – М.; СПб.; Издательский дом «Вильямс», 2006. – 944 с.: ил. 

11. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Омега-Л, 2008. – 167 с.

12. Методы расчёта параметров электрических сетей и систем: Методическое пособие по курсу «Электрические системы и сети» / С.С Ананичева, П.М. Ерохин, А.Л. Мызин. – Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1977. –55 с.

13. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов.–4-е изд., перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат, 1989.–608 с.

14. Охрана труда в машиностроении./ Под ред. Е.Я. Юдина, С.В. Белова. – М.: Машиностроение,1983. – 432 с., ил.

15. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. Учебное пособие для студентов вузов. –2-е изд., перераб. и доп./ Блок В.М., Обушев Г.К., Паперно Л.Б. и др. – М.: Высшая школа, 1999. –383 с., ил.

16. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 2003.

17. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 3-е изд., 1987. –648 с.

18. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1995. –349 с.

19. Рудакова Р.М., Нугуманов Б.М. Механические расчёты проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Пособие к практическим занятиям по курсу «Передача и распределение электроэнергии». –Уфа: Издательство УГАТУ. –1999. –41 с.

20. Справочная книга по охране труда в машиностроении./ Под общ. ред. О. Н. Русака – Л.: Машиностроение,1989. – 541 с., ил.

21. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М Шапиро.–3-е изд.,перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат, 1985. –352 с.



22. Справочник по технике безопасности /Под редакцией П.А. Долина. – 6-е изд., перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1984.–823 с., ил.

23. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./ Под общ. Ред. А.А. Федорова. Т.1. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987. -592 с.; ил.

24. ГОСТ Р ИСО 9000-2001 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь. Дата введения 31.08.01.

25. ГОСТ Р ИСО 9001-2001 Системы менеджмента качества. Требования. Дата введения 31.08.01.

26. ГОСТ Р ИСО 9004-2001 Системы менеджмента качества. Рекомендации по улучшению деятельности. Дата введения 31.08.01.

27. Электрические системы и сети. Рабочая программа, методические указания и задания на курсовое проектирование для студентов заочного факультета./Благонадеждин В.М., Дашков В.М., Загороднюк Н.П., Сергеев В.А. –Куйбышев: КптИ, 1983. –45 с.

28. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. Ред. Профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988. 880 с. ил.