Планирование режима работы основной электрической сети энергосистемы "Д" с учетом потерь на корону

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Электрические системы»

Допущен к защите

Заведующий кафедрой

______________ М.И. Фурсанов

«____» июня 2011 г.

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ОСНОВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ «Д» С УЧЕТОМ ПОТЕРЬ НА КОРОНУ

Специальность 1−41. 01. 02 — «Электроэнергетика»

Специализация 1−41. 01. 02. 01 — «Проектирование и эксплуатация электроэнергетических систем»

Студент-дипломник

Группы 106 216 ____________ А.Б. Петкевич

Руководитель ____________ В. Г. Прокопенко, к.т.н., доцент

Консультанты:

по разделу «Охрана труда» ___________ В. Г. Прокопенко, к.т.н., доцент

по разделу «Экономика"____________ В. Г. Прокопенко, к.т.н., доцент

Ответственный за нормоконтроль ____________ А. А. Волков,

Минск 2011

РЕФЕРАТ

Дипломная работа: 70с., 19 рис., 18 табл., 15 источников, 4 прил.

ПОТЕРИ НА КОРОНУ, ОПТИМИЗАЦИЯ, СЕТЬ, ОТВЕТВЛЕНИЯ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ

Объектом исследования является сеть номинальными напряжениями 330, 110 кВ.

Цель работы — планирование режима работы основной электрической сети энергосистемы «Д» с учетом потерь на корону.

В процессе работы выполнены исследования влияния погодных условий на потери мощности в сети.

Элементами практической значимости полученных результатов является уменьшение потерь электроэнергии.

Область возможного практического применения — сети напряжением 330 кВ и выше.

В ходе дипломного проектирования прошли апробацию такие предложения, как изменение напряжения питающего узла в зависимости от погодных условий.

Я, Петкевич Александр Борисович, студент-дипломник группы 106 216, подтверждаю, что приведенный в дипломной работе (дипломном проекте) расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние исследуемого процесса (разрабатываемого объекта), все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

ABSTRACT

Gegenstand der Studie ist ein Netzwerk von Nennspannungen von 330 kV 110.

Der Zweck der Arbeit — Planung Modus die wichtigsten Stromnetz Macht «D» durch den Verlust der Krone.

Im Betrieb zur Untersuchung der Auswirkungen der Witterung auf die Verlustleistung im Netz.

Elemente der praktischen Bedeutung dieser Ergebnisse ist die Reduktion der Stromverluste im Zuge der OptimierungsmaЯnahmen.

Reich der mцgliche praktische Anwendungen — Netzwerk 330 kV und hцher.

Im Zuge der Diplomarbeit wurden genehmigt Vorschlдge wie das Дndern der Spannungsversorgung Knoten, je nach Wetterlage.

Ich bin ein Student von 106. 216, bestдtige, dass die Informationen in der These der Arbeit (Diplomarbeit), Rechen-und analytische Material objektiv spiegelt den Zustand des Prozesses (Entwicklungs-Site), alle aus der Literatur und anderen Quellen des theoretischen und methodischen Grundlagen und Konzepte entlehnt sind durch Verweise auf die Begleitung ihrer Autoren.

Формат

Обозначение

Наименование

Количество листов

Примечание

А4

А4

А1

А1

А1

А1

А1

А1

А1

А1

-

-

1

2

3

4

5

6

7

8

Задание по дипломному проектированию

Пояснительная записка

Расчетная схема сети

Результаты расчета режима наибольших нагрузок

Результаты расчета режима наименьших нагрузок

Зависимость удельных потерь мощности на корону от напряжения при различных погодных условиях

Зависимость потерь от напряжения

Технико-экономические показатели

Напряжения узлов

Структурная схема автоматического регулятора коэффициента трансформации АРТ -1Н

1

70

1

1

1

1

1

1

1

1

СОДЕРЖАНИЕ

Введение и постановка задачи

1. Обзор научно-технической литературы по теме дипломного проектирования

2. Подготовка расчетной схемы сети

3. Методика учета потерь на корону

4. Зависимость потерь на корону от напряжения для линии электропередачи при заданных метеоусловиях

5. Расчет и анализ исходного режима без учета короны

6. Расчет технико-экономических показателей

7. Схемы устройств регулирования напряжения в электрических сетях

8. Учет экологических факторов при проектировании и эксплуатации ГЭС небольшой мощности

9. Техника безопасности при обслуживании КТП, КРУ

Заключение. Анализ результатов расчетов

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

ВЕДЕНИЕ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Проблема планирования режима работы основной электрической сети энергосистемы весьма сложна и многогранна. Задачи оптимизации параметров объектов приходится решать на стадии проектирования развития или реконструкции электрической сети. Текущая оптимизация режимов осуществляется при эксплуатации сети.

Задачей данного дипломного проекта является планирование режима электрической сети с учетом потерь на корону, оценка эффективности оптимизационных мероприятий, расчет технико-экономических показателей.

Целью планирования и ведения режима энергосистемы является выбор состава и загрузки оборудования для обеспечения:

— надежного электроснабжения потребителей;

— технически обоснованного вращающегося резерва в энергосистеме;

— минимизации расхода топлива по энергосистеме с учетом потерь на корону;

— получение максимально возможной прибыли, как обобщающего критерия экономической эффективности.

Планирование режима проводится исходя из прогнозируемого графика потребления электроэнергии, согласованных графиков поставок электроэнергии, производства необходимых ремонтов оборудования электростанций и электрических сетей, рабочей мощности электростанций.

Сложность оптимизации режимов электрической сети заключается в том, что заранее точно обычно неизвестна перспективная нагрузка в каких-то узлах сети.

В условиях проектирования задачу планирования режима сети начинают решать уже на стадии выбора основных проектных решений. При этом основная цель заключается в достижении требуемого технического эффекта (необходимых пропускной способности, надежности электроснабжения, качества напряжения и т. п.) с минимально возможными денежными затратами.

После выбора основных параметров для достижения заданного технического эффекта решается дополнительная задача применения каких-то дополнительных устройств и оптимизации их параметров, которая преимущественно нацелена на получение дополнительного экономического эффекта.

В условиях эксплуатации задачи оптимизации и планирования режима работы сети с учетом короны принципиально отличаются от проектных задач тем, что поиск наилучшего режима производится без дополнительных капитальных затрат с известными достаточно точно нагрузками узлов и конфигурацией сети. Поэтому в качестве наиболее общего критерия оптимизации выступает минимум потерь энергии.

1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Согласно теме дипломного проектирования была изучена научно-техническая литература по оптимизации режимов работы электрических сетей.

Учебное пособие «Передача и распределение электрической энергии» Герасименко А. А, Федина В. Т [1] включает в себя характеристики существующих режимов и методы расчета потерь электроэнергии с учетом потерь на корону, принципы построения и оптимизации проектных решений и анализа эксплуатационных режимов и управления ими.

В учебнике «Электрические системы и сети» Поспелова Г. Е., Федина В. Т., Лычева П. В. [2] рассмотрены методы расчета потерь электроэнергии, режимов разомкнутых электрических сетей, анализ режимов электропередач, изучены принципы и средства регулирования напряжения, основы оптимизации режимов электрических систем и сетей.

В книге «Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем» В. Э. Воротницкого, Ю. С. Железко [3] изложены основные понятие и определения по расчетам потерь электроэнергии, способам их снижения.

В руководстве для практических расчетов «Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях» Железко Ю. С. [4] описаны методы расчета потерь электроэнергии в сетях различных классов напряжения и выбора мероприятий по их снижению.

В учебном пособии Падалко Л. П., Пекелис Г. Б. «Экономика электроэнергетических систем» [5] изложены основные понятия и определения для расчета технико-экономических показателей электрических сетей, представлены примеры расчета для их определения.

В дипломном проекте расчеты производятся для электрической сети «Д» номинальными напряжениями 330, 110, 10 кВ. Одной из программ, которые позволяют рассчитывать режим таких сетей, является RastWin. В качестве дополнительной литературы были изучены «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» [6]. Практическое пособие Г. Ф. Куценко «Охрана труда в электроэнергетике» [7], где приведены сведения по вопросам охраны труда в электрохозяйствах промышленных предприятий, учтены требования системы стандартов безопасности труда, Правил устройства электроустановок, Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, а также требований производственной санитарии и пожарной безопасности, Инструкция по регулированию режимов работы ОЭС Беларуси, [8].

Необходимые для расчетов данные были взяты из методического пособия «Проектирование распределительных электрических сетей» [9], а также справочника по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро [10].

В книге «Электрические системы и сети. Проектирование» Г. Е. Поспелова, В. Т. Федина приводятся различные способы регулирования напряжения, описан общий подход к компенсации реактивной мощности, а также компенсация реактивной мощности в распределительных сетях, [11].

В книге «Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330−500 кВ» Мельников Н. А., Рокотян С. С., Шеренцис А. Н. [12] приведены характеристики, технико-экономические и эксплуатационные показатели дальних электропередач, построенных в СНГ и за границей. Рассмотрены схемы электропередач в сложной сети и роль межсистемных связей в объединенных энергосистемах.

В [13] приведены зависимости потерь мощности от напряжения и погодных условий.

2. ПОДГОТОВКА РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ СЕТИ

Сопротивление и проводимость линий определим по формулам [1]:

, (2. 1)

, (2. 2)

B=b0·L (2. 3)

где L — длина линии, км;

r0, х0 — удельные активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км;

b0 — удельная проводимость линии, См/км;

Результаты расчета сопротивлений и проводимостей представлены в таблице 2. 1

Таблица 2 .1 — Параметры линий

№ участка

Марка

L, км

R, Ом

X, Ом

В, 10-6 См

1

2

3

4

5

6

1−2

АС 2×300

100

4,8

32,8

341

2−3

АС 2×300

90

4,32

29,52

307

3−4

АС 2×300

120

5,76

39,36

409,2

1−4

АС 2×300

80

3,84

26,24

272,8

5−8

АС 240

40

4,8

16,2

112,4

5−8

АС 240

40

4,8

16,2

112,4

8−11

АС 185

30

4,86

12,39

82,5

11−13

АС 185

35

5,67

14,45

96,25

13−15

АС 240

35

4,2

14,7

98,35

13−15

АС 240

35

4,2

14,7

98,35

15−16

АС 240

38

4,56

15,39

106,78

16−18

АС 150

30

5,94

12,6

81

18−21

АС 185

50

8,1

20,65

137,5

21−23

АС 150

30

5,94

12,6

81

21−24

АС 150

50

9,9

21

135

23−24

АС 150

40

7,92

16,8

108

24−26

АС 120

30

7,47

12,81

79,8

16−29

АС 150

38

7,52

15,96

102,6

26−29

АС 150

45

8,91

18,9

121,5

15−26

АС 185

60

9,72

24,78

165

26−31

АС 185

40

6,48

16,52

110

26−39

АС 150

25

4,95

10,5

67,5

13−39

АС 150

50

9,9

21

135

37−39

АС 120

30

7,47

12,81

79,8

6−37

АС 120

25

6,23

10,67

66,5

6−7

АС 185

50

8,1

20,65

137,5

7−8

АС 185

40

6,48

16,52

110

7−8

АС 185

40

6,48

16,52

110

31−33

АС 120

35

8,72

14,95

93,1

33−35

АС 120

34

8,47

14,52

90,44

6−35

АС 120

30

5,94

12,6

81

По справочным данным [1] определим параметры схемы замещения трансформаторов. Результаты представлены в таблицах 2.2 и 2.3.

Таблица 2.2 — Параметры двухобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов

№ участка

Тип

трансформатора

Sн,

МВА

Uвн, кВ

Uнн, кВ

R, Ом

X, Ом

ДРхх, кВт

1−5

2хАТДЦТН-200 000/330

2х200

330

115

0,8

39

360

2−15

2хАТДЦТН-125 000

2х125

330

115

1,3

45,5

330

3−23

2хАТДЦТН-125 000

2х125

330

115

1,3

45,5

330

4−6

2хАТДЦТН-125 000

2х125

330

115

1,3

45,5

330

8−9

2хТРДН-63 000/110

2х63

115

10,5

0,44

11

118

7−10

2хТРДН-63 000/110

2х63

115

10,5

0,44

11

118

24−25

2хТРДН-63 000/110

2х63

115

10,5

0,44

11

118

11−12

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

13−14

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

16−17

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

29−30

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

21−22

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

31−32

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

35−36

2хТРДН-40 000/110

2х40

115

10,5

0,72

17,4

72

33−34

2хТРДН-25 000/110

2х25

115

10,5

1,27

28

54

37−38

2хТРДН-25 000/110

2х25

115

10,5

1,27

28

54

Таблица 2.3 — Параметры трехобмоточных трансформаторов

№ участка

Тип

трансформатора

Sн,

МВА

Uвн, кВ

Uсн, кВ

Uнн, кВ

Rв-н, Ом

Xв-н, Ом

Rв-с, Ом

Xв-с, Ом

18−12−20

2хТДТН-40 000/110/35

2х40

115

38,5

11

0,95

28

0,95

17,7

39−40−41

2хТДТН-40 000/110/35

2х40

115

38,5

11

0,95

28

0,95

17,7

26−27−28

2хТДТН-25 000/110/35

2х25

115

38,5

11

1,5

43,5

1,5

27

3. МЕТОДИКА УЧЕТА ПОТЕРЬ НА КОРОНУ

Потери мощности при короне определяются движением ионов в электрическом поле заряженных проводов [13]. Электрическое поле расщепленной фазы рассматривалось многократно. Физическая сторона вопроса сводится к взаимной поляризации каждого из проводов пучка расщепленной фазы. В результате напряженность электрического поля по периметру отдельного провода неодинакова и изменяется от точки к точке по формуле:

, (3. 1)

где ЕСР-- среднее значение напряженности электрического поля, которое характерно лишь для отдельных точек провода;

и -- угловая координата рассматриваемой точки (рисунок 3. 1);

А -- коэффициент, равный в;

в -- коэффициент, зависящий от числа проводов;

r -- радиус провода;

а -- расстояние между двумя ближайшими проводами пучка, расположенными по углам правильного многоугольника.

Для расчета мощности, затрачиваемой на передвижение ионов при короне, необходимо знать не только значение напряженности электрического поля у поверхности провода, но и характер его изменения в пространстве. Для упрощения примем, что с расстоянием R от провода поле убывает по такому же закону, как и для одиночного нерасщепленного провода. Строго говоря, принятое условие не выполняется даже для электростатического распределения зарядов на проводе (без учета объемного заряда) и относительное отклонение от гиперболического закона изменения поля с расстоянием:

, (3. 2)

где Е-- напряженность поля, определяемая по формуле (3. 1), тем существенней, чем дальше рассматриваемая точка удалена от провода. В то же время расчеты показали, что на отдаленные зоны распространения объемного заряда приходится незначительная доля потерь энергии, так как абсолютное значение напряженности электрического поля здесь мало.

Рисунок 3.1 — Фаза, расщепленная на два провода

Если считать принятые допущения единственными и не принимать во внимание другие особенности коронирования расщепленной фазы, то для бесконечно малого участка провода в расщепленной фазе может быть написана формула потерь на корону, аналогичная полученной для одиночных проводов:

(3. 3)

где a, b и с — эмпирически подобранные коэффициенты эмпирически подобранные коэффициенты из экспериментальных характеристик потерь мощности при короне на одиночных проводах [13].

Потери со всего периметра провода определятся как:

(3. 4)

Если исходить из обычной схемы распределения поля расщепленной фазы, согласно выражению (3. 1), то получим формулу потерь при короне на расщепленной фазе, аналогичную по структуре формуле потерь на одиночных проводах; следует только вместо Е подставить ЕЭ.

(3. 5)

На рисунке 3.2 отчетливо видно расхождение средних кривых потерь для одиночных проводов и расщепленных фаз из двух, трех и четырех проводов Наблюдается сближение характеристик в области больших потерь при значениях, близких к единице. Для удовлетворительного сближения потерь в широком диапазоне изменения отношения необходимо кривые сдвинуть вправо по оси. Этот сдвиг определяется коэффициентом kР (рисунок 3. 3), на который нужно умножить отношение, т. е. фактически вместо ЕЭ нужно вводить некоторое новое расчетное значение напряженности электрического ноля EР, определяемое как

(3. 5)

Согласно рисунку 4. 3, изменение коэффициента kР с увеличением отношения может быть выражено прямолинейной зависимостью:

Рисунок 3.2 — Характеристики потерь при короне в хорошую погоду

Рисунок 3.3 — Значение коэффициента kР

Результаты обобщения опытных данных по потерям на корону в дождь, снег и изморозь приведены на рисунках 3. 4, 3.5 и 3.6. На этих рисунках сплошная линия — вычисленная средняя кривая из характеристик потерь при короне в соответствующую погоду на одиночных проводах и расщепленных фазах.

Такая методика расчета средней кривой из данных по всем проводам наиболее правильна, ибо в случае вычисления средневзвешенного по количеству опытов значения при существенном различии в объеме измерений по каждой из конфигураций проводов было бы отдано предпочтение отдельной конфигурации с большим числом измерений. Следует отметить, что при вычислении средней кривой каждая из четырех характеристик потерь на одиночных проводах и на расщепленной фазе из двух, трех и четырех проводов вычислялась как средневзвешенное значение по числу опытов на разных марках проводов, образующих ту или иную из четырех названных конфигураций фазы.

Кроме отмеченной средней кривой с учетом одиночных проводов, была вычислена средневзвешенная кривая по данным измерений только на расщепленных фазах (рисунках 3.4 и 3.6 пунктиром). Вычисление средневзвешенной кривой, а не средней в этом случае более оправданно вследствие известного сходства картины электрического поля расщепленных фаз на два, три и четыре провода. При этом нет основания опасаться количественного преобладания опытных, данных на какой-то одной конфигурации проводов.

Попытка выделения характеристик потерь только на расщепленных фазах была сделана для дождя и изморози. В обоих случаях средневзвешенные характеристики потерь на расщепленных фазах проходят несколько выше общей средней кривой.

Для данных по потерям при снеге выявить различия в средних кривых не удалось. Полученные отклонения в средних кривых для дождя и изморози по правилам статистики при столь большой дисперсии также нельзя признать существенными. Вместе с тем методологически такое разделение характеристик потерь является более правильным, так как выше было указано на большое различие в развитии короны на одиночных проводах и расщепленных фазах. Можно полагать, что с накоплением опытных данных по потерям на корону на расщепленных проводах при разделении характеристик по виду расщеплений удастся дополнительно уточнить расчеты потерь мощности на корону.

Рисунок 3.4 — Обобщенная характеристика потерь при короне в дождь

Рисунок 3.5 — Обобщенная характеристика потерь при короне в снег

Рисунок 3.6 — Обобщенная характеристика потерь при короне при изморози

ЗАВИСИМОСТЬ ПОТЕРЬ НА КОРОНУ ОТ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ ЗАДАННЫХ МЕТЕОУСЛОВИЯХ

Рассматриваемая схема электросети имеет напряжения 330, 110, 35, 10 кВ. Очевидно, что потери на корону будут наблюдаться особенно сильно на проводах АС 2×300 номинальным напряжением 330 кВ. Исходя из рисунков 3. 2, 3.4 — 3. 6, кафедрой «Электрические системы» были разработаны графики зависимости потерь на корону для этих проводов в различных метеоусловиях (рисунки 4.1 — 4. 4), которые были использованы в расчете.

Рисунок 4.1 — Зависимость потерь на корону от напряжения при хорошей погоде

Рисунок 4.2 — Зависимость потерь на корону от напряжения в дождь

Рисунок 4.3 — Зависимость потерь на корону от напряжения в снег

Рисунок 4.4 — Зависимость потерь на корону от напряжения при изморози

4. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ИСХОДНОГО РЕЖИМА БЕЗ УЧЕТА КОРОНЫ

Расчет исходного режима сети будем производить с помощью программы RastrWin. Результаты расчета представлены в приложении Б.

После расчета производим выбор напряжения балансирующего узла (БУ) для уменьшения величины потерь (таблица 5. 1).

Таблица 5.1 — Зависимость нагрузочных потерь от напряжения БУ в режиме наибольших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Суммарные потери активной мощности, МВт

1

350

26,35

2

355

25,58

3

360

24,89

Видим, что при напряжении в БУ 360 кВ потери в сети будут минимальными. Принимаем это напряжение питающего узла. Результат расчета режима представлен в приложении А.

Затем производим выбор оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ1-АТ4 методом координатного спуска. Для выбранных автотрансформаторов диапазон РПН составляет ± 6×2%. Последовательность выбора представлена в таблицах 5.2 и 5.3.

Таблица 5.2 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ1 и АТ2 330 кВ

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ1(1−5)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

24,71

0х2%

0,348

24,89

-1×2%

0,342

25,14

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ1 принимаем ответвление +1×2%

При ответвлении +2×2%, напряжения в узлах сети 110 кВ превысили допустимые значения

АТ2(2−15)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

24,81

+1×2%

0,355

24,41

0х2%

0,348

24,71

-1×2%

0,342

25,13

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ2 принимаем ответвление +1×2%

Таблица 5.3 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ3 и АТ4 330 кВ

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ3(3−23)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

24,53

0х2%

0,348

24,41

-1×2%

0,342

24,67

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ3 принимаем ответвление +0×2%

АТ4(4−6)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

24,47

0х2%

0,348

24,41

-1×2%

0,342

24,73

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ4 принимаем ответвление +0×2%

Из таблиц 5. 2−5.3 видно, что оптимальными являются ответвления +1×2% для АТ1 и АТ2 и +0×2% для АТ3 и АТ4. Результат расчета режима сети представлен в приложении Б.

Таблица 5.4 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ1 и АТ2 330 кВ при изморози

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ1(1−5)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

26,04

+2×2%

0,362

26,07

+1×2%

0,355

26,21

0х2%

0,348

26,35

-1×2%

0,342

26,71

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ1 принимаем ответвление +3×2%

АТ2(2−15)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

25,17

+3×2%

0,369

25,15

+2×2%

0,362

25,31

+1×2%

0,355

25,60

0х2%

0,348

26,04

-1×2%

0,342

25,53

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ2 принимаем ответвление +3×2%

электропередача напряжение сеть линия

Таблица 5.5 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ3 и АТ4 330 кВ при изморози

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ3(3−23)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

24,89

+1×2%

0,355

24,80

0х2%

0,348

25,15

-1×2%

0,342

25,55

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ3 принимаем ответвление +1×2%

АТ4(4−6)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

24,59

+1×2%

0,355

24,55

0х2%

0,348

24,80

-1×2%

0,342

25,35

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ4 принимаем ответвление +1×2%

Таблица 5.6 — Зависимость потерь на корону от напряжения БУ и погоды в режиме наибольших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Потери на корону при изморози, МВт

Потери на корону при снеге, МВт

Потери на корону при хорошей погоде, МВт

Потери на корону при дожде, МВт

1

360

20,91

2,83

0,59

9,09

2

355

19,94

2,71

0,51

8,48

3

350

18,768

2,59

0,48

7,83

4

345

17,41

2,37

0,45

7,21

Таблица 3.7 — Зависимость суммарных потерь активной мощности от напряжения БУ и погоды в режиме наибольших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Потери при изморози, МВт

Потери при снеге, МВт

Потери при хорошей погоде, МВт

Потери при дожде, МВт

1

360

45,80

27,72

25,48

33,98

2

355

45,52

28,29

26,09

34,06

3

350

45,12

--

--

--

4

345

51,17

--

--

--

Из анализа таблицы 5.7 видно, что при хорошей погоде, при дожде и при снеге в режиме наибольших нагрузок оптимальным будет напряжение 360 кВ, а при изморози — 350 кВ.

Проведем расчет режима наименьших нагрузок, приняв, что в этом режиме мощность потребителей составляет 70% от режима наибольших нагрузок. Результат расчета режима сети представлен в приложении В.

Зависимость потерь активной мощности от напряжения БУ в режиме наименьших нагрузок представим в таблице 5.8.

Таблица 5.8 — Зависимость нагрузочных потерь от напряжения БУ в режиме наименьших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Суммарные потери активной мощности, МВт

1

340

12,61

2

345

12,99

3

350

12,84

4

355

12,32

5

360

11,75

Зависимость потерь на корону от погоды и напряжения БУ для режима наименьших нагрузок представлены в таблицах 5.9 и 5. 10.

Таблица 5.9 — Зависимость потерь на корону от напряжения БУ и погоды в режиме наименьших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Потери на корону при изморози, МВт

Потери на корону при снеге, МВт

Потери на корону при хорошей погоде, МВт

Потери на корону при дожде, МВт

1

360

21,79

2,92

0,57

9,59

2

355

20,45

2,78

0,53

8,82

3

350

19,10

2,62

0,50

8,03

4

345

17,85

2,58

0,47

7,31

5

340

16,77

2,52

0,44

6,66

Таблица 5. 10 — Зависимость суммарных потерь активной мощности от напряжения БУ и погоды в режиме наименьших нагрузок

№ п/п

Напряжение БУ, кВ

Потери при изморози, МВт

Потери при снеге, МВт

Потери при хорошей погоде, МВт

Потери при дожде, МВт

1

360

33,54

14,67

12,32

21,34

2

355

32,77

15,10

12,85

21,14

3

350

31,94

15,46

--

20,87

4

345

30,84

--

--

20,30

5

340

29,38

--

--

19,27

Из анализа таблицы 3. 10 видно, что при хорошей погоде и при снеге в режиме наименьших нагрузок оптимальным будет напряжение 360 кВ, а при изморози и дожде — 340 кВ.

Проведем оптимизацию режима наименьших нагрузок путем подбора соответствующих ответвлений автотрансформаторов при напряжении БУ 340 кВ. Результаты выбора представлены в таблицах 5. 11 и 5. 12.

Таблица 5. 11 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ1 и АТ2 330 кВ

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ1(1−5)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

12,69

0х2%

0,348

12,61

-1×2%

0,342

12,62

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ1 принимаем ответвление +0×2%

АТ2(2−15)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

12,78

0х2%

0,348

12,61

-1×2%

0,342

12,49

-2×2%

0,335

12,71

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ2 принимаем ответвление -1×2%

Таблица 5. 12 — Последовательность выбора оптимальных ответвлений автотрансформаторов АТ3 и АТ4 330 кВ

Трансформатор

Ответвление

Коэффициент трансформации

Суммарные потери активной мощности, МВт

АТ3(3−23)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

12,83

0х2%

0,348

12,49

-1×2%

0,342

12,41

-2×2%

0,335

12,63

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ3 принимаем ответвление -1×2%

АТ4(4−6)

+6×2%

0,390

--

+5×2%

0,383

--

+4×2%

0,376

--

+3×2%

0,369

--

+2×2%

0,362

--

+1×2%

0,355

12,45

0х2%

0,348

12,41

-1×2%

0,342

12,73

-2×2%

0,335

--

-3×2%

0,328

--

-4×2%

0,321

--

-5×2%

0,314

--

-6×2%

0,307

--

У автотрансформатора АТ4 принимаем ответвление +0×2%

Из таблиц 5. 2−5.3 видно, что оптимальными являются ответвления -1×2% для АТ2 и АТ3 и +0×2% для АТ1 и АТ4. Результат расчета режима сети представлен в приложении Г.

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

После принятия оптимизационных мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы электрической сети необходимо оценить их экономическую эффективность. В общем случае в стоимостном выражении её вычисляют как разность приведенных затрат до и после внедрения [1]:

. (6. 1)

Приведенные затраты рассчитывают по известному из выражению [1]:

, (6. 2)

где — капиталовложения на внедрение мероприятия;

— отчисления на амортизацию и текущий ремонт;

— годовые потери электроэнергии;

в=300 руб. /(кВт·ч) — стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии.

Эффект в натуральном исчислении согласно [3] можно определить по годовому снижению потерь как разность потерь электроэнергии в исходном режиме и после оптимизации:

. (6. 3)

Из (6. 1) и (6. 2) следует, что для мероприятий, не требующих дополнительных капиталовложений, эффект в стоимостном выражении можно определить по формуле:

. (6. 4)

Потери электроэнергии будем определять для пяти зимних месяцев по числу характерных суток по следующей формуле [14]:

, (6. 5)

где — потери активной мощности во время дождя, снега, изморози и хорошей погоде;

— число часов с дождем, снегом, изморозью и хорошей погодой за зимний период (таблица 6. 1).

Таблица 6.1 — Число часов с дождем, снегом, изморозью и хорошей погодой за зимний период [14]

Месяц

Дождь, ч

Снег, ч

Изморозь, ч

Хорошая погода, ч

Ноябрь

45

14

30

631

Декабрь

35

79

146

484

Январь

57

120

87

470

Февраль

43

44

93

492

Март

43

49

72

580

Итого

223

306

428

2657

Величина потерь мощности будет складываться из потерь в режиме наибольших и наименьших нагрузок. Для простоты примем, что продолжительность режима наибольших нагрузок ТМАКС составляет 6 часов в сутки, а наименьших — ТМИН составляет 7 часов в сутки. Тогда величина усредненных потерь мощности при различных погодных условиях:

(6. 6)

где — потерь активной мощности в режимах максимальной и минимальной нагрузки.

Потери активной мощности до и после оптимизации, рассчитанные с учетом выражения 6. 6, представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Потери активной мощности

Потери, МВт

при

изморози

при

снеге

при хорошей

погоде

при

дожде

до оптимизации

21,23

11,21

9,96

14,72

после опимизации

18,19

10,97

9,72

13,94

Исходя из таблицы 6. 2, определим потери электроэнергии по выражению 6.5.

Разность потерь электроэнергии в исходном режиме и после оптимизации:

Таким образом, за счет оптимизационных мероприятий можно получить экономический эффект 655,8 миллионов рублей. Если рассматривать раздельно различные погодные условия, то в зависимости от погоды будут наблюдаться следующие экономические эффекты (таблица 6. 3):

Таблица 6.3 — Экономический эффект от оптимизации при различных погодных условиях

Показатель

при

изморози

при

снеге

при

хорошей

погоде

при

дожде

сумма

Уменьшение потерь, тыс. кВт•ч

1301,12

73,44

637,68

173,94

2186

Экономический эффект, млн. руб.

390,336

22,032

191,304

52,182

655,8

6. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

В электрических сетях применяется огромное колическтво устройств регулировния напряжения [16]. Рассмотрим одно из них — автоматический регулятор коэффициента трансформации АРТ-1Н, структурная схема которого представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 — Структурная схема автоматического регулятора коэффициента трансформации типа АРТ-1Н.

Регулятор коэффициента трансформации АРТ-1Н состоит по существу из двух устройств -- автоматического регулятора АР и автоматического устройства управления и контроля АУУК, которое состоит из управляемого генератора тактовых импульсов G и автоматического устройства контроля АУК, образующего цепь обратной связи ОС.

Генератор G обеспечивает необходимые однократность и импульсность воздействия регулятора на приводной механизм ПМ УРПН, а цепь обратной связи обеспечивает координацию действия регулятора в зависимости от процесса переключения ответвлений обмоток трансформатора и контроль исправности регулятора и УРПН. Генератор G воздействует на логическую часть ЛЧ регулятора и на АУК, функционирующие по логическому алгоритму. Автоматическое устройство контроля после каждого воздействия регулятора АР на приводной механизм ПМ изменяет период следования тактовых импульсов G и увеличивает зону нечувствительности измерительного органа напряжения ИОН.

При выходе напряжения UШ, Н за пределы зоны нечувствительности напряжением UВЫХ, 1 или UВЫХ, 2 запускается соответствующий элемент выдержки времени DT. Срабатывание элемента времени запоминается триггером Т, в который записывается логическая единица при поступлении на вход записи S через логическую схему И напряжения от элемента DT и тактового импульса от G. Запоминание необходимо для однократности воздействия регулятора на приводной механизм ПМ, Через элемент ЗАПРЕТ сигнал с выхода триггера про ходит на исполнительное реле KL1 или KL2, запускающее ПМ. После начала процесса переключения от ПМ поступает сигнал в АУК, которое:

отключает исполнительное реле, подавая логическую единицу на инверсный вход элемента II (запрещающий сигнал);

снимает запоминание (считывает единицу) с триггера Т, воздействуя на вход R считывания;

увеличивает период следования тактовых импульсов G до времени, превышающего длительность процесса переключения одного ответвления от обмоток трансформатора;

увеличивает зону нечувствительности регулятора.

Перечисленные операции необходимы, как указывалось, для проверки исправности регулятора и привода УРПН. Если привод не запустился (не пришел сигнал в АУК о начале процесса переключения) или если до момента появления импульса от G через увеличенный период в АУК не поступит сигнал от ПМ о завершении процесса переключения, то фиксируется неисправность привода, повторное воздействие регулятора на ПМ запрещается, выдается информация о его неисправности.

Увеличением зоны нечувствительности производится проверка регулятора. В частности, при отклонениях регулируемого напряжения, при которых необходимо переключение не менее двух ответвлений обмоток трансформатора, увеличение зоны нечувствительности обусловливает отсутствие сигнала исправной измерительной части после переключения одного ответвления. Поэтому зона нечувствительности восстанавливается и разрешается следующий запуск привода ПМ на переключение второго ответвления без повторной выдержки времени (конденсатор элемента DT за время проверки не разряжается). Если же после увеличения зоны нечувствительности сигнал измерительной части не снимается, то фиксируется неисправность регулятора, повторный запуск ПМ запрещается, выдается информация о неисправности регулятора.

Описанное действие регулятора АРТ-Ш показывает повышенную структурную надежность и автоматическую диагностику системы регулирования, что соответствует современным требованиям к автоматическим системам регулирования.

7. учет экологических факторов при проектировании и эксплуатации гэс небольшой мощности

Под энергетическими объектами понимают источники, вырабатывающие энергию (ГЭС, АЭС и ТЭС).

В данной сфере применяются общие правила, действующие при размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации зданий и сооружений.

Общим и обязательным требованием в области охраны окружающей среды к проектам, связанным со строительством объектов электроэнергетики, является проведение обязательной государственной:

· экспертизы промышленной безопасности;

· экологической экспертизы;

· экспертизы безопасности гидротехнических сооружений (для проектов строительства гидравлических электростанций).

При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации ГЭС должны учитываться реальные потребности в электрической энергии соответствующих регионов, а также особенности рельефов местностей.

При размещении указанного объекта должны предусматриваться меры по сохранению водных объектов, водосборных площадей, водных биологических ресурсов, земель, почв, лесов и иной растительности, биологического разнообразия, обеспечиваться устойчивое функционирование естественных экологических систем, сохранение природных ландшафтов, особо охраняемых природных территорий и памятников природы, а также приниматься меры по своевременной утилизации древесины и плодородного слоя почв при расчистке и затоплении ложа водохранилищ и иные необходимые меры по недопущению негативных изменений природной среды, сохранению водного режима, обеспечивающего наиболее благоприятные условия для воспроизводства водных биологических ресурсов.

Основную опасность представляют гидротехнические сооружения гидроэлектростанций, так как 85% водных ресурсов удерживаются плотинами ГЭС при высоких напорах, не характерных для водохозяйственных сооружений. Специалисты отмечают, что плотины ГЭС в основном отвечают требованиям надежности и безопасной эксплуатации. Вместе с тем наблюдаются проявления старения этих сооружений, увеличение числа их дефектов.

Обеспечение безопасности таких гидротехнических сооружений осуществляется на основании следующих общих требований:

· обеспечения допустимого уровня риска аварий гидротехнических сооружений;

· представления деклараций безопасности гидротехнических сооружений;

· государственного надзора за безопасностью гидротехнических сооружений;

· непрерывности эксплуатации гидротехнических сооружений;

· необходимости заблаговременного проведения комплекса мероприятий по максимальному уменьшению риска возникновения чрезвычайных ситуаций на гидротехнических сооружениях;

· ответственности за действия (бездействие), которые повлекли за собой снижение безопасности гидротехнических сооружений ниже допустимого уровня.

Государственная экспертиза проектной документации гидротехнических сооружений, содержащей декларацию безопасности гидротехнических сооружений, проводится в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности. Государственная экспертиза декларации безопасности гидротехнических сооружений проводится по инициативе собственников гидротехнических сооружений или эксплуатирующих организаций, в том числе в случае их несогласия с предписаниями органов надзора за безопасностью гидротехнических сооружений.

Органами надзора за безопасностью гидротехнических сооружений на основании заключения государственной экспертизы могут быть приняты решения об утверждении Декларации безопасности гидротехнического сооружения, о выдаче соответствующего разрешения или об отказе в выдаче такого разрешения.

В случае несогласия собственника гидротехнического сооружения или эксплуатирующей организации с решением органов надзора за безопасностью гидротехнических сооружений решение может быть обжаловано в судебном порядке.

Государственная экспертиза деклараций безопасности гидротехнических сооружений осуществляется за плату.

Нарушениями законодательства о безопасности гидротехнических сооружений являются:

· строительство и эксплуатация гидротехнического сооружения, хозяйственное или иное использование водотоков и прилегающих к ним территорий ниже и выше плотины без соответствующего разрешения;

· невыполнение требований представления декларации безопасности гидротехнического сооружения или проведения государственной экспертизы проектной документации гидротехнических сооружений или государственной экспертизы декларации безопасности гидротехнических сооружений;

· невыполнение предписаний органов надзора за безопасностью гидротехнических сооружений;

· нарушение норм и правил безопасности гидротехнических сооружений при их проектировании, строительстве, приемке и вводе в эксплуатацию, эксплуатации, ремонте, реконструкции, консервации и выводе из эксплуатации;

· непринятие мер по обеспечению безопасности гидротехнических сооружений при возросшем уровне вредных природных или техногенных воздействий, ухудшении показателей прочности и водонепроницаемости материалов, из которых возведены гидротехнические сооружения, и пород основания, неудовлетворительных условиях эксплуатации, технического оснащения гидротехнических сооружений и организации контроля (мониторинга) за их безопасностью;

· отказ от передачи органам надзора за безопасностью гидротехнических сооружений информации об угрозе аварий гидротехнических сооружений или сокрытие такой информации от данных органов, искажение такой информации, а в случае непосредственной угрозы прорыва напорного фронта -- от органов государственной власти, органов местного самоуправления и от работников находящихся в аварийном состоянии гидротехнических сооружений, населения и организаций в зоне возможного затопления.

Должностные и иные лица за нарушение законодательства о безопасности гидротехнических сооружений, совершение действий (бездействие), приведших к снижению безопасности гидротехнических сооружений или к возникновению чрезвычайных ситуаций, несут ответственность в соответствии с законодательством.

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ктп, кру

При эксплуатации КТП и КРУ необходимо руководствоваться межотраслевыми правилами по охране труда при работе в электроустановках.

Коммутационные аппараты

Перед допуском к работе на коммутационных аппаратах с дистанционным управлением должны быть:

Отключены вспомогательные цепи (управления, сигнализации, подогрева и прочие) и силовые цепи привода;

Закрыты и заперты на замок задвижки на трубопроводе подачи воздуха в баки воздушных выключателей или на пневматические приводы и выпущен в атмосферу имеющийся в них воздух, при этом спускные пробки (клапаны) остаются в открытом положении;

Приведены в нерабочее положение включающий груз или включающие пружины из приводов выключателей;

Приняты меры, препятствующие ошибочному и самопроизвольному срабатыванию коммутационного аппарата;

Вывешены плакаты: «Не включать! Работают люди» на ключах дистанционного управления и «Не открывать! Работают люди» на закрытых задвижках и тому подобное.

Подъем работающих на находящийся под рабочим давлением воздушный выключатель разрешается только при испытаниях и проведении наладочных работ (регулировка демпферов, снятие виброграмм, подсоединение проводников к измерительным приборам или их отсоединение, определение мест утечки воздуха и тому подобное).

Запрещается подъем работающих на отключенный воздушный выключатель с воздухонаполненным отделителем, когда отделитель находится под рабочим давлением.

Проверку влагопроницаемости (герметичности) воздушных выключателей следует проводить при пониженном давлении в соответствии с руководством по эксплуатации организаций-изготовителей.

Перед подъемом работающих на воздушный выключатель для испытания или наладки необходимо:

Отключить цепи управления выключателем;

Заблокировать кнопку местного управления и пусковые клапаны путем установки специальных заглушек либо запереть шкафы на замки и тому подобное и поставить около выключателя проинструктированного члена бригады, который допускает к оперированию выключателем (после включения цепей управления) только одного определенного работника по указанию производителя работ.

Во время работы на воздушном выключателе, находящемся под давлением, должны быть прекращены все работы в шкафах управления и распределительных шкафах.

Токоведущие выводы выключателя напряжением 220 кв и выше действующих подстанций для снятия наведенного напряжения должны быть заземлены.

Во время отключения и включения воздушных выключателей при опробовании, наладке и испытаниях запрещается нахождение работающих около выключателей.

Команду на выполнение операций выключателем производитель работ по испытаниям или наладке должен подавать только после того, как члены бригады будут удалены от выключателя на безопасное расстояние или в укрытие.

Перед допуском к работе внутри воздухосборников необходимо:

Закрыть задвижки на всех воздухопроводах, по которым может быть подан воздух, запереть их приводы (штурвалы) на цепь с замком и вывесить на приводах задвижек плакаты «Не открывать! Работают люди»;

Выпустить в атмосферу воздух, находящийся под избыточным давлением в воздухосборнике, оставив открытым спускной дренажный вентиль, пробку (клапан) или задвижку;

Отсоединить от воздухосборников воздухопроводы подачи воздуха и установить на них заглушки.

При работе внутри воздухосборника (внутреннем осмотре, ремонте, чистке и тому подобном) должны применяться электрические светильники на напряжение не выше 12 В.

Нулевые показания манометров на выключателях и воздухосборниках не могут служить достоверным признаком отсутствия давления сжатого воздуха. Перед отвинчиванием болтов и гаек на крышках люков и лазов в баках производитель работ обязан лично убедиться в открытом положении спускных задвижек, пробок или клапанов в целях определения действительного отсутствия сжатого воздуха.

Спускные пробки (клапаны), задвижки разрешается закрывать только после завинчивания всех болтов и гаек, крепящих крышки лазов (люков).

Для пробных включений и отключений коммутационного аппарата при его наладке и регулировке допускается при несданном наряде временная подача напряжения в цепи управления, силовые цепи привода, а также подача воздуха в привод и на выключатель.

Установку снятых предохранителей, включение отключенных автоматических выключателей и открытие задвижек для подачи воздуха, а также снятие на время опробования плакатов безопасности обязан осуществлять оперативно-ремонтный персонал.

Дистанционно включать и отключать коммутационный аппарат для опробования может с разрешения допускающего производитель работ, выполняющий наладку и регулировку аппарата.

В электроустановках, не имеющих оперативно-ремонтного персонала, такого разрешения не требуется и порядок операций определяется в строке «отдельные указания» наряда.

После опробования при необходимости продолжения работы на коммутационном аппарате оперативно-ремонтным персоналом должны быть выполнены технические мероприятия, требуемые для допуска бригады к работе.

Комплектные распределительные устройства

При работе на оборудовании тележки или в отсеке шкафа кру тележку с оборудованием необходимо выкатить в ремонтное положение, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат безопасности «Стой! Напряжение», на тележке или в отсеке, где предстоит работать, вывесить плакат «Работать здесь».

При работах вне КРУ на подключенном к ним оборудовании или на отходящих ВЛ и КЛ тележку с выключателем необходимо выкатить из шкафа, шторку или дверцы запереть на замок и на них вывесить плакаты «не включать! Работают люди» или «не включать! Работа на линии».

При этом допускается:

При наличии блокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем устанавливать тележку в контрольное положение после включения этих ножей;

При отсутствии такой блокировки или заземляющих ножей в шкафах кру устанавливать тележку в промежуточное положение между контрольным и ремонтным при условии запирания ее на замок. Тележка может быть установлена в промежуточное положение независимо от наличия заземления на присоединении.

При установке заземлений в шкафу КРУ в случае работы на отходящих ВЛ необходимо учитывать требования пункта 315 настоящих межотраслевых правил.

Оперировать выкатной тележкой КРУ с силовыми предохранителями разрешается под напряжением, но без нагрузки.

Устанавливать в контрольное положение тележку с выключателем для опробования и работы в цепях управления и защиты разрешается в тех случаях, когда работы вне КРУ на отходящих ВЛ и КЛ или на подключенном к ним оборудовании, включая механизмы, соединенные с электродвигателями, не проводятся или выполнено заземление в шкафу КРУ.

В РУ, оснащенных вакуумными выключателями, испытания дугогасительных камер повышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимо выполнять с использованием специального экрана для защиты персонала от возникающих рентгеновских излучений.

На крышах КРУ внутренней и наружной установки между секциями шин 10 кВ должны быть смонтированы перегородки, на которых с обеих сторон вывешивается плакат безопасности «Стой! Напряжение».

Для исключения попадания под напряжение в резервных ячейках КРУ должны быть выполнены мероприятия, препятствующие ошибочному проникновению работающих в эти ячейки (запереть все отсеки ячеек и шторочный механизм на механические замки, демонтировать ошиновку между шинами и проходными наружными изоляторами, шинами и выключателем и тому подобное).

Закрытые комплектные и мачтовые трансформаторные

Подстанции 6 — 10/0,4 кВ

На оборудовании КТП и МТП без отключения питающей линии напряжением выше 1000 в разрешается производить лишь осмотры и работы, которые можно выполнить стоя на площадке при условии соблюдения расстояний до токоведущих частей, находящихся под напряжением, согласно приложению 5. Если эти расстояния меньше допустимых, то работа должна выполняться при отключении и заземлении токоведущих частей напряжением выше 1000 В.

Оперативно-ремонтному персоналу допускается выполнять замену плавких предохранителей на МТП 10 кВ под напряжением, без нагрузки с земли, с помощью универсальных электроизолирующих штанг со специальными приспособлениями (клещами).

Линейный разъединитель КТП и МТП после его отключения должен обеспечивать заземление обмотки высшего напряжения трансформатора или иметь заземляющие ножи.

Допуск к работам на МТП и КТП независимо от наличия или отсутствия напряжения на питающей линии должен быть проведен только после отключения сначала коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В, а затем линейного разъединителя напряжением выше 1000 В и установки заземления (включения заземляющих ножей) на токоведущие части подстанции. Если возможна подача напряжения со стороны 0,4 кВ, то линии этого напряжения должны быть отключены с противоположной питающей стороны, приняты меры, препятствующие ошибочному или самопроизвольному их включению, а на подстанции на эти линии до коммутационных аппаратов установлены заземления.

На мтп и ктп приводы разъединителей, выключателей нагрузки, шкафы напряжением выше 1000 В и щиты напряжением до 1000 В должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты на замок.

Силовые трансформаторы, масляные шунтирующие и дугогасящие реакторы

Двери трансформаторных подстанций и камер силовых трансформаторов (далее — трансформаторов), масляных шунтирующих и дугогасящих реакторов (далее — реакторов), находящихся в работе или резерве, должны быть заперты на замок, и на них укреплены предупреждающие плакаты «Не влезай! Убьет!».

Осмотр трансформаторов и (реакторов) должен выполняться непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями.

Отбор проб газа из газового реле работающего трансформатора (реактора) должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора (реактора).

Работы, связанные с выемкой активной части из бака трансформатора (реактора) или поднятием колокола, должны выполняться по разработанным и утвержденным в установленном порядке ППр.

К выполнению работ внутри баков трансформаторов (реакторов) допускаются только специально подготовленные работники. Работать внутри трансформатора (реактора) следует в специальной одежде, не имеющей металлических застежек, удобной для передвижения, защищающей тело от перегрева и загрязнения маслом, резиновых сапогах, с использованием защитной каски и перчаток.

При работе внутри бака трансформатора должно обеспечиваться освещение переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для питания переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.

Работы по регенерации трансформаторного масла, его осушке, чистке, дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой