Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в предприятии КАТЭКэлектросеть

--PAGE_BREAK--,
где    ΔPк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

Uном – номинальное напряжение обмотки трансформатора, к которой приводится сопротивление, кВ;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Индуктивное сопротивление трансформатора, Ом, определим из выражения


,
где    uк – напряжение короткого замыкания, %.

Активная проводимость трансформатора, См, вычислим воспользовавшись выражением
  ,
где    ΔPх.х. – активные потери холостого хода в трансформаторе, кВт.

Индуктивная проводимость трансформатора, См, вычисляем из выражения
  ,
где    Iх.х. – ток холостого хода трансформатора, % .



--PAGE_BREAK--,

,

,




где    ΔPк, в, ΔPк, с, ΔPк, с – потери активной мощности короткого замыкания

соответствующие лучам схемы замещения, кВт.

Потери активной мощности короткого замыкания соответствующие лучам схемы замещения, кВт, определяются из выражений
ΔPк, в=0,5(ΔPк, в-н+ ΔPк, в-с — ΔPк, с-н),

  ΔPк, с=0,5(ΔPк, в-с+ ΔPк, с-н — ΔPк, в-н),

ΔPк, н=0,5(ΔPк, в-н+ ΔPк, с-н — ΔPк, в-с),
где    ΔPк, в-н, ΔPк, в-с, ΔPк, с-н – потери активной мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, ВН и СН, СН и НН, соответственно, кВт.

Так как отечественные трехобмоточные трансформаторы в целях унификации в основном изготавливаются с обмотками одинаковой мощности, то в таблице 1.3 заданы потери на одну пару обмоток (ΔPк, в-н). В этом случае активные сопротивления всех трех обмоток равны между собой.

Индуктивные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, Ом, определяются из выражений
,

  ,

,
где    uк, в, uк, с, uк, н – напряжения короткого замыкания обмоток соответствующих лучам схемы, %.

Напряжения короткого замыкания соответствующие лучам схемы замещения определяются из выражений вида:
uк, в =0,5(uк, в-н + uк, в-с — uк, с-н),

uк, с =0,5(uк, в-с + uк, с-н — uк, в-н),

uк, н =0,5(uк, в-н + uк, с-н — uк, в-с),
где    uк, в-н, uк, в-с, uк, с-н – потери активной мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, ВН и СН, СН и НН соответственно, кВт.

Проводимости трехобмоточных трансформаторов вычисляются по выражениям (1.3) и (1.4). Параметры трехобмоточных трансформаторов для схемы замещения приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 – Параметры трехобмоточных трансформаторов ВЭС.



Для расчета установившегося режима на схеме замещения также необходимо указать коэффициенты трансформации трансформаторов. Значения коэффициентов трансформации и соответствующие им анцапфы сведены в таблицу 1.6. База данных анцапф приведена в приложении А.

Объектом моделирования являются четыре режима характерных зимних и летних суток Шарыповских районных электрических сетей 2004 года. Замеры производились в 4, 9, 19 и в 22 часа, обозначим эти режимы номерами по порядку: первый, второй, третий и четвертый, соответственно.




--PAGE_BREAK-- узлов и  ветвей известны сопротивления и проводимости элементов, заданы значения нагрузки в узлах нагрузки и значения генерации в узлах источников, а также напряжение одного узла – базисного по напряжению. Требуется определить напряжения в  узлах и токи в  ветвях. Следует заметить, что параметры схемы замещения электрической сети считаются независящими от тока или напряжения (линейными), задание же нагрузки и генерации постоянными значениями мощностей или нагрузки ее статическими характеристиками соответствует нелинейному элементу. Таким образом установившиеся режимы описываемые линейными параметрами схемы и нелинейными параметрами источников и нагрузки описываются нелинейными алгебраическими уравнениями – нелинейными уравнениями установившегося режима (УУР).

В качестве неизвестных принимаются  узловых напряжений, то режим описывается узловыми уравнениями вытекающими из первого закона Кирхгофа и закона Ома. Напряжение одного из узлов (базисного) задается перед расчетом. В общем случае базисный по напряжению и балансирующий по  и  узлы могут не совпадать. Однако для простоты изложения будем считать базисный по напряжению и балансирующий по  и  один и тот же  узел, который будем называть балансирующим.

В сети переменного тока уравнения узловых напряжений (УУН) приводятся к системе действительных уравнений порядка . Для этого представляют матрицы и вектор-столбцы с комплексными элементами в виде сумм матриц и вектор-столбцов с действительными элементами.

При расчете потокораспределения электрической сети со схемой, насчитывающей  узел, заданными величинами являются  независимых параметров режима. Остальные (зависимые) параметры определяются путем решения УУР, а также расчетов по простым формулам. Выбор независимых параметров, названных выше, определяется следующими соображениями. Активные и реактивные нагрузки потребителей определяются по прогнозу или по значениям имеющим место при эксплуатационных замерах, активные мощности станций (кроме балансирующей) так же задаются из эксплуатационных соображений. В качестве второго независимого параметра для генераторных узлов могут быть заданы напряжения или реактивные мощности.

Уравнения узловых напряжений в матричной форме имеет вид
,
где    – матрица собственных и взаимных проводимостей;

 – вектор столбец задающих токов, элементы которого определяются выражением
;
 – заданное напряжение балансирующего узла.

Эти уравнения можно записать в виде действительных уравнений,
.
Эти уравнения справедливы при  =0, то есть при равенстве нулю фазы напряжения балансирующего узла.

Матрица собственных и взаимных проводимостей  играет важную роль в расчетах установившихся режимов. Эта матрица проводимостей  состоит из взаимных проводимостей и собственных проводимостей, значения которых вычисляются в начале расчета на ЭВМ. Важнейшим свойством матрицы собственных и взаимных проводимостей является большое количество нулевых элементов – слабая заполненность, так как в электрической системе каждый узел связан лишь с небольшим количеством соседних узлов. Возможность использования слабой заполненности матрицы  является важным свойством, которое надо учитывать при рассматривании методов решения УУН.

Как указывалось выше, найденные в результате решения УУР зависимые параметры режима могут не удовлетворять условиям допустимости режима. Например, могут выходить за допустимые пределы напряжения в неопорных и нагрузочных узлах, реактивные мощности в опорных узлах, токи ветвей. При расчете установившегося режима обычно предусматривается только учет ограничений в форме неравенств наложенных на реактивные мощности в узлах с заданными  и  (генерирующие узлы). Эти ограничения имеют вид
.
В случае нарушения ограничения, реактивная мощность закрепляется на нарушенном пределе и узел переходит в разряд неопорных с заданными  и предельным значением . Однако при этом могут быть нарушены ограничения по напряжениям в данном или соседних узлах.

Данные ограничения при расчете установившегося режима не обеспечивают ввода режима в допустимую область, хотя возможность этого как правило имеется, для этого необходимо изменить заданные значения и  в других узлах или коэффициенты трансформации трансформаторов. Однако эти более строгие методы введения режима в допустимую область применяются в алгоритмах оптимизации режимов. При расчете же установившихся режимов используется только закрепление реактивной мощности в случае нарушения ее пределов.
2.2 Методы решения УУР
В применяемом при расчетах установившихся режимов ШРЭС программно-вычислительном комплексе "RASTR" для решения УУР используется комбинация двух методов: метода Зейделя и метода Ньютона. При этом метод Зейделя используется в качестве стартового алгоритма (для оценки начальных приближений), а основным методом является классический метод Ньютона.

Метод Зейделя представляет собой незначительную модификацию метода простой итерации. Итерационное выражение метода простой итерации в матричном виде:
.
Элементы матрицы В – безразмерные величины вида , k≠j, а элементы вектора b имеют размерность напряжений, , k, j=1, 2, 3.

Основная идея метода Зейделя в отличие от простой итерации заключается в том, что найденное (i+1)-е приближение (k-1)-го напряжения U(i+1)(k-1) сразу же используется для вычисления следующего, k-го напряжения U(i+1)k. Иными словами, полученное (i+1)-е значение напряжения сразу же используется для вычисления (i+1)-го значения напряжений U2, U3 и т. д.

По методу простой итерации (i+1)-е приближение k-го напряжения U(i+1)k для системы n-го порядка вычисляется по следующему выражению:
.
По методу Зейделя (i+1)-е приближение k-го напряжения U(i+1)k вычисляется так:
.




Как правило, метод Зейделя надежнее и быстрее сходится, чем метод простой итерации. Кроме того, метод Зейделя требует несколько меньшей памяти, чем простая итерация, так как необходимо помнить только один вектор переменных. При решении по Зейделю, уравнений узловых напряжений сразу после вычисления (i+1)-е приближение (k)-го напряжения U(i+1)(k) записывается в ту же ячейку памяти, где ранее хранилось (i)-е приближение U(i)(k). При использовании простой итерации необходимо помнить два вектора узловых напряжений, с ответствующих (i)-му и (i+1)-му шагам /6/.

Алгоритмическая реализация метода Зейделя столь же проста, как и простой итерации. Единственное изменение в алгоритме расчета состоит в засылке вычисленного U(i+1)(k), в то же место памяти, где ранее хранилось U(i)(k). Поскольку метод простой итерации не имеет никаких преимуществ перед методом Зейделя, при практических расчетах установившихся режимов электрических систем на ЭВМ всегда используется метод Зейделя, а не простая итерация.

Если метод Зейделя сходится быстро и для решения системы n-го порядка требуется менее n шагов, то при расчете на ЭВМ получим выигрыш во времени в сравнении с точными методами, например с методом Гаусса. Это вытекает из того, что число арифметических операций, необходимых для одного шага метода Зейделя, пропорционально n2, а общее число арифметических операций, например в методе Гаусса, пропорционально n3. Приведенное соотношение числа операций справедливо для расчетов установившегося режима, если не учитывается слабая заполненность матриц узловых проводимостей. В то же время и в случае учета слабой заполненности этих матриц метод Зейделя, если он сходится быстро, требует меньше времени ЭВМ, чем точные методы. Отдельное достоинство этого метода заключается в быстром приближении к области решения в течении нескольких начальных итераций, поэтому он и используется в качестве стартового в ПВК "Rastr". В дальнейшем сходимость метода замедляется, поэтому он и не получил широкого применения в качестве основного метода расчета.

Другое важное достоинство метода Зейделя состоит в простоте алгоритма и в удобстве его реализации на ЭВМ. Он особенно эффективен при учете слабой заполненности матрицы узловых проводимостей, поскольку алгоритм такого учета в методике Зейделя весьма прост. В результате экономия памяти при использовании метода Зейделя становится тем существенней, чем больше узлов содержит электрическая система. Применение специальных методов учета слабой заполненности при применении точных методов несколько уменьшает преимущество метода Зейделя с точки зрения необходимого объема памяти ЭВМ. Однако в точных методах такой учет алгоритмически сложен и даже при его применении метод Зейделя все равно требует меньше памяти ЭВМ.

Существенный недостаток метода Зейделя — его медленная сходимость или даже расходимость при расчете электрических систем с устройствами продольной компенсации, с трехобмоточньтми трансформаторами, когда сопротивление обмотки среднего напряжения очень мало, а так же при расчетах предельных и неустойчивых режимов.

Метод Ньютона пригоден для решения обширного класса нелинейных уравнений. Идея метода Ньютона состоит в последовательной замене на каждой итерации системы нелинейных уравнений некоторой линейной системой, решение которой дает значения неизвестных, более близких к решению нелинейной системы, чем исходное приближение. Решая линейное уравнение определяем поправку Δx(1) к начальному приближению:
Δx(1)= x(1) — x(0).
За новое приближение неизвестного принимаем:




x(1)= x(0)+ Δx(1).
Аналогично определяем следующие приближения:
x(i+1)= x(i)+ Δx(i+1).
Итерационный процесс сходится если функция невязок будет близка к нулю. Сходимость считается достигнутой, если абсолютная величина невязки меньше заданной, т. е. при
.
Уравнение узловых напряжений в форме баланса мощностей для k-го узла записывается в виде:
.
В этом выражении для удобства записи слагаемое  внесено в сумму, причем балансирующему узлу присвоен номер n+1. Для того, чтобы оперировать с вещественными величинами, выделяют действительные и мнимые части в этом уравнении. В качестве неизвестных при решении уравнений установившегося режима используются модули и фазы напряжений в узлах. Уравнения баланса мощностей при таких переменных можно получить в следующем виде:
;

;
где    δkj=δk — δj; k = 1,…,n.

В этом случае
,
элементы матрицы Якоби – это частные производные небалансов активной и реактивной мощностей по модулям и фазам напряжений узлов. Если активные и реактивные мощности заданы во всех узлах, то число уравнений узловых напряжений баланса мощности и число переменных равно 2n.

Метод Ньютона широко применяется для расчетов установившихся режимов на ЭВМ. Он не мог претендовать на практические применения в задачах расчета сетей до использования ЭВМ из-за трудоемкости вычисления матрицы производных. Широкое применение для расчетов установившихся режимов на ЭВМ метод Ньютона получил с 60-х годов /6/.

Матрица Якоби системы уравнений установившегося режима слабо заполнена, как и матрица Yу. Поэтому в расчетах режимов на ЭВМ на каждом шаге метода Ньютона можно использовать способы учета слабой заполненности. Важнейшие преимущества метода Ньютона в расчетах установившихся режимов на ЭВМ – быстрая квадратичная сходимость и возможность учета слабой заполненности матрицы производных. Метод Ньютона можно успешно применять для расчетов установившихся режимов при их комплексной оптимизации.

Метод Ньютона требует столько же памяти ЭВМ, сколько при решении на каждом шаге линейных уравнений узловых напряжений по Гауссу, т. е. больше, чем по методу Зейделя но значительно меньше, чем при использований матрицы Zу. Для увеличения скорости и надежности расчета установившегося режима применяются различные модификации метода Ньютона.

По окончании расчета установившегося режима можно приступать к его оптимизации.
2.3 Общая характеристика и математическая постановка задачи оптимизации электрических режимов
При передаче электрической энергии от шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и прочие эффекты. При анализе потерь электроэнергии принято различать следующие виды потерь:

— отчетная величина потерь электроэнергии в энергосистеме – определяемая как разность между количеством электроэнергии, отпущенной в сеть собственными электростанциями, электростанциями других ведомств и соседними энергопредприятиями, и реализованной электроэнергией, вычисленной по сумме оплаченных счетов от потребителей;

— расчетная или техническая величина потерь, определяемая по известным параметрам режимов работы и параметрам элементов сети, она обусловлена расходом электроэнергии на нагрев проводников и создание электромагнитных полей;

— коммерческие потери – определяемые как разность между отчетными и техническими потерями, они обусловлены несовершенством системы учета, неодновременностью и неточностью снятия показаний счетчиков, погрешностью используемых приборов учета, неравномерностью оплаты электропотребления, наличием безучетных потребителей, хищениями и т. д.

Оптимизация режимов работы ВЭС в данной работе будет нацелена на снижение именно технической величины потерь электроэнергии.

Оптимизация режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации является частью комплексной задачи оптимизации режима «по всем переменным», т. е. задачи экономического распределения активных и реактивных мощностей с учетом ограничений по надежности и качеству энергии. Однако влияние основных переменных – активных мощностей электростанций – на распределение реактивных мощностей весьма значительно, а обратное влияние относительно невелико. Этим оправдывается практическое решение задачи оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации как задачи «дооптимизации» режима при заданном распределении активных мощностей.

Практически решение задачи оптимизации режима энергосистем по напряжению и реактивной мощности сводится к следующему. Для центров питания с возможностью независимого регулирования напряжения (в пределах, ограниченных располагаемыми техническими средствами) устанавливаются графики желательных и предельно допустимых уровней напряжения (таблица 1.2), и эти центры служат контрольными точками по режиму напряжения. Кроме того, выбираются контрольные точки по напряжению в узлах основной сети, поддержанием заданного графика в которых обеспечиваются требуемые уровни напряжения в центрах питания, не имеющих собственных (местных) средств регулирования напряжения.

Отметим, что полученное значение потерь электроэнергии после реализации всех рекомендаций в общем случае будет отличаться на величину коммерческих потерь и некоторого значения (не обязательно положительного), обусловленного не учетом влияния погодных условий.




Таблица 2.1 – Графики желательных и предельно допустимых напряжений в киловольтах
    продолжение
--PAGE_BREAK--


Поясним на примере обозначенную выше взаимосвязь между потерями мощности и значениями напряжения в узлах, реактивной мощности источников и коэффициентов трансформации. Рассмотрим фрагмент сети, схема замещения которого в общем случае содержит следующие комплексные параметры (рис. 2): продольное сопротивление  (проводимость ) с нагрузочными потерями при протекании тока нагрузки  по линиям и трансформаторам и поперечную проводимость (шунт проводимости) , отражающую преимущественно потери холостого хода трансформаторов, компенсирующих устройств и линий. В схеме замещения учтен идеальный трансформатор с действительным оэффициентом трансформации  (), поскольку в данных сетях производится только продольное регулирование напряжения и перераспределение реактивной мощности. Комплексные значения напряжения в начале участка  и в его конце , различается падением напряжения  и объединенные трансформацией в виде
,
определяются из расчетов исходного и оптимального режимов. В электрических сетях 35-110 кВ потери напряжения в основном определяются продольной составляющей падения напряжения
,
величина которой, а следовательно и значения напряжений в узлах в силу соотношения  преимущественно определяется потоками реактивной мощности.


Рисунок 2 – Общий фрагмент схемы замещения электрической сети




Взаимосвязь параметров данной оптимизационной задачи можно представить с помощью известных формул. Потери активной мощности
, ,
зависят от величины тока в продольной части схемы замещения (рис. 2)
,
и в ее поперечной части
.
Анализируемые потери мощности выразим через модули напряжений и потери напряжения: в продольной части схемы замещения в виде
,

или иначе ,
а также в виде
;




в поперечной части
,.
Отметим также зависимость потоков активной и реактивной мощностей
,

,
и зарядной (емкостной) мощности шунтов
,,
от оптимизируемых значений напряжений и трансформаций.

В итоге для электрической сети с n узлами суммарные потери мощности предстают в виде
,
Точное суммирование (интегрирование) потерь мощности в сети с m – ветвями и n – узлами при неизменном в период времени  составе и схеме позволяет определить суммарные потери электроэнергии в виде
.


Из выражений (2.22) следует, что для снижения нагрузочных потерь необходимо увеличить напряжение в узлах сети и в целом уровень (среднее значение) напряжения в ней. В то же время для снижения потерь холостого хода (2.23) уровень напряжения необходимо снижать. Воздействовать на напряжения и нагрузочные потери согласно выражениям (2.15), (2.16), (2.17) можно также путем снижения реактивных нагрузок продольных элементов сети, что достигается компенсацией реактивных нагрузок потребителей либо более благоприятным перераспределением перетоков  реактивной мощности в ветвях замкнутой сети /4, 7, 8/. Оба указанных мероприятия могут быть реализованы в ПЭС с помощью местных источников реактивной мощности, регулируемых трансформаторов в замкнутых контурах и оптимальным размыканием контуров. Поскольку потери мощности зависят от режима напряжений (2.20) — (2.23), а последний тесно связан с распределением реактивной мощности и трансформациями в сетях (2.15), (2.26), (2.27), понятие регулирования напряжения, реактивной мощности и коэффициентов трансформации объединяют, а соответствующую задачу решают совместно /9, 10/.

Таким образом анализ составляющих потерь (2.20), (2.21), (2.22) в составе выражения их суммарных значений (2.26), (2.27), показывает, что экономичность режимов работы сетей в значительной мере зависит от сочетания коэффициентов трансформации и реактивных мощностей источников, влияющих на напряжения узлов, правильный выбор которых позволяет улучшить режим напряжений узлов и снизить потери мощности и энергии.

В итоге возникает оптимизационная задача определения таких взаимосвязанных напряжений, коэффициентов трансформации и реактивных мощностей источников, при реализации которых суммарные потери активной мощности или электроэнергии сети (2.26) будут минимальны.

При этом задача оптимизации режимов ЭС, относится к классической задаче нелинейного математического программирования, в общем случае имеет следующую формулировку /11, 12/: для (n+1) узлов ЭЭС найти минимум целевой функции
,
соответствующей функции суммарных потерь активной мощности (2.26) или ЭЭ (2.27) при условии баланса мощностей в узлах
,,        ;

, , , ;
и при выполнении эксплуатационных и технических ограничений в виде неравенств
,  ;

,;

,             .
Предусмотрено разделение переменных  на зависимые (базисные)  и независимые (регулируемые)  переменные.

Ограничения в виде равенств (2.29), (2.30) накладываются на активные и реактивные мощности в узлах потребления (нагрузки)  и активные мощности в узлах генерации . Простые режимные ограничения (2.31) — (2.33), удерживающие оптимизируемые переменные в допустимых пределах, накладываются на реактивные мощности источников , напряжения во всех  пунктах сети и коэффициенты трансформации в  регулируемых трансформаторах.

В общем случае балансовые ограничения (2.29), (2.30) контролируются на каждом шаге оптимизации с помощью уравнений установившихся режимов, нарушение простых ограничений (2.31) — (2.33) – добавкой к целевой функции (2.28) штрафной составляющей или (и) фиксацией переменных на нарушенных граничных значениях, сопровождаемых сменой состава зависимых и независимых переменных (смена базиса). Так при нарушении ограничений (2.31), реактивная мощность источников закрепляется на нарушенных пределах с увеличением на величину  количества ограничений (2.30). Выход за пределы напряжения в м генераторном узле учитывается заменой (добавкой) соответствующего уравнения в системе (2.30) уравнением вида
,.
При этом на каждом шаге оптимизации производится анализ возможности снятия переменных с предела, соответственно корректируя количество  балансовых уравнений (2.29).

Постановка и решение оптимизационной задачи возможны только при ненулевой степени ее свободы
,
наибольшая величина которой проявляется при отсутствии закрепленных на предельных значениях реактивной мощности или напряжений источников () и коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов () и равна количеству независимых переменных (+).

Фиксация независимых оптимизируемых переменных во всех узлах генерации ( или , ) на соответствующих пределах сводит задачу оптимизации (2.28) — (2.33) к решению 2-мерной системы нелинейных УУР (2.29), (2.30).

Методика решения предусматривает на каждом шаге оптимизации:

а) расчет установившегося режима при заданных значениях регулируемых параметров и определение значения целевой функции;

б) выполнение шага оптимизации, на котором происходит изменение регулируемых (независимых) параметров;

в) сопоставление целевой функции с предыдущим значением.

Решение данной оптимизационной задачи выполняется, как правило, на основе градиентных методов в детерминированной или стохастической постановках /11, 12/.
2.4 Описание метода оптимизации
Целевую функцию оптимизации (2.28) можно записать подробно в виде
,
где    — нарушение ограничения (2.32), определяемое из выражения
=, если ;

=0, если ;

=, если ;
где    — штрафной коэффициент, подбирается эмпирически.

Для определения наилучших напряжений источников, генераций реактивной мощности из источников и коэффициентов трансформации организуется итерационный процесс на каждой стадии которого определяется:

Допустимое направление максимального уменьшения целевой функции (2.36)
,
где    — весовой коэффициент, учитывающий различные физические единицы  и ;

2 Направление изменения зависимых переменных (), необходимое для соблюдения баланса мощностей при изменении независимых переменных в направлении ;

3 Из условий ненарушения (2.31) — (2.33) и (2.37) — (2.39) находится максимальный допустимый шаг  в направлении ;

4 Вычисляются значения функции  в трех точках , ,  . Определяется , соответствующий минимальному значению функции  на интервале . Если =0, то производится деление шага пополам = и на новом интервале вновь определяется . Процедура деления шага повторяется не более оговоренного в параметрах оптимизации числа раз и, если останется =0, то оптимизация прекращается;

5 Если ограничением шага послужило одно из ограничений (то есть =) – производится смена набора независимых переменных;

6. Новые значения переменных,
;
7 Рассчитываются небалансы мощности и, в зависимости от их величины, досчитывается новый установившийся режим.

Помимо этого, через определенное число итераций проводится полная проверка набора независимых переменных для генераторных узлов типа ,  и , . Им присваивается тип ,  и находится знак . Eсли приращение  направлено вне допустимой области, определяемой (2.37) — (2.39), то тип ,  или ,  восстанавливается или в противном случае тип ,  сохраняется.

Окончание оптимизации определяется по величине межитерационного снижения потерь
;

;
где    ,   — заданные точности;

  — номер итерации и штрафной составляющей.

В связи с тем, что длина шага на отдельной итерации может быть очень малой из-за ограничений, что приведет к неоправданно малому снижению потерь и штрафной составляющей на итерации, соблюдение условий (2.42) — (2.43) требуется на некотором числе смежных итераций, задаваемых дополнительным параметром.




3. Расчет и анализ характерных установившихся режимов ШРЭС
3.1 Характеристика ПВК расчета установившегося режима и его оптимизации
Расчеты установившихся режимов и их оптимизация выполнялись при помощи ПВК "RASTR".
3.1.1 Характеристика ПВК «RASTR»

Комплекс «RASTR» предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем. «RASTR» позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, также предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами. В комплекс включена функция оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности коэффициентам трансформации.

«RASTR» не имеет программных ограничений на объем рассчитываемых задач. Захват оперативной памяти определяется размером рассчитываемой схемы, для расчета схем свыше 1000 узлов может оказаться необходимым нарастить оперативную память свыше 4 Мб.

В процессе работы программой могут создаваться три типа файлов:

*.rge – содержат информацию об исходных данных и режиме схемы и требуют 1 Кбайт дисковой памяти на 10 узлов схемы;

*.uk – содержат информацию о траектории утяжеления;

*.cxe – содержат информацию о графическом образе схемы.

Необходимые для расчетов данные вводятся при помощи встроенного в комплекс редактора.

Данные о узлах представляются в следующем формате:

Район – номер района, к которому относится узел (до 255);

Номер – номер узла;

N – номер статической характеристики (0 – не задана, 1 – стандартная, для 6-10 кВ, 2 – стандартная для 110-220 кВ (обе «зашиты» в программу), 3-32000 — задаются пользователем в таблице «Полиномы»;

Название – название узла (от нуля до двенадцати символов;

Uном – номинальное напряжение или модуль напряжения, кВ;

Pнаг,Qнаг – мощность нагрузки;

Pген, Qген – мощность генерации;

Qmin, Qmax – пределы генерации реактивной мощности;

Gшунт, Bшунт – проводимость шунта на землю, мСм;

V, Delta – модуль и угол напряжения;

Xг – сопротивление генератора (зарезервировано для дальнейшего использования);

Кст – крутизна статической характеристики активной мощности по частоте, если Кст >0 регулирование осуществляется изменением мощности генерации (поле Рген), если Кст

Umin, Umax – диапазоны изменения напряжения, кВ;

Pном – номинальная мощность нагрузки или генерации (в зависимости от знака Кст), используемая для вычисления частотного эффекта;

Рmin, Pmax – диапазоны изменения мощности генерации в узлах регулирующих частоту;

Район 2 – номер второго района, к которому относится узел.

Активные (реактивные) мощности могут вводиться в кило- или мегаваттах (квар, Мвар).

Данные о ветвях представляются в формате:

Nнач, Nкон – номера узлов, ограничивающих линию;

Nп – номер параллельной ветви;

R, X – активное и индуктивное сопротивления ветви, (Ом);

G, B – проводимости ветвей, мкСм, для шунтов П – образной схемы (B0);

Kт\в, Кт\м – вещественная и мнимая составляющие коэффициента трансформации;

Iдоп – допустимый ток ветви;

Кr,min Kr,max – диапазоны изменения вещественной части коэффициента трансформации

Ki,min Ki,max – то же для мнимой части;

БД – номер транформатора в базе данных;

Nanc – номер анцапфы;

Kдел – коэффициент деления потерь на межситемных линиях, потери разносятся по следущим формулам: (1-Кдел)·ΔPЛЭП – к району, которому принадлежит узел начала линии (Nнач); Кдел·ΔPлин – к району, которому принадлежит узел конца линии (Nкон).

Сопротивление ветви должно быть приведено к напряжению Uнач, а коэффициент трансформации определяется как отношение Uкон/Uнач. При задании ветви с нулевыми сопротивлениями она воспринимается как выключатель.

Кроме этого в комплексе так же имеются таблицы, куда заносятся данные характеризующие районы, полиномы статических характеристик нагрузки и анцапфы трансформаторов.

В таблицу «Районы» вводят следующие данные:

Номер – номер района;

Номер2 – номер дополнительного (второго) района, каждый узел может находится в двух независимых районах;

Название – название района;

dPн, dQн, dPг – коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).

Таблица «Полиномы» содержит данные о статических характеристиках нагрузки:

СХН – номер статической характеристики нагрузки;

Р0, Р1, Р2, Р3 – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;

Q0, Q1, Q2, Q3 – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;

Полиномы могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.

Данные о трансформаторах вносятся в таблицу «Анцапфы»:

Nбд – номер трансформатора в базе данных;

Название – его название (необязательно);

EИ – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести любой символ, отличный от % или пробела, будет предполагаться киловольт;

"+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");

Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V(рег), коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег + dV)/Vнр (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег+dV)/(Vнр+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;

Кнейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;

V(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;

V(рег) – наряжение регулируемой ступени;

Nanc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости от поля ЕИ).

Данные по анцапфам задаются в отдельном файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.

В комплексе имеется возможность прочитать и(или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).

Расчетный блок комплекса представляет собой дальнейшее развитие программы Уран-1000, включенной в состав КУРС-1000 и RGM. При расчете установившегося режима позволяется изменять точность расчета, предельное число итераций, запретить использование стартового алгоритма (плохо работает при наличие УПК) или начать расчет с плоского старта (номинальные напряжения и нулевые углы – самое надежное исходное приближение). Так же можно изменить необходимую точность для контроля ограничений по реактивной мощности, допустимые границы изменения рассчитываемых параметров, при нарушении которых фиксируется аварийное окончание расчета.

В комплекс включена программа оптимизация режима по реактивной мощности методом приведенного градиента (описание приведено в подразделе 2.4). В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:

1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.

2) контролируемые узлы, в которых заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать напряжения внутри ограничений, но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).

Для трансформаторов, имеющих регулирование задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.

Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.

Кроме этого имеется очень полезная функция – «Однородная». При выполнении этой команды реактивное сопротивление линий, входящих в замкнутые контуры, пересчитывается пропорционально активному с заданным коэффициентом. При задании этого параметра отрицательным, коэффициент выбирается по отношению реактивных и активных потерь. После пересчета выполняется расчет режима полученной однородной сети. Этот режим соответствует так называемому «естественному» потокораспределению, имеющему наименьшие потери активной мощности. После выполнения расчета отмечаются точки потокораздела в контурах, т.е. те узлы в которых целесообразно производить размыкание контура.

Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией /13/.
3.2 Анализ характерных электрических режимов
3.2.1 Анализ зимнего периода

При регулировании напряжения и реактивной мощности центральным технико-экономическом показателем сети являются суммарные (общие) потери активной мощности и электроэнергии, при соблюдении всех технических требований. Возможность их снижения устанавливается на основе анализа величины и структуры потерь, режима напряжения по отдельным районам и в целом по сети, загрузки линий и трансформаторов, удаленности параметров текущего (характерного) состояния в элементах сети, регулирующих и компенсирующих устройств от допустимых (предельных) значений.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт

Режим

1 (4 ч,)

2 (10 ч,)

3 (19 ч)

4 (22 ч,)

U, кВ

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

500

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

220

0,012

0,34

0,014

0,37

0,023

0,56

0,020

0,54

110

0,664

19,26

0,916

24,06

1,034

25,53

0,893

23,64

35

0,269

7,80

0,325

8,55

0,396

9,76

0,301

7,96

Общие

0,945

27,40

1,265

32,98

1,452

35,86

1,214

32,14

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

500

0,003

0,10

0,004

0,10

0,006

0,15

0,006

0,15

220

0,041

1,18

0,067

1,75

0,081

2,00

0,070

1,84

110

0,080

2,33

0,121

3,18

0,162

4,00

0,132

3,48

35

0,036

1,03

0,042

1,12

0,050

1,24

0,039

1,04

Общие

0,160

4,64

0,234

6,15

0,299

7,39

0,247

6,51

постоянные (поперечные)

500

0,796

23,07

0,796

20,90

0,796

19,64

0,796

21,06

220

0,427

12,37

0,424

11,14

0,422

10,42

0,424

11,22

110

0,950

27,56

0,932

24,47

0,921

22,73

0,932

24,65

35

0,171

4,95

0,166

4,36

0,160

3,95

0,167

4,42

Общие

2,344

67,95

2,318

60,87

2,299

56,74

2,319

61,35

Общие тр-ах

2,503

72,60

2,552

67,02

2,598

64,14

2,564

67,86

Общие в сети

3,448

100,0

3,808

100,0

4,051

100,0

3,779

100,0



Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно разделить на составляющие (нагрузочные потерь в линиях и трансформаторах и потери холостого хода в трансформаторах) соответствующих классов напряжения.

В основном ШРЭС представлена питающей сетью (110 кВ) и распределительной (35 кВ), поэтому характиристику будем вести именно для этих сетей.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.

Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Относительные нагрузки линий 35 кВ превышают нагрузки линий 110 кВ: средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении     продолжение
--PAGE_BREAK-- в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, определенный из выражения
,
составляет 96,2-96,7%.

Учет многорежимности сети представлен ее интегральными параметрами: потерями электроэнергии (таблица 3.3), уровнем напряжения и диапазоном его изменения. Потери электроэнергии
,
определенные методом непосредственного суммирования суммарных потерь мощности в линиях и (или) в обмотках трансформаторов  и суммарных потерь в стали трансформаторов  на  характерных интервалов времени неодинаковой продолжительности (6, 9, 3, и 6 часов соответственно).

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.




Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)



КПД сети по энергии определенный из выражения
 ,
составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 («Малый Имыш», сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 («Красная сопка») – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН обоих трансформаторов») – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 («Яга») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
3.2.2 Анализ летнего периода

Анализ летних характерных четырех режимов проводим аналогично зимним. Нагрузка в летние месяцы раза в два-три меньше. Результаты расчета потерь мощности представлены в таблице 3.2. 51,2 до 54,2% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 16,5 до 19,6% приходится на потери в линиях. Оснавная часть потерь приходится на трансформаторы.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт

Режим

1 (4 ч,)

2 (10 ч,)

3 (19 ч)

4 (22 ч,)

U, кВ

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

500

,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

220

0,005

0,18

0,007

0,25

0,006

0,19

0,007

0,23

110

0,489

16,51

0,569

19,16

0,582

19,56

0,510

17,56

35

0,031

1,06

0,037

1,26

0,034

1,15

0,040

1,36

Общие

0,525

17,75

0,614

20,67

0,622

20,90

0,557

19,16

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

500

0,002

0,07

0,002

0,08

0,002

0,07

0,002

0,08

220

0,011

0,36

0,017

0,57

0,016

0,52

0,014

0,50

110

0,023

0,78

0,040

1,35

0,030

1,01

0,028

0,96

35

0,004

0,13

0,005

0,18

0,005

0,17

0,005

0,17

Общие

0,040

1,34

0,064

2,18

0,053

1,77

0,049

1,71

постоянные (поперечные)

500

0,780

26,36

0,780

26,26

0,780

26,22

0,780

26,84

220

0,435

14,69

0,350

11,78

0,351

11,79

0,349

12,01

110

1,005

33,96

0,992

33,40

1,000

33,59

0,996

34,26

35

0,175

5,90

0,170

5,71

0,170

5,72

0,175

6,01

Общие

2,395

80,91

2,292

77,15

2,301

77,32

2,300

79,12

Общие тр-ах

2,435

82,25

2,357

79,33

2,354

79,10

2,350

80,84

Общие в сети

2,960

100,0

2,971

100,0

2,976

100,0

2,907

100,0



Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерским номером Д-123. Ее плотность тока в период максимальной загрузки 0,05 А/мм2. Средняя плотность тока в сети 110 кВ в периоды наибольших нагрузок (режимы 2 и 3) равна 0,06 – 0,08 А/мм2 и около 0,08 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженной ВЛ – 110 кВ (С-762) составляет 0,40 А/мм2, что соответствует нагрузкам в семь-восемь раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 0,31 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении  в сотни раз в сети 500 кВ, 20,6 до 39,5 в сети 220 кВ, 24,8 до 43,7 в сети 110 кВ и от 34,0 до 43,5 в сети 35 кВ.

КПД сети по мощности составляет 93,1-94,8%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 70,8 МВт·ч, что составляет 6,7% от потребленной электроэнергии, с преобладанием потерь в сети 110 кВ (53,0%) и холостого режима трансформаторов над нагрузочными (78,6% и 1,8%).

КПД сети по энергии составляет 93,6%.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)


В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1203 («БУР, сторона СН второго трансформатора») – 230,5 кВ, наименьшее в узле 1004 («Итатская», сторона ВН второго трансформатора) – 230,2 кВ, среднее напряжение – 230,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 4501 («Новый Огур», сторона ВН первого трансформатора) – 119,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 111,3 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 5601 («Петропавловка», сторона ВН первого трансформатора) – 37,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 4802 («Шушь, сторона ВН второго трансформатора») – 36,4 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1702 («Н-Алтатка») – 106,4 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2904 («Шарыпово», сторона СН второго трансформатора) – 40,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 5701 («Грузенка») – 35,2 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН обоих трансформаторов») – 226,8 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,6 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 2903 («Шарыпово», сторона СН первого трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Курбатово») – 34,9 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН обоих трансформаторов») – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,7 кВ, среднее напряжение – 226,8 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,3 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,2 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН первого трансформатора) – 36,7 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 34,8 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.
3.2.3 Анализ зимнего периода в подсистемах

Рассматривая нормальный режим работы «КАТЭКэлектросеть» можно выделить четыре подсистемы.

В первых двух больших подсистемах балансирующими подстанциями могут выступать ПС Итатская и ПС Ужур. Точками потокараздела этих двух подсистем является ПС Ужур, где линии С-71, С-70 отключены, и подстанция михайловка, где секционные выключатели на 35 кВ и 10 кВ отключены. Таким обазом, ПС Ораки в нормальном режиме получает питание по включенным линиям С-70, С-71 от ПС Парная. На ПС Михайловка второй трансформатор по линиям 35 кВ получает питание от ПС Шарыпово-27 через проходные подстанции Шушь и Локшино, а первый трансформатор уже принадлежит третьей подсистеме.

Третья подсистема, состоит из подстанций

— Красная сопка – балансирующая;

— Крутоярская – СВ-35 включен;

— Михайловка – СВ-35 отключен;

— Солгон – СВ-35 отключен;

— Яга – СВ-35 отключен.

При этом все секционные выключатели на 10 кВ являются отключенными. Подсистема получает питание по линии 35 кВ от ПС Красная сопка. Диспетчерский номер линии – Т24.

Четвертая подсистема состоит всего из двух подстанций:

— Степная — балансирующая;

— Солгон, ITпри СВ-35 кВ отключенном. Подсистема запитывается от ПС Степная по линии Т-25.

Аналогично общей схеме рассмотрим каждую подсистему в отдельности.

Подсистема 1

Балансирующим узлом является подстанция Итатская-500. На шинах ВН указанной подстанции задано напряжение 515 кВ. Для данной подсистемы главными питающими подстанциями являются ПС Шарыповская-220 и БУР-1-220.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт

Режим

1 (4 ч,)

2 (10 ч,)

3 (19 ч)

4 (22 ч,)

U, кВ

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

500

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

220

0,011

0,48

0,014

0,59

0,022

0,89

0,020

0,82

110

0,318

14,09

0,357

15,26

0,401

16,42

0,382

15,86

35

0,065

2,90

0,084

3,60

0,104

4,27

0,104

4,34

Общие

0,395

17,47

0,455

19,45

0,526

21,58

0,506

21,02

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

500

0,003

0,13

0,004

0,16

0,006

0,23

0,005

0,22

220

0,007

0,32

0,010

0,44

0,016

0,66

0,014

0,59

110

0,042

1,88

0,061

2,60

0,087

3,59

0,077

3,18

35

0,005

0,21

0,006

0,25

0,007

0,27

0,007

0,28

Общие

0,057

2,54

0,081

3,45

0,116

4,75

0,103

4,27

постоянные (поперечные)

500

0,796

35,20

0,796

34,05

0,796

32,63

0,796

33,05

220

0,332

14,67

0,331

14,16

0,330

13,54

0,330

13,73

110

0,646

28,57

0,641

27,43

0,637

26,13

0,639

26,54

35

0,035

1,55

0,034

1,47

0,033

1,37

0,034

1,39

Общие

1,809

79,99

1,802

77,11

1,796

73,67

1,799

74,71

Общие тр-ах

1,865

82,53

1,882

80,55

1,913

78,42

1,901

78,98

Общие в сети

2,260

100,0

2,337

100,0

2,439

100,0

2,407

100,0



Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении     продолжение
--PAGE_BREAK-- в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)



КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 («Малый Имыш», сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 («Красная сопка») – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН обоих трансформаторов») – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 («Яга») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.

Подсистема 2

Балансирующим узлом является подстанция Ужур.

Результаты расчета потерь мощности четырех характерных режимов представлены в таблице 3.2, из которой видно, что от 49,2 до 52,3% общей величины составляют потери в сети 110 кВ, из них от 19,3 до 25,5% приходится на потери в линиях.
Таблица 3.2 – Результаты структурного анализа потерь мощности (исходные режимы)

Потери в ЛЭП, МВт

Режим

1 (4 ч,)

2 (10 ч,)

3 (19 ч)

4 (22 ч,)

U, кВ

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

220

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

0,000

0,00

110

0,295

32,47

0,513

43,45

0,564

45,20

0,465

41,30

35

0,035

3,81

0,047

4,00

0,049

3,91

0,048

4,27

Общие

0,330

36,27

0,560

47,45

0,612

49,11

0,513

45,57

Потери в трансформаторах, МВт

переменные (продольные)

220

0,033

3,60

0,055

4,69

0,062

5,01

0,054

4,82

110

0,036

3,95

0,059

5,01

0,068

5,48

0,055

4,93

35

0,010

1,09

0,016

1,36

0,016

1,31

0,013

1,14

Общие

0,079

8,64

0,13

11,06

0,146

11,8

0,122

10,89

постоянные (поперечные)

220

0,096

10,59

0,096

8,17

0,096

7,73

0,096

8,57

110

0,309

33,97

0,301

25,46

0,299

23,95

0,301

26,72

35

0,096

10,53

0,093

7,87

0,092

7,41

0,093

8,25

Общие

0,501

55,09

0,49

41,5

0,487

39,09

0,49

43,54

Общие тр-ах

0,580

63,73

0,620

52,55

0,635

50,89

0,612

54,43

Общие в сети

0,910

100,0

1,181

100,0

1,247

100,0

1,125

100,0



Из этого следует, что данные сети являются малозагруженными и основными потерями являются потери в трансформаторах.

Наиболее загруженная линия 220 кВ с диспетчерскими номерами Д-123, Д-124. Ее плотность тока в период максимальной загрузки (режим 3 и 2) 0,1 А/мм2. Средняя плотность тока линий 110 кВ в периоды наибольших нагрузок равна 0,13 – 0,10 А/мм2 в сети 110 кВ и около 0,25 А/мм2 в линиях 35 кВ, в том числе для наиболее загруженных ВЛ – 110 кВ (С-72 – С-73) составляет 0,51-0,50 А/мм2, что соответствует нагрузкам в пять-шесть раза удаленным от предельных по нагреву и для 35 кВ (Т-24) – 1,17 А/мм2.

В трансформаторах во всех режимах преобладают суммарные потери холостого хода в соотношении  в сотни раз в сети 500 кВ, 5,2 до 10,4 в сети 220 кВ, 5,7 до 12,0 в сети 110 кВ и от 3,2 до 4,8 в сети 35 кВ. В меньшей мере загружены трансформаторы сети 110 кВ (загрузка не превышает 38%, а в сети 35 кВ – 55%).

КПД сети по мощности, составляет 96,2-96,7%.

Структурный состав потерь электроэнергии дан в таблице 3.3. Суммарное значение потерь электроэнергии равно 89,8 МВт·ч, что составляет 3,74% от потребленной электроэнергии.
Таблица 3.3 – Результаты структурного анализа технических потерь электроэнергии (исходный режим)



КПД сети по энергии, составляет 96,4%.

В первом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,4 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 227,2 кВ, среднее напряжение – 227,3 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 116,5 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,4 кВ, среднее напряжение – 113,4 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в первом режиме в узле 3603 («Малый Имыш», сторона СН первого трансформатора) – 37,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 36,6 кВ.

Во втором режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 227,1 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 227,0 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,9 кВ, среднее напряжение – 112,9 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 5301 («Красная сопка») – 37,2 кВ, наименьшее напряжение в узле 5402 («Солгон») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,7 кВ.

В третьем режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН первого трансформатора») – 226,9 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,5 кВ, среднее напряжение – 226,7 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,0 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 105,7 кВ, среднее напряжение – 112,1 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 36,8 кВ, наименьшее напряжение в узле 5401 («Солгон») – 34,2 кВ, среднее напряжение – 35,8 кВ.

В четвертом режиме наибольшее напряжение в сети 220 кВ в узле 1003 («Итатская, сторона СН обоих трансформаторов») – 227,0 кВ, наименьшее в узле 1202 («БУР-1», сторона ВН второго трансформатора) – 226,8 кВ, среднее напряжение – 226,9 кВ. В сети 110 кВ наибольшее напряжение в узле 1303 («Ужур», сторона СН первого трансформатора) – 115,4 кВ, наименьшее напряжение в узле 1602 («Березовка») – 106,0 кВ, среднее напряжение – 112,7 кВ. В сети 35 кВ наибольшее напряжение в узле 4703 («Тюльково», сторона СН второго трансформатора) – 37,1 кВ, наименьшее напряжение в узле 5201 («Яга») – 35,3 кВ, среднее напряжение – 35,6 кВ.

Таким образом уровень напряжения превышает номинальный в сети 220 кВ (от 3,0 до 3,3%), 110 кВ (от 1,9 до 3,1%) и 35 кВ (от 1,7 до 4,6%) во всех характерных режимах. Наибольший размах напряжения от -3,7 до 5,6% в сети 110 кВ и от –0,6 до 14,3 % в сети 35 кВ, что позволяет обеспечить требуемый режим центров питания распределительной сети 6-10 кВ.

Анализ характерных условий работы сети свидетельствует о невысокой загрузке сети и значительных ее резервах, также можно сделать вывод о возможности снижения потерь мощности и энергии путем оптимизации.




4. Учет качества электрической энергии при расчетах с потребителями
Показатели качества электрической энергии являются режимными параметрами и связаны с балансом мощностей в системе, т.е. в каждый момент времени в электрической системе должно обеспечиваться равенство генерации и потребления энергии с учетом потерь мощности в электрических сетях /5/.

Конкретному балансу мощностей соответствуют вполне определенные значения частоты и напряжения — основные показатели качества электрической энергии (ПКЭ).

Нарушение некоторого исходного баланса мощностей приводит к установлению- нового режима в системе, в котором вновь балансируются генерируемые и потребляемые мощности, однако при иных показателях качества.

В России с 1 января 1999 года введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Стандарт устанавливает одиннадцать показателей качества электрической энергии (ПКЭ) /6/:

— установившееся отключение напряжения;

— размах изменения напряжения (величина резкого скачка напряжения в зоне ±10 % номинального напряжения);

— доза фликера (накопленное воздействие резких скачков напряжения с разными размахами, произошедших в течение установленного в стандарте интервала времени);

— длительность провала напряжения (кратковременной посадки напряжения за уровень минус 10 %);

— коэффициент искажения синусоидальности;

— коэффициент n-й гармонической составляющей;

— коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

— коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности;

— импульсное напряжение;

— коэффициент временного перенапряжения;

— отключение частоты.

Значение ПКЭ в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течении не менее 95 % времени каждых суток значения ПКЭ должны не выходить за пределы нормальных значений.

Влияние низкого качества электрической энергии на работу сетей и электрооборудования проявляется в увеличении потерь электрической энергии; сокращения срока службы оборудования; технологическом ущербе, состоящем в снижении производительности (недоотпуск продукции), ухудшение качества, и иногда и браку.

Отклонение параметров электроэнергии от установленных стандартом ухудшают условия эксплуатации элекрооборудования энергосистем и потребителей и вызывают дополнительные затраты. Таким образом появляется ущерб от работы на пониженных ПКЭ, который в настоящее время учитывается косвенно — посредством системы скидок (надбавок).

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю электроэнергии низкого качества по отклонениям напряжения и частоты, а также при отпуске электроэнергии пониженного качества по вине энергоснабжающей организации по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной и нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебаний напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине потребителей качества электрической энергии по показателям: коэффициентам несинусоидальности, обратной, нулевой последовательностей и размаху изменения напряжения (дозе колебания).

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателя качества определяется по таблице 5 /5/ и лежит на пересечении двух показателей: по вертикали Т1, а по горизонтали Т2, где T1— относительное время (в %) превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109-97; Т2 -относительное время (в %) превышения максимального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ.

При определении скидок (надбавок) значения Т1 и Т2; полученные при измерениях, округляются до целых значений процента. Суммарная скидка (надбавка) определяется суммой скидок (надбавок), исчисленных по каждому показателю качества.

При расчетах по двухставочному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней величине двухставочного тарифа, включающего плату за мощность и энергию.

Будем считать, что на основе измерений коэффициента несинусоидальности были получены следующие значения Т1 и Т2:

— T1 = 10% – значение относительного времени превышения нормального допускаемого значения коэффициента несинусоидальности;

— Т2 = 1% – относительное время превышения максимального допустимого коэффициента несинусоидальности.

Тогда надбавка за нарушение качества электрической энергии по показателю — коэффициент несинусоидальности составит по /5, с. 44/ 2,0 %.

Можно подсчитать надбавку в рублях на каждый кВт·ч для двухставочного тарифа по формуле (67)
    продолжение
--PAGE_BREAK--,
где    а = 212,32 руб/кВт – относительная ставка, предусматривающая годовую плату за 1 кВт разрешенной потребляемой мощности;

b= 10,84 руб/кВт·ч – дополнительная ставка друхставочного тарифа, предусматривающая плату за 1 кВт·ч активной энергии, учтенной счетчиками;

Н = 2% – надбавка к тарифу на нарушение качества электрической энергии.
 руб/кВт·ч.




5. Безопасность и экологичность проекта
5.1 Организация управления безопасности жизни деятельности и охраны окружающей среды на предприятии
Вопросы охраны на электроэнергетических предприятиях регламентируется рядом законодательных документов:

— Конституцией России;

— КЗоТ России;

а также нормативными документами:

— правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

— правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей;

— правилами безопасности при работе с инструментами и приспособлениями;

— правилами устройства электроустановок;

— системой стандартов безопасности труда.

Согласно КЗоТ России ответственность обеспечения здоровых и безопасных условий труда несет администрация предприятия. Данное трудовое законодательство устанавливает, что ответственность за организацию труда в целом по предприятию несут директор и главный инженер. По отдельным подразделениям такая ответственность возложена на руководителей участков, служб и т.д. Непосредственное руководство безопасностью труда осуществляет главный инженер. На ПЭС ежегодно от имени коллектива, рабочих и служащих заключаются коллективные договора с администрацией ПЭС, в которых предусматривается конкретная работа в области охраны труда (создание комплексных планов оздоровительных мероприятий и т.п.). В соглашениях по охране труда по цехам и участкам администрация предприятия электрических сетей осуществляет:

— разработку, проектирование и приобретение новых средств техники безопасности, охраны труда и их внедрение в производство;

— контроль за внедрением, применением и совершенствованием средств охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды;

— разработку правил внутреннего распорядка;

— организацию и проведение дня техники безопасности;

— организацию обучения и проведения инструктажей по технике безопасности;

— организацию и проведение противоаварийных и противопожарных учений;

— обеспечение персонала средствами коллективной и индивидуальной защиты;

— установление компенсаций и льгот за опасные условия труда;

— строительство санаториев и профилакториев;

— организацию отдыха персонала.

Контроль за соблюдением КЗоТ со стороны администрации ПЭС осуществляется трехступенчато:

— главный инженер, инспектор по ТБ — не реже одного раза в месяц;

— начальник службы не реже одного раза в неделю;

— начальник участка, мастер — ежедневный контроль.

С целью контроля за деятельностью администрации ПЭС создается совет предприятия. Данный орган координирует работу, контролирует деятельность администрации в области безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды, намечает планы внедрения средств и методов предупреждения заболевания и производственного травматизма.

На рабочих и служащих также возлагаются определенные обязанности: соблюдение инструкций ТБ и по охране труда, установленных требований обращения с машинами и механизмами, использование средств индивидуальной защиты, невыполнение обязанностей рабочими и служащими является нарушением трудовой дисциплины.


5.2 Анализ опасностей и условий поражений при эксплуатации и ремонте ЛЭП 110 кВ
Работы, производимые на воздушной линии (ВЛ) согласно ПУЭ /9/ относится к категории с повышенной опасностью, так как эти работы производятся на большой высоте, что требует от ремонтного персонала больших физических и нервно-психических затрат. Эти опасности усугубляются тем, что наличие напряжения на токоведущих частях нельзя обнаружить органами чувств без применения специальных приборов.

Согласно ПУЭ по степени опасности поражения электрическим током ЛЭП приравнивается к электроустановкам, эксплуатирующиеся в особо опасных помещениях. В Л 110 кВ сооружаются трехфазными с глухозаземленной нейтралью. Величина линейного напряжения равна 110, а фазного 63,5 кВ. Ток в ЛЭП переменный с частотой, равной 50 Гц.

Согласно ПУЭ определены наибольшие предельные допустимые уровни тока и продолжительности его воздействия на организм: при длительности воздействия до 0,1 с – допустимый ток 500 мА; до 0,2 с – 250 мА; до 0,5 с – 100 мА, до 0,7 с – 75 мА, до 1,0 с – 65 мА.

Наибольшие предельные уровни напряжений прикосновения: при длитель-ности воздействия до 0,1с наибольшее напряжение прикосновения равно 500 В; до 0,2 с – 400 В, до 0,5 с – 200 В, до 0,7 с – 130 В, до 1 с – 100 В, до 3 с – 65 В. Размеры опасных зон это наименьшие допустимые расстояния, на которые разрешается приближаться к токоведущим частям под напряжением: расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений – 1,0 м; расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов – 1,5 м. При приближении к токоведущим частям возможно появление электрической дуги, которая оказывает на организм термическое и биологическое воздействие. Термическое действие тока проявляется в ожогах отдельных участков тела, нагреве до высокой температуры кровеносных сосудов, нервов, сердца, мозга и других органов, находящихся на пути тока, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства. Биологическое действие тока проявляется в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов. При близком расстоянии от токоведущих частей человек находится в электромагнитном поле, которое также воздействует на организм человека: повышенная утомляемость, вялость, появляются головные боли, ухудшается сон, появляются боли в сердце. Электромагнитное поле воздействует на нервную и иммунную системы организма. Исход, ранее названных электропоражений усугубляют следующие факторы: повышенная влажность воздуха, длительность прохождения тока через организм человека, индивидуальные физиологические особенности человека. Условиями поражения электрическим током являются следующие:

— доступ к токоведущим частям под напряжением в связи с пробоем изоляторов, отсутствием ограждений, плакатов безопасности, отступлением от правил выбора высоты подвески проводов;

— внезапное появление напряжения на металлических корпусах и кожухах электрооборудования в результате нарушения изоляции при ее старении, механических повреждениях,

— случайное появление напряжения на отключенных токоведущих частях вследствие ошибочных или преднамеренных включений, перетоков, обратной трансформации.

Причинами поражения электрическим током являются:

— технические, связанные с конструктивными и проектными ошибками (неправильный выбор количества изоляторов, высоты подвески проводов);

— технологические, связанные с нарушением электрического режима;

— организационные, связанные с некачественным обучением персонала;

— санитарно-технические, связанные с изменчивыми климатическими условиями, с повышенной напряженностью электрического поля, болезненным состоянием организма;

— психологические, связанные с нервными расстройствами работников, моральной несовместимостью работников в бригаде, а также выполнение работ в состоянии алкогольного опьянения и под действием наркотиков.
5.3 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей
Токоведущие части, например провода ЛЭП, располагаются над землей при номинальном напряжении линии 11О кВ на высоте 6-7 метров (с учетом провеса провода), (рисунок 13). Опоры сооружаются металлическими или железобетонными. Провода от опор изолируются с помощью подвесных изоляторов (6-7 изоляторов). На ВЛ прикрепляются предупреждающие знаки «не влезай, убьет». Так же производятся контроль и профилактика изоляторов с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю, а также коротких замыканий. Периодически производят чистку изоляторов от пыли и загрязнений. При осмотрах выявляют поврежденные изоляторы и заменяют их на другие.


Рисунок 13 – Допустимые расстояния от токоведущих частей до различных объектов: 1 – провод; 2 – изоляторы; 3 – грозозащитный трос; 4 – траверса; f– стрела провеса.


5.4 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлической опоре и шагового напряжения
Для предупреждения вероятности случайного появления напряжения на металлических не токоведущих частях и для снижения степени поражения электрическим током на ВЛ применяют быстродействующую релейную защиту. От междуфазных коротких замыканий применяют:

— дистанционную защиту;

— токовую отсечку;

— продольную дифференциальную защиту;

— дифференциально-фазовую защиту.

От однофазных замыканий на землю используется:

— продольная дифференциальная защита;

— дифференциально-фазовая защита;

— токовая защита нулевой последовательности.

Обязательным является защитное заземление опор линий электропередачи. Расчет заземления анкерной опоры В Л 110 кВ рассмотрен ниже. В качестве заземления используется фундамент опоры, представленный на рисунке 14.


Рисунок 14 – Схема заземлителя опоры
На рисунке 14 изображены следующие величины:

— 1 – глубина заложения фундамента, м;

— а – ширина основания заземлителя, мм;

— b, с – расстояния между заземлителями, м. Расчет заземлителя произведем по формуле (70).

где    Rзаз – сопротивление заземлителя, Ом;

β – коэффициент, учитывающий форму заземлителя;

ρ – удельное сопротивление грунта, Ом·м.

β = 0,12;

ρ = 40-150 Ом·м – для суглинистой почвы;

l= 2,5-3 м – для линии 110 кВ.

Расчетное сопротивление заземлителя меньше допустимого сопротивления, равное для суглинистой почвы 10 Ом.

Таким образом, согласно ПУЭ данное заземляющее устройство удовлетворяем требованиям, предъявляемым к заземлителям для указанного класса напряжения и выбранного типа почвы.

В общем случае, для предупреждения появления напряжения на металлических нетоковедущих частях ВЛ и шагового напряжения применяются следующие средства и меры безопасности:

— защитное (рабочее) заземление;

— защитное отключение с помощью релейной защиты при коротких замыканиях и других аварийных режимах (замыканиях на землю, перегрузках, перенапряжениях, как коммутационных, так и атмосферных).

Защитным заземлением (расчет которого приведен ранее) называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности. Согласно ПУЭ на ВЛ должны быть заземлены:

— опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты;

— металлические и железобетонные опоры ВЛ 3-35 кВ;

— опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители или другие коммутационные аппараты;

— металлические и железобетонные опоры ВЛ 110-500 кВ без тросов и других устройств грозозащиты.
5.5 Организационные и технические мероприятия при ремонтно-наладочных работах на ВЛ 110 кВ
Целью организационных и технических мероприятий при ремонтно-наладочных работах на ВЛ является обеспечение безопасности ремонтного персонала при проведении ремонта: предупреждение случайного появления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближения на опасное расстояние (вплоть до прикосновения) к токоведущим частям под напряжением /12/. Рассмотрим на примере ремонта элемента ЛЭП со снятым напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются:

— оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— допуск к работе;

— надзор во время работы;

— оформление перерыва в работе, перевод на друге место, окончания работы.

Работы на ВЛ в отношении мер по технике безопасности подразделяются на работы, выполняемые:

— со снятием напряжения;

— без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутри их;

— без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

— выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

— ответственный руководитель работ;

— допускающий;

— производитель работ;

— наблюдающий;

— член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В. Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качества целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ. Ответственный руководитель работ должен иметь группу по ТБ — V. Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд.

Производитель работ отвечает:

— за соответствие подготовленного рабочего места указанием наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

— за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

— за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

— за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

— за безопасное проведение работы и соблюдение правил ТБ им самим и членами бригады;

— за осуществление постоянного контроля за членами бригады. Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а выполняемых по распоряжению — III.

Наблюдающий назначается для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

— за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

— за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

— за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Каждый член бригады должен соблюдать правила ТБ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда.

Наряд выписывается в двух, а при передачи его по телефону, радио — в трех экземплярах.

В тех случаях, когда производитель работ назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.

Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд.

Допускающему и производителю работ (наблюдающему) может быть выдано сразу несколько нарядов и распоряжений для поочередного допуска и

работы по ним. Наряд выдается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы и может быть продлен 1 раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, или другой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в электроустановке.

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе проводиться после получения разрешения от оперативного персонала или уполномоченного на это работника. Разрешение может быть передано выполняющему подготовку рабочего места и допуск бригады к работе персоналу лично, по телефону, радио, с нарочным или через оперативный персонал промежуточной подстанции. Не допускается выдача таких разрешений заранее. Допуск бригады разрешается только по одному наряду.

Допуск к работе по нарядам и распоряжениям проводиться непосредственно на рабочем месте, Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. Началу работ по наряду или распоряжению предшествует целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы.

После допуска надзор за соблюдением бригадой требований безопасности возлагается на производителя работ (наблюдающего), который так организует свою работу, чтобы вести контроль за всеми членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа. Не допускается наблюдающему совмещать надзор с выполнением какой-либо работы.

Перевод бригады на другое рабочее место осуществляет допускающий, также могут выполнять ответственный руководитель или производитель работ. Перевод оформляется в наряде.

При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется с рабочего места, а двери РУ закрываются. После полного окончания работы производитель работ удаляет бригаду с рабочего места, снимает установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрывает двери электроустановки на замок и оформляет в наряде полное окончание работ своей подписью.

Технические мероприятия, обеспечивающие электробезопасность при ремонтно-наладочных работах на В Л заключаются:

— в отключении ремонтируемой линии;

— наложении переносных заземлений на провода линии в месте работы;

— установка ограждений;

— вывешивание на рабочем месте плакатов и знаков безопасности. Напряжение с ремонтируемой линии снимается отключением

коммутационных аппаратов. Провода отключенных коммутационных аппаратов запираются, а на их рукоятке вывешиваются плакаты «Не включать! Работа на линии».

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Для проверки могут применяться указатель напряжения, а также изолирующая

штанга (об отсутствии напряжения в этом случае можно судить по отсутствии искр и потрескивания при приближении штанги к проводу).

После проверки отсутствия напряжения устанавливаем заземления на токоведущие части. Установка и снятие переносных заземлений выполняются в диэлектрических перчатках с применением изолирующей штанги. Переносные заземления присоединяют на металлических опорах — к их элементам; на железобетонных опорах с заземляющими спусками — к этим спускам после проверки их целости, если их нет — к траверсам и другим металлическим элементам опор, имеющим контакт с заземляющим устройством.

Оперативно-ремонтный персонал при проведении ремонтно-наладочных работ на В Л 110 кВ должен обеспечиваться следующими средствами по электробезопасности:

— изолирующими оперативными штангами типа ШОУ-110;

— изолирующими измерительными штангами типа ШИ- НО;

— измерительными клещами;

— изолирующими устройствами и приспособлениями для ремонтных работ (изолирующими лестницами, площадками, тягами, щитовыми габаритниками, захватами для переноски гирлянд изоляторов, изолирующими штангами для укрепления зажимов и для установки габаритников);

— диэлектрическими перчатками;

— диэлектрическими ботами;

— диэлектрическими галошами;

— переносными заземлениями;

— оградительными устройствами;

— предохранительными поясами;

— монтерскими когтями;

— предупредительными плакатами.
5.6 Пожарная безопасность
Воздушния ЛЭП 110 кВ является возможным источником зажигания:

— в аварийных режимах (при однофазных и многофазных замыканиях и замыканиях на землю);

— при перегрузках и перенапряжениях;

— при прохождении в лесной местности вблизи пожароопасных и взрывоопасных помещений, вблизи и при пересечении автомобильных и железнодорожных магистралей.

Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, производством,

изготовлением взрывоопасных и пожароопасных веществ, должно выполняться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

Согласно ПУЭ, пересечение В Л НО кВ и выше с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами запрещается. Допускается пересечение ВЛ с действующими однониточными надземными и наземными магистральными газопроводами, нефтепроводами, а также с действующими техническими коридорами магистральных трубопроводов при прокладке их в насыпи на расстоянии 1000 м в обе стороны от ВЛ.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

В местах пересечения ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи следует защищать ограждениями.

Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами рекомендуется принимать близким к 90°.

При сближении с нефтяными и газовыми промысловыми факелами ВЛ должна быть расположена с наветренной стороны. Расстояние от ВЛ до промысловых факелов должно быть не менее 60 метров.

Расстояние при пересечении или сближении В Л 110 кВ с автомобильными дорогами по вертикали от провода до полотна дороги должно составлять не менее трех метров, а по горизонталь от основания опоры до бровки земельного полотна дороги — не менее высоты опоры.

При пересечении или сближении ВЛ с железными дорогами расстояние от основания опоры ВЛ до опор электрифицированного транспорта должно быть не менее высоты опоры плюс три метра.

Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями запрещается, исключение составляют производственные здания и сооружения, выполненные из несгораемых материалов. При этом расстояние по вертикали от проводов ВЛ до здания должно составлять не менее 5 метров.

При прохождении ВЛ по лесным массивам должны быть прорублены просеки. Ширина просек для ВЛ в лесных массивах и зеленых насаждениях должна приниматься:

    продолжение
--PAGE_BREAK--