Диплом "Реконструкция питающих сетей Михайловского района"

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Дальневосточный федеральный университет»
Отчет
на тему: «Реконструкция питающих сетей Михайловского района»
Выполнил:
студент гр.М8121-11.04.04
Есенкин И.С.
Проверил:
к.ф.м.н, доцент
Полянский Д.А
Владивосток
2021
Содержание:
Введение ................................................................................................................... 6
1 Характеристика района проектирования питающей электрической сети ..... 7
1.2 Природно-климатические условия. ................................................................. 7
1.3 Анализ существующей схемы электрической сети. ...................................... 8
1.4 Перспективы развития электрической сети района. ..................................... 8
2 Исходная информация ....................................................................................... 10
2.1 Расчет нагрузок потребительских подстанций ............................................ 10
2.2 Баланс реактивной мощности в электрической сети, определение
мощности компенсирующих устройств.............................................................. 10
2.3 Варианты конфигураций схем районной сети ............................................. 11
2.4 Выбор номинального напряжения на каждом участке ............................... 12
2.5 Сравнение составленных вариантов схем по укрупненным показателям 13
2.5.1 Выбор трансформаторов ............................................................................ 13
2.5.2 Выбор типовых схем подстанций ............................................................. 15
2.5.3 Расчет капитальных затрат............... Ошибка! Закладка не определена.
3 Расчет режимов .................................................................................................. 16
3.1 Расчет 4 варианта нормального режима максимальных нагрузок............. 16
3.1.1 Выбор и проверка сечений проводов ........................................................ 16
3.1.2 Расчет параметров схемы замещения ....................................................... 18
3.1.3 Расчет перетока мощности от конца к началу линии.............................. 19
3.1.4 Расчет напряжений от начала к концу линии .......................................... 22
3.1.5 Проверка выполнения встречного регулирования напряжения на шинах
низкого напряжения. ............................................................................................. 24
3.2 Расчет 5 варианта нормального режима максимальных нагрузок ............. 30
3.2.1 Выбор и проверка сечений проводов ........................................................ 30
3.2.2 Расчет параметров схемы замещения ....................................................... 30
3.2.3 Расчет перетока мощностей в варианте 5 ................................................. 31
3.2.4 Расчет напряжения в узлах нагрузок ........................................................ 31
3.2.5 Проверка выполнения встречного регулирования напряжения на шинах
низкого напряжения .............................................................................................. 32
4 Технико-экономический расчет вариантов сети............................................. 67
4.1 Расчет варианта схемы 4 ...................... Ошибка! Закладка не определена.
4.1.1 Определение затрат на компенсацию потерь электроэнергии ............... 69
4.1.2 Определение суммарных дисконтированных затрат 4-го варианта. ..... 71
4.2 Выбор варианта ............................................................................................... 72
5 Расчет 4 варианта нормального режима минимальных нагрузок и
послеаварийного режима...................................................................................... 34
5.1 Расчет 4 варианта нормального режима минимальных нагрузок .............. 34
5.1.1 Расчет перетока мощностей от конца к началу ....................................... 34
5.1.2 Расчет напряжений от начала к концу линии .......................................... 35
5.1.3 Проверка выполнения условия встречного регулирования на шинах
низкого напряжения .............................................................................................. 36
5.2 Расчет послеаварийного режима ................................................................... 37
5.2.1 Расчет перетоков мощностей к началу линии ......................................... 38
5.2.2 Расчет напряжений от начала к концу линии .......................................... 38
5.2.3 Проверка выполнения условия встречного регулирования на шинах
низкого напряжения .............................................................................................. 39
6 Реконструкция электрической части подстанции «Коммунар» 35/6 кВ ...... 41
6.2 Составление схемы электрических соединений подстанции ..................... 41
6.3 Расчет токов короткого замыкания ............................................................... 42
6.4 Выбор сборных шин и ошиновки на низшем напряжении ........................ 43
6.5 Выбор выключателей ...................................................................................... 43
6.5.1 Выбор выключателей высшего напряжения ............................................ 44
6.5.2 Выбор выключателей низшего напряжения на вводе ............................. 46
6.5.3 Выбор выключателей низшего напряжения на линиях, отходящих к
потребителям. ........................................................................................................ 46
6.6 Выбор разъединителей ................................................................................... 47
6.7 Выбор ограничителей перенапряжения ........................................................ 47
6.8 Выбор трансформаторов собственных нужд ............................................... 48
6.9 Учет электроэнергии и измерения на подстанции ...................................... 49
6.9.1 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов тока на
стороне ВН 35 кВ .................................................................................................. 49
6.9.2 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов тока на
вводе 6 кВ ............................................................................................................... 50
6.9.3 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов тока на
линиях отходящих к потребителям ..................................................................... 51
6.9.4 Выбор
контрольно-измерительных
приборов
и
трансформаторов
напряжения на стороне ВН 35 кВ и НН 6 кВ ..................................................... 52
Заключение ............................................................................................................ 73
Список использованных источников .................................................................. 74
Аннотация
В первой главе настоящей работы рассмотрен вопрос актуальности
реконструкции электрических сетей Михайловского района Приморского
края, а также характеристика района.
Во второй главе разработаны четыре варианта схем электрической сети
Михайловского района с последующим выбором трансформаторов на
подстанциях.
Рассчитано
необходимое
количество
компенсирующих
устройств на подстанциях, экономически целесообразные напряжения на
участках сети, потери энергии в трансформаторах и распределение потоков
активной и реактивной мощностей с учётом потерь в выбранных
трансформаторах. Выбраны типовые схемы потребительских подстанций.
В третьей главе произведён расчёт двух вариантов схемы электрической
сети в режиме максимальных нагрузок. Это подразумевает расчёт параметров
схемы замещения, перетока мощностей и падений напряжения во всех
описанных режимах. Также в режиме максимальных нагрузок выполнена
проверка условия встречного регулирования на шинах низкого напряжения.
В четвёртой главе выполнен технико-экономический расчёт обоих
вариантов сети. Рассчитаны
капитальные затраты на строительство
воздушных линий и подстанций, а также на компенсацию постоянных и
нагрузочных потерь электроэнергии в системе. Рассчитаны суммарные
дисконтированные затраты, на основе сравнения которых и выбрана более
рациональная схема сети Михайловского района.
В пятой главе произведён расчёт варианта более рациональной схемы
электрической сети в режиме минимальных нагрузок и в послеаварийном
режиме.
В шестой главе произведена реконструкция подстанции «Коммунар»
35/6 кВ.
Пояснительная записка содержит 70 страниц. Графический материал
представлен на 5 листах А1.
Введение
Перспективное проектирование электроэнергетических систем (ЭЭС) и
в современный период остаётся важным звеном в общей структуре управления
развитием электроэнергетической отрасли. Общей задачей этого звена
является обоснование решений, определяющих состав, основные параметры и
последовательность сооружения электрических станций, электросетевых
объектов и средств их эксплуатации и управления, исходя из условий
оптимального развития Единой энергетической системы в целом и её
подсистем в соответствие с энергетической стратегией России.
Согласно энергетической стратегии России к 2030 году объёмы
производства первичных источников энергии возрастут в 4-5 раз по
сравнению с уровнем 2018 г.
В удалённых и изолированных районах получит развитие производство
тепла и электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии.
Ускоренными
преимущественно
темпами
за
будет
счёт
развиваться
угольных
тепловых
электроэнергетика
электростанций
и
гидроэлектростанций, а также теплоэлектроцентралей, работающих на газе.
С
точки
зрения
энергетики,
Михайловский
район
считается
перспективным местом, поскольку он входит в состав ТОРа «Михайловский».
В связи с этим необходимость проектирования и реконструкция
питающих сетей с целью лучшего обеспечения потребителей качественной
электроэнергией сегодня особенно актуальна.
1 Характеристика района проектирования питающей электрической сети
1.1 Характеристика электрифицируемого района.
Михайловский район расположен на юго-западе Приморского края.
Михайловский район входит в состав ТОР «Михайловский». ТОР имеет
сельскохозяйственную направленность: растениеводство, животноводство,
переработка и хранение сельскохозяйственной продукции.
1.2 Природно-климатические условия.
Михайловский район расположен по большей части на равнинной
местности. На общем фоне выделяются сопки высотой 7-12 м с пологими
склонами – 10-20о.
Средняя минимальная температура равна -18,8о, Средняя максимальная
- +22,5о.
Согласно ПУЭ:
- район по толщине стенки гололеда – III;
- район по ветровому давлению – III;
- среднегодовая продолжительность гроз от 20 до 40 часов;
- пляска проводов – умеренная.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава
1.
Общие
характеристики района
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
1.3 Анализ существующей схемы электрической сети.
Сети по схемам соединения делятся на разомкнутые и замкнутые.
В таблице 2.1 представлена характеристика подстанций по способу
присоединения к сети, а также информация о количестве трансформаторов и
их мощности.
Таблица 1.1 – Характеристика подстанций по способу присоединения.
Название подстанции
Михайловка
Способ
Количество трансформаторов
присоединения
и их мощность в МВА.
Проходная
1х10; 1х7,5
(ответвительная)
Воздвиженка
Проходная
2х4
Тимирязевка
Проходная
2х4
ЖБИ-130
Проходная
1х10; 1х6,3
Новоникольск
Проходная
2х10
Коммунар
Проходная
1х5,6; 1х4
Подстанции не соответствуют типовым схемам. На всех подстанция
отсутствует ремонтная перемычка; на подстанции ЖБИ-130 установлены
разделители с короткозамыкателями; на подстанции Михайловка установлены
двухобмоточный и трехобмоточный трансформаторы разной мощности.
Линии электропередач выполнены проводами марки АС. Имеются
участки выполнение проводами разного сечения: Михайловка – ЖБИ-130
выполнена проводами АС-70 и АС-240, Уссурийск-2 – Тимирязевка –
Воздвиженка выполнена проводами АС-50, АС-95 и АС-120.
1.4 Перспективы развития электрической сети района.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Существующие крупные потребители в проектируемом районе:
- Новошахтинский угольный разрез;
- сельскохозяйственный строительный комбинат;
- сельскохозяйственные предприятия.
В планах развития:
- комбикормовый завод;
- свинокомплексы;
- мясоперерабатывающее предприятие;
- строительство современного жилья;
- развитие инфраструктуры.
Вывод: в связи с ростом нагрузок и морально и физически устаревшего
оборудования необходима реконструкция рассматриваемого сетевого района.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2 Исходная информация
2.1 Расчет нагрузок потребительских подстанций
Нагрузки приняты с учетом перспективы роста до 2025 года. Нагрузки
представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Нагрузки подстанций
ПС
Sн
Pн
Qн
1-Воздвиженка
2-Тимирязевка
3-Михайловка
4-ЖБИ-130
5-Новоникольск
6-Коммунар
5,6
5,6
12,25
11,41
14
6,72
4,200
4,480
10,168
8,558
12,600
5,040
3,704
3,360
6,833
7,547
6,102
4,445
cos
0,75
0,8
0,83
0,75
0,9
0,75
tg
0,57
0,88
0,75
0,67
0,88
0,48
2.2 Баланс реактивной мощности в электрической сети, определение
мощности компенсирующих устройств
В
электрических
сетях
широко
используются
дополнительные
источники реактивной мощности – компенсирующие устройства (КУ).
Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей,
являются конденсаторные батареи [3].
Компенсация реактивной мощности влияет на передаваемые по линиям
электропередачи (ЛЭП) и через силовые трансформаторы мощности, на
потери мощности и напряжения в элементах сети и может влиять на
выбираемые номинальные мощности трансформаторов и сечения проводов.
Таким образом, выбор мощности КУ и их размещение влияют на оценку
технических
и
технико-экономических
характеристик
и
показателей
вариантов схемы сети и, следовательно, на принятие окончательного решения
по рациональной схеме проектируемой сети района.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава
2.
информация
Исходная
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
КУ необходимо устанавливать на наиболее мощных и по возможности
удалённых подстанциях, следует избегать трансформации больших потоков
реактивной мощности.
На примере ПС 3 рассчитаем необходимое количество КУ.
Требуемый коэффициент реактивной нагрузки 𝑡𝑔φ𝑖 ` = 0,4, тогда
мощность КУ:
Q КУ расч 𝑖 = 𝑃потрi ∙ (𝑡𝑔φ𝑖 − 𝑡𝑔φ𝑖 `), Мвар.
(2.1)
Q КУ расч 3 = 10,168 ∙ (0,67 − 0,4) =2,745 Мвар.
Выбираем батарею конденсаторов (БК) мощностью Q КУ3 = 3,2 Мвар.
Тогда мощность потребителя после компенсации:
Q ск3 = Q потр3 − Q КУ3 = 6,833 − 3,2 = 3,633.
(2.2)
Найдем полную мощность после установки КУ:
Sпотр𝑖 = √𝑄потр𝑖 2 + Pпотр𝑖 2 , МВА.
(2.3)
Sпотр3 = √𝑄потр3 2 + Pпотр3 2 = √3,6332 + 10,1682 = 10,797, МВА.
Результаты расчёта КУ на подстанциях сведены в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Исходные данные с учётом установки компенсирующих
устройств
№ПС
1
2
3
4
5
6
Q потр ,
Мвар
3,704
3,360
𝑡𝑔φ𝑖
0,75
0,8
Sпотр ,
МВ∙А
5,6
5,6
10,168
8,558
12,600
0,83
0,75
0,9
12,25
11,41
14
6,833
7,547
6,102
0,67
0,88
0,48
5,040
0,75
6,72
4,445
0,88
Pпотр ,
МВт
4,200
4,480
cosφ
0,88
0,75
𝑄КУ
3,2
3,2
Q итог ,
Мвар
3,704
3,360
3,633
7,547
6,102
1,245
𝑇макс ,
ч
4000
4200
4100
3700
5000
6500
2.3 Варианты конфигураций схем районной сети
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Все электроприемники 2-й и 3-й категорий надежности.
При составлении вариантов необходимо учитывать следующие
требования:
1. Передача мощности от питающей подстанции к потребительским
должна осуществляться по наиболее коротким трассам.
2. Должны отсутствовать перетоки мощности в направлении к
источнику питания.
На основе координат потребителей составляем пять равнонадёжных
вариантов схем питающих сетей.
Варианты схем питающих сетей представлены на рисунках А.1, А.2,
А.3, А.4, А.5.
На рисунке А.6 представлена реальная схема.
2.4 Выбор номинального напряжения на каждом участке
Для
ориентировочного
целесообразного
напряжения
определения
линии
величины
электропередачи
экономически
(Uэк )
можно
воспользоваться формулой Илларионова [4]:
Uэк =
1000
, кВ,
500 2500
√ +
𝑙
P
(2.4)
где 𝑙 - длина линии электропередачи, км;
P - передаваемая по этой линии (в одноцепном исполнении) активная
мощность, МВт.
Распределение потоков активной мощности для кольцевой сети
проиллюстрировано на рисунке 2.1.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23,007
0
8,36
18,527
2
3
4,48
10,168
22,038
1
6
5
4,2
5,04
10,6
4
8,558
9,438
4,398
0,198
0`
Рисунок 2.1 – Распределение потоков активной мощности в замкнутой сети
По формуле (2.6) вычислим номинальное напряжение на каждом
участке. Для участка 0-2:
- для разомкнутой схемы: U02эк =
- для кольцевой схемы: U02эк =
1000
500 2500∙2
√ 5,2 +23,205
1000
500
2500
= 55,415 кВ;
= 69,875 кВ.
√ 5,2 +23,007
Результаты расчётов сведены в таблицу А.1 в приложении А.
2.5 Сравнение
составленных
вариантов
схем
по
укрупненным
показателям
Для выполнения укрупнённого сравнения вариантов сети необходимо
рассчитать капитальные затраты на основное оборудование во всех вариантах.
Поэтому надо выбрать трансформаторы на подстанциях, выбрать типовые
схемы ПС и принять сечения проводов ВЛ.
2.5.1 Выбор трансформаторов
Мощность трансформатора на понизительной подстанции с двумя
трансформаторами вычисляем по следующему выражению:
Sт расч =
Sнб
, МВ∙А,
2∙0,7
(2.5)
где Sнб – наибольшая нагрузка подстанции, МВ∙А;
2 – число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции;
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
0,7 – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме
работы.
Мощность трансформатора на 2-ой подстанции в кольцевой схеме:
Sт расч2 =
5,6
2∙0,7
= 4 МВ∙А.
Для 2-ой подстанции в схемах А.1, А.2, А.4, А.5 необходим
трехобмоточный трансформатор, его мощность рассчитывается по формуле:
Sт расч =
SНН +SСН
2∙0,7
, МВ∙А
(2.6)
где SНН – мощность ПС на низкой стороне;
SСН – суммарная полная мощность на средней стороне ПС.
Sт расч =
5,6 + (5,6 + 11,41 + 10,797)
= 23,862 МВ ∙ А.
2 ∙ 0,7
Для 2-ой подстанции в кольцевой схеме выбираем трансформатор –
ТМН-6300/110, а в радиальной-магистральной – ТРДН-25000/110.
После определения номинальной мощности трансформатора следует
определить коэффициент загрузки трансформатора при аварийной перегрузке
в максимальном режиме:
K з ав =
Sнб
Sт ном
.
(2.7)
Коэффициент загрузки в аварийном режиме для трансформатора на
подстанции 2 в кольцевой схеме:
K з ав1 =
5,6
6,3
= 0,89.
K з ав1 ≤ 1,4, условие выполняется [4].
Расчёт и выбор трансформаторов для остальных подстанций занесён в
таблицу А.2 в приложении А.
На питающей ПС рассчитываем мощность трансформатора по формуле:
Sт расч0 =
SНН0 +SСН0
2∙0,7
, МВ∙А
(2.8)
где SНН0 – мощность, отходящая от питающей ПС на низшем
напряжении (6 кВ);
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
SСН0 – суммарная мощность, отходящая от питающей ПС на среднем
напряжении (16 кВ).
Sт расч0 =
17,269 + 5,6 + 5,6 + 10,797 + 11,41 + 14 + 5,191
= 49,91 МВ ∙ А.
2 ∙ 0,7
Выбираем 2 трансформатора АТДЦТН-63000/220/110.
2.5.2 Выбор типовых схем подстанций
Из составленных нами видов питающих сетей выберем типы
подстанций, которые представлены в таблице А.3 в приложении А.
Сечение выбираем общее для всех линий 150 мм2.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3 Расчет режимов
3.1 Расчет 4 варианта нормального режима максимальных нагрузок
3.1.1 Выбор и проверка сечений проводов
Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчётной
активной мощности, материала и цепности опор, района территории России
по толщине стенки гололёда. По распределению потоков активной мощности
определим сечения проводов марки АС. Распределение потоков мощности в
кольцевом участке цепи представлено на рисунке 3.1.
3,993
14,208
2
3
j8,772
j4,761
2`
1
4
10,205
+j3,381
8,845
4,615
j3,189
8,608
+j7,95
j7,121
4,230
+j3,931
Рисунок 3.1 – Распределение потоков мощности в кольцевом участке цепи.
Для участка 2-3 выбираем сечение 150.
Выбранное сечение на каждом участке необходимо проверить по
аварийному току:
Iав 𝑘𝑖 =
S𝑘𝑖
√3∙Uн
∙ 103, А,
(3.1)
Для кольцевого участка схемы рассматриваются два варианта обрыва
цепи с разных сторон от питающей подстанции (см. рисунки 3.2, 3.3), для
магистральной сети – обрыв одной из цепей двухцепной линии на каждом
участке.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава 3. Расчет режимов
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
10,215
2
3
2`
1
4
j3,381
10,215
+j3,381
23,053
18,823
j11,961
j15,892
4,230
+j3,931
8,608
+j7,95
Рисунок 3.2 – Обрыв участка цепи 2-3
12,838
23,053
2
3
j15,892
4,23
1
4
j11,882
10,215
+j3,381
2`
j3,931
4,230
+j3,931
8,608
+j7,95
Рисунок 3.3 – Обрыв участка цепи 1-2
Расчёт аварийного тока на участках цепи 1-2 и 2-3 кольцевой схемы:
I′ав 23 =
′′
Iав
12 =
√23,0532 +15,8922
√3∙35
√23,0532 +15,8922
√3∙35∙2
∙ 103 = 461,88 А;
∙ 103 = 230,94 А.
Аварийный ток не должен превышать допустимое длительное значение
тока выбранного провода:
Iав 𝑘𝑖 ≤ Iдоп 𝑘𝑖 ;
(3.2)
461,884 А < 450 А, условие не выполняется.
Так как выбрано максимальное сечение на данном напряжении делаем
линию двухцепной.
Расчёт сечения для каждого участка приведён в таблице 3.1.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица 3.1. Выбор и проверка сечений проводов
Участок
5-6
0-5
1-4
2-1
3-4
2-3
0-2
𝑃эк ,
МВт
2,534
8,839
4,615
8,845
3,993
7,104
13,767
Сечение,
мм2
2хАС-70
2хАС-95
АС-95
АС-150
АС-95
2хАС-150
2хАС-95
Iдоп , А
I′ав , А
Сечение, мм2
265
330
330
450
330
450
330
86,96
101,64
367,89
461,88
181,03
230,94
178,88
2хАС-70
2хАС-95
АС-150
2хАС-150
АС-95
2хАС-150
2хАС-150
3.1.2 Расчет параметров схемы замещения
Расчёт параметров схемы замещения [8] для линии электропередачи
подразумевает нахождение следующих величин:
- активное сопротивление участка цепи:
R ki = r0 ∙ lki , Ом,
(3.3)
где k, i – номера начала и конца участков сети;
r0 - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;
lki – длина участка ki, км;
- реактивное сопротивление участка цепи:
Xki = x0 ∙ lki , Ом,
(3.4)
где x0 - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
- реактивная мощность, протекающая по участку цепи:
1
Q cki = ∙ 𝑞0 ∙ lki , Мвар,
(3.5)
2
где 𝑞0 – удельная реактивная мощность участка цепи, Мвар/км.
Расчёт
параметров
схемы
замещения
для
двухцепной
линии
электропередачи:
- активное сопротивление участка цепи:
1
R ki = ∙ r0 ∙ lki , Ом;
2
(3.6)
- реактивное сопротивление участка цепи:
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1
Xki = ∙ x0 ∙ lki , Ом;
(3.7)
2
- реактивная мощность, протекающая по участку цепи:
Q cki = 𝑞0 ∙ lki , Мвар.
(3.8)
Схема замещения 4 варианта сети представлена на рисунке А.9.
Расчёт параметров схемы замещения для участка 0-2:
1
R 02 = ∙ 0,198 ∙ 5,2 = 0,515 Ом;
2
1
X02 = ∙ 0,42 ∙ 5,2 = 1,092 Ом;
2
Q 02 = 0,036 ∙ 5,2 = 0,187 Мвар.
Параметры схемы замещения занесены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Расчёт параметров схемы замещения 1 варианта в
нормальном режиме максимальных нагрузок
Сечение,
мм2
2хАС-70
2хАС-95
АС-150
2хАС-150
АС-95
2хАС-150
2хАС-150
Участок
5-6
0-5
1-4
2-1
3-4
2-3
0-2
l,
км
6,12
5,17
10,5
5,07
5,22
5,1
5,2
r0 ,
Ом/км
0,428
0,306
0,198
0,198
0,306
0,198
0,198
x0 ,
Ом/км
0,432
0,434
0,406
0,406
0,421
0,406
0,42
𝑞0 ,
Мвар/км
0,035
0,036
R, Ом
X, Ом
1,310
0,791
2,079
0,502
1,597
0,505
0,515
1,322
1,122
4,263
1,029
2,198
1,035
1,092
Qc ,
Мвар
0,181
0,187
3.1.3 Расчет перетока мощности от конца к началу линии
Разделим радиально-магистральную схему на части и последовательно
рассчитаем мощности от конца к началу на каждом участке схемы (см.
рисунок 3.1).
Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 3.3 и 3.4.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Талица 3.3 – Паспортные данные трансформаторов
Марка
трансформатора
ТМН-4000/35
ТМН-10000/35
Талица
Пределы
Sт ном,
регулирования МВ∙А
4
± 6 × 1,5%
± 9 × 1,3%
3.4
–
10
RT,
Ом
XT ,
Ом
∆PX ,
кВт
∆QX ,
квар
UВН ,
кВ
UНН ,
кВ
2,6
23
6,7
40
35
11
0,88
10,1
14,5
80
115
10,5
Паспортные
данные
трехобмоточных
и
автотрансформаторов
Марка
ТДТН25000/110
ТДТН16000/110
АТДЦТН63000/
220/110
Rт, Ом
Xт, Ом
Pх,
Qх,
Пределы
регулирования
UВН ,
кВ
UСН,
кВ
UНН ,
кВ
вн
сн
нн
вн
сн
нн
± 9 × 1,78%
115
38,5
11
1,5
1,5
1,5
56,9
0
35,7
31
175
± 9 × 1,78%
115
38,5
11
2,6
2,6
2,6
88,9
0
52
23
160
± 6 × 2%
230
121
11
1,4
1,4
2,8
104
0
195,6
45
315
кВт кВар
Мощность в конце продольной части линии вычисляется по выражению:
к
S̃ki
= S̃прi − 𝑗Q cki , МВ∙А,
(3.9)
где Sпрi - приведённая мощность трансформатора, МВ∙А;
Q cki – Зарядная мощность линии, Мвар.
S̃прi = S̃нi + ∆S̃тi + ∆S̃т.ххi ,
(3.10)
где Sнi – мощность i-ого потребителя, МВ∙А;
∆S̃тi – потери в трансформаторе;
∆S̃т.ххi – потер холостого хода трансформатора.
Потери мощности на участке:
к 2
S
∆S̃ki = ki2 ∙ (R ki + 𝑗Xki ), МВ∙А,
Uн
(3.11)
где Uн - номинальное напряжение, кВ;
R ki , Xki - активное и реактивное сопротивление участка цепи, Ом.
Мощность в начале рассчитываемого участка линии:
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
н
к
S̃ki
= S̃ki
+ ∆S̃ki − 𝑗Q cki , МВ∙А.
(3.12)
Далее по первому закону Кирхгофа определяем мощность в конце
следующего участка с учётом зарядной мощности:
н
S̃ijк = S̃ki
+ S̃прj − 𝑗Q c , МВ∙А.
(3.13)
Дальнейшие расчёты повторяются до тех пор, пока не будут определены
мощности в начале всех участков.
В таблицу 3.5 сведем приведенные мощности всех ПС.
Таблица 3.5 – Приведенные мощности подстанций.
∆S̃т , МВ∙А
0,017+j0,147
0,001+j0,021
0,019+j0,218
0,021+j0,243
0,01+j0,193
0,014+j0,127
ПС
1
2
3
4
5
6
∆S̃т.хх , МВ∙А
0,013+j0,08
0,62+j0,35
0,029+j0,16
0,029+j0,16
0,046+j0,32
0,013+j0,08
S̃пр , МВ∙А
4,23+j3931
4,481+j3,381
10,215+j4,011
8,608+j7,95
12,61+j6,295
5,068+j1,451
Произведём расчёт участка 3-4 (см. рисунок 3.1):
к
S̃34
= 3,993 + 𝑗4,761 МВ∙А;
∆S̃34 =
√3,9932 +4,7612
2
352
∙ (1,597 + 𝑗2,198) = 0,05 + 𝑗0,069 МВ∙А,
н
S̃34
= 3,993 + 𝑗4,761 + 0,05 + 𝑗0,069 = 4,043 + 𝑗4,83МВ∙А.
Расчёт мощностей всех участков приведён в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Расчёт перетока мощности на каждом участке линии 4
варианта схемы в нормальном режиме максимальных нагрузок
Участок
3-4
2-3
4-1
1-2
СН ПС2
НН ПС2
ВН ПС2
0-2
5-6
𝑆̃ к , МВ∙А
3,993 + 𝑗4,761
14,258+j8,841
4,615+j3,189
8,899+j7,23
23,227+j16,215
4,48+j3,36
27,731+j19,596
27,826+j20,928
5,068+j1,451
∆S̃, МВ∙А
0,05 + 𝑗0,069
0,016+j0,034
0,053+j0,11
0,054+j0,11
0,023+j0
0,001+j0,021
0,033+j1,24
0,052+j0,11
0,03+j0,03
𝑆̃ н , МВ∙А
4,043 + 𝑗4,83
14,275+j8,874
4,668+3,299
8,952+j7,34
23,25+j16,215
4,481+j3,381
27,826+j21,186
27,877+j20,928
5,097+j1,481
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
СН ПС5
НН ПС5
ВН ПС5
0-5
СН ПС0
НН ПС0
ВН ПС0
5,097+j1,481
12,6+j6,102
17,708+j7,776
17,773+j8,544
45,675+j29,327
15,015+j8,53
60,714+j38,133
0,001+j0
0,01+j0,193
0,018+j0,629
0,025+j0,036
0,019+j0
0,004+j0,276
0,034+j2,526
5,099+j1,481
12,61+j6,295
17,773+j8,554
17,798+j8,399
45,695+j29,327
15,019+j8,806
60,77+j40,817
3.1.4 Расчет напряжений от начала к концу линии
Определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах
схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу в
направлении от питающего пункта (0) до конца сети.
Расчёт напряжения в узле 0` осуществляет по следующему выражению:
U0` = √(U0 − ∆UВН ПС0 )2 + δUВН ПС0 2 , кВ.
(3.12)
Продольная составляющая падения напряжения в обмотеке ВН
трансформатора на ПС-0:
∆UВН ПС0 =
R
X
Pнвн пс0 ∙ вн т0+Qнвн пс0∙ вн т0
2
2
U0
, кВ,
(3.13)
н
где Pвн
пс0 - активная мощность в начале обмотки ВН трансформатора
ПС-0, МВт;
Qнвн пс0 - реактивная мощность в начале обмотки ВН трансформатора
ПС-0, Мвар;
R вн т0` , Xвн т0 - активное и реактивное сопротивление участка 1-2, Ом;
U0 - напряжение в узле 0, кВ.
Поперечная составляющая падения напряжения в обмотке ВН
трансформатора на ПС-0:
δUВН ПС0 =
X
R
Pнвн пс0∙ вн т0−Qнвн пс0∙ вн т0
2
2
U0
, кВ.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
(3.14)
Лист
Произведём расчёт напряжения в узле 1:
∆UВН т0 =
δUВН т0 =
1,4
104
)+40,817∙( )
2
2
60,77∙(
231
60,77∙(
104
1,4
)−60,77∙( )
2
2
231
= 9,372 кВ;
= 13,556 кВ;
U0` = √(231 − 9,372)2 + 13,5562 = 222,042 кВ.
К средней стороне приводим через коэффициент трансформации:
С
𝐶
𝑈0С
= 𝑈0𝐶
/𝐾ВС , кВ;
(3.15)
С
где 𝑈0С
– напряжение средней стороны, приведенное к высокой стороне;
𝐶
𝑈0𝐶
- напряжение средней стороны, приведенное к средней стороне;
𝐾ВС – коэффициент трансформации с высокой стороны на среднюю.
С
𝑈0С
=
221,898
= 116,738, кВ.
1,9
Для определения напряжения на стороне ВН в точке 4 необходимо
сравнить между собой полученные напряжения U4′ и U4′′ :
|U′4 −U′′
4|
U′4
∙ 100, %,
(3.16)
где U4′ - напряжение, полученное в точке 4 со стороны линии 3-4, кВ;
U4′′ - напряжение, полученное в точке 4 со стороны линии 1-4, кВ.
|36,464−36,402|
36,464
∙ 100 = 0,17%.
0,17%<5%, поэтому напряжение в точке 6 вычисляем по формуле:
U4 =
U7 =
36,464+36,402
2
U′4 +U′′
4
2
, кВ;
(3.17)
=36,43 кВ.
Потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы
приведены в таблицах 3.7 и 3.8 соответственно.
Таблица 3.7 – Потери напряжения на участках сети 4 варианта в
нормальном режиме максимальных нагрузок
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Участок
R, Ом
X, Ом
P н , МВт
Qн , Мвар
ВН ПС0
СН ПС0
0-2
ВН ПС2
СН ПС2
2-3
3-4
2-1
1-4
0-5
ВН ПС5
СН ПС5
5-6
0,7
0,7
0,515
0,75
0,75
0,505
1,597
0,502
2,079
0,791
1,3
1,3
1,310
52
0
1,092
28,45
0
1,035
2,198
1,029
4,263
1,122
44,45
0
1,322
60,770
45,695
27,877
27,826
23,250
14,275
4,043
8,952
4,668
17,798
17,773
5,099
5,097
40,817
29,327
20,928
21,186
16,215
8,874
4,830
7,340
3,299
8,399
8,725
1,481
1,481
∆U,
кВ
9,372
0,144
0,319
5,357
0,157
0,441
0,464
0,324
0,645
0,201
3,526
0,059
0,228
δU, кВ
13,556
-0,092
0,168
6,663
-0,109
0,277
0,032
0,149
0,354
0,114
6,682
-0,017
0,127
Таблица 3.8 – Напряжение в узлах схемы
Узел
0
0`
5
5`
6
2
2`
3
4
1
U, кВ
231
116,738
113,207
113,149
37,653
111,262
111,105
36,756
36,261
36,873
3.1.5 Проверка выполнения встречного регулирования напряжения на
шинах низкого напряжения.
Условия встречного регулирования:
ж
Uн(с)
нб ≥ (1,05 ÷ 1,1) ∙ Uн(с) ном , кВ;
(3.18)
Uнж нб ≥ (10,5 ÷ 11) кВ,
ж
Uс0
нб ≥ (115,5 ÷ 121) кВ,
ж
Uс2(5)
нб ≥ (36,75 ÷ 38,5) кВ,
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ж
Uн(с)
нб - желаемое напряжение на шинах НН (СН) подстанции в режиме
наибольших нагрузок, кВ;
Uн(с) ном – номинальное напряжение на шинах НН (СН) подстанции, кВ.
Напряжение на шинах НН(СН) проверка встречного регулирования
производятся по формулам (3.12- 3.24).
Расчёт действительного напряжения на шинах НН(СН) подстанции:
Uвн(с)
Uн(с) =
kвн(сн)
, кВ,
(3.19)
где Uнв - напряжение на шинах НН (СН) подстанции, приведённое к
высокой стороне трансформатора, кВ;
k вн(вс) - коэффициент трансформации:
k вн(вс) =
Uвн
Uнн(вс)
,
(3.20)
где Uвн - напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;
Uнн(вс) - напряжение обмотки НН (ВС) трансформатора, кВ.
Произведём расчёт напряжения и проверку по условиям встречного
регулирования для 0-ой подстанции с автотрансформаторами:
15,019∙2,8+8,806∙195,6
∆UНН т0 =
2∙222,042
15,019∙195,6−8,806∙2,8
δUНН т0 =
2∙222,042
= 3,973 кВ;
= 6,56 кВ;
в
U0н
= √(222,042 − 3,973 )2 + 6,562 = 218,167 кВ;
𝐾вн0 =
230
11
= 20,909.
Номинальное напряжение на шинах НН:
U2н =
218,167
20,909
∆UСН т0 =
δUСН т0 =
= 10,434 кВ.
45,695∙1,4+29,327∙0
2∙222,042
45,695∙0−29,327∙1,4
2∙222,042
= 0,144 кВ;
= −0,092 кВ;
в
U0С
= √(222,042 − 0,144 )2 + (−0,092)2 = 221,898 кВ;
𝐾вс0 =
230
121
= 1,901.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Номинальное напряжение на шинах СН:
U0с =
221,898
1,901
= 116,77 кВ.
Поскольку напряжение на шинах НН подстанции не входит в интервал
желаемых значений, необходимо произвести встречное регулирование в
автотрансформаторе. В автотрансформаторе регулирование осуществляется с
помощью РПН. Регулируется напряжение на обмотке СН.
Желаемый номер отпайки:
жел
𝑛рпн
=(
𝐾 жел
ВС
ном
𝐾В𝐶
− 1)
1
𝛼РПН
,
(3.21)
где 𝐾 ном
ВС – номинальный коэффициент трансформации с высшего на
среднее напряжение;
𝐾 жел
ВС =
UВС
UЖ
С.нб
=
221,898
115,5
= 1,921,
-
желаемый
коэффициент
трансформации.
𝛼РПН = 0,02 – шаг РПН.
UСВ – напряжение на обмотке СН приведенное к обмотке ВН, кВ;
Ж
UС.нб
- желаемое напряжение на обмотке СН приведенное к обмотке СН,
кВ.
жел
𝑛рпн
=(
1,924
1
− 1)
= 0,536.
1,901
0,02
ст
Округляем до n ПБВ
=0.
Определяем действительное значение напряжения на шинах низшего и
среднего напряжения:
U
факт
С .нб
U СВ
 ном
,
ст
K ВС  (1  nРПН
  РПН )
(3.22)
U НВ
.
ном
ст
K ВН
 (1  nРПН
  РПН )
(3.23)
U Нфакт
.нб 
факт
𝑈С.нб =
факт
𝑈Н.нб =
221,898
= 116,738, кВ,
1,901 ∗ (1 + 0 ∗ 0,02)
218,167
= 10,434, кВ.
20,909 ∗ (1 + 0 ∗ 0,02)
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Напряжение на шинах НН не входит в интервал желаемых значений.
Выбираем отпайку -1
221,898
= 119,12, кВ,
1,901 ∗ (1 − 1 ∗ 0,02)
факт
𝑈С.нб =
факт
𝑈Н.нб =
218,167
= 10,647, кВ.
20,909 ∗ (1 − 1 ∗ 0,02)
Напряжения удовлетворяют требованиям.
Отрегулируем напряжение в двухобмоточном трансформаторе на
примере ПС-6.
Напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН Uотв находим по
формуле:
Uотв = Uнв ∙
Uотв6 = 36,543 ∙
11
10,5
Uнн
Uж
н нб
, кВ;
(3.24)
= 38,283 кВ.
Желаемое количество искомых регулировочных ответвлений:
nж
РПН =
Uотв −Uвн
Uвн ∙
α
100
,
(3.25)
где α – шаг изменения напряжения обмотки ВН трансформатора, %.
nж
РПН2 =
38,283−35
35∙
1,5
100
= 6,253.
Принимаем стандартное количество регулировочных ответвлений:
nст
РПН = 6.
Напряжение
регулировочного
ответвления
обмотки
ВН
после
встречного регулирования находим по формуле:
′
Uотв
= Uвн ∙ (1 +
′
Uотв1
= 35 ∙ (1 +
α∙nст
РПН1
100
), кВ;
(3.26)
6∙1,5
100
) = 38,15 кВ.
Напряжение на низкой стороне трансформатора после встречного
регулирования находим по формуле:
рпн
Uн
= Uнв ∙
Uнн
U′отв
, кВ;
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
(3.27)
Лист
11
рпн
Uн6 = 36,543 ∙
38,15
= 10,537 кВ.
Напряжение на низкой стороне входит в интервал желаемого НН.
Отрегулируем напряжение в трехобмоточном трансформаторе на
примере ПС-2. На трехобмоточном трансформаторе напряжение на низшей
мтороне регулируется устройством РПН установленном на обмотке НН.
Напряжение на средней стороне регулируется устройством ПБВ на обмотке
СН.
Желаемый номер отпайки РПН:

 1
UВ
жел
,
nРПН
  жел Н ном  1 

U

K
РПН
 Н .нб ВН

(3.28)
где 𝐾 ном
ВН – номинальный коэффициент трансформации с высшего на
низшее напряжение;
𝛼РПН = 0,0178 – шаг РПН.
UНВ – напряжение на обмотке НН приведенное к обмотке ВН, кВ;
Ж
UН.нб
=10,5 кВ - желаемое напряжение на шинах НН.
жел
𝑛РПН
=(
113,593
1
− 1)
= 1,748.
10,5 ∙ 10,455
0,0178
Округляем до nст
РПН =1.
Рассчитываем желаемый номер отпайки ПБВ:
ст
 K ном  (1  nРПН
 1
  РПН )  U Сжел
жел
.нб
,
nПБВ
  ВС
 1 
В
UС

  ПБВ
(3.29)
где 𝐾 ном
ВС – номинальный коэффициент трансформации с высшего на
средне напряжение;
𝛼ПБВ = 0,025 – шаг ПБВ.
UСВ – напряжение на обмотке СН приведенное к обмотке ВН, кВ;
Ж
UС.нб
=36,75 кВ - желаемое напряжение на шинах СН.
2,987 ∙ (1 + 1 ∙ 0,0178) ∙ 115,5
1
жел
𝑛ПБВ
=(
− 1) ∙
= −0,652.
113,593
0,025
ст
Округляем до n ПБВ
= 0.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рассчитаем действительные значения напряжения на шинах среднего и
низшего напряжения:
U НВ
,
ном
ст
K ВН
(1  nРПН
  РПН )
(3.30)
ст
U СВ  (1  n ПБВ
  ПБВ )
 ном
.
ст
K ВС (1  nРПН   РПН )
(3.31)
U Нфакт
.нб 
U
факт
𝑈Н.нб =
факт
𝑈С.нб =
факт
С .нб
113,188
= 10,637 кВ,
10,455(1 + 1 ∙ 0,0178)
113,593 ∙ (1 + 0 ∙ 0,025)
= 37,364 кВ.
2,987 ∙ (1 + 1 ∙ 0,0178)
Напряжения удовлетворяют условиям регулирования.
Расчёт встречного регулирования для подстанций приведён в таблицах
3.9 и 3.10.
Таблица 3.9 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
нормальном режиме максимальных нагрузок на ПС с двухобмоточными
трансформаторами.
ПС
1
3
4
6
Uв , ∆Uт ,
кВ
кВ
4,23+j3,93 37,04 1,37
10,22+j4,01 36,93 0,67
15,974+j6,29 36,43 1,21
5,07+j1,45 37,14 0,63
S̃пр , МВт
δUт ,
кВ
Uнв , кВ
Uн , кВ
1,18
1,35
1,10
1,52
35,69
36,28
35,24
36,54
11,22
10,37
10,07
11,485
Uотв ,
кВ
37,39
36,28
35,24
38,28
nст
РПН
4
-1
-4
6
′
Uотв
,
кВ
37,10
36,27
34,84
38,15
рпн
Uн ,
кВ
10,58
10,5
10,62
10,54
Таблица 3.10 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
нормальном режиме максимальных нагрузок на ПС с трехобмоточными и
автотрансформаторами трансформаторами.
факт
ПС
Uнв , кВ
Uсв , кВ Uн , кВ
Uс , кВ
nст
пбв
nст
РПН
0
218,17
221,90
10,43
116,74
-
-1
Uн ,
кВ
10,65
2
113,19
38,03
0
1
10,637
37,64
5
114,13
113,59 10,827
115,6 10,917
38,7
0
2
10,54
37,37
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
факт
Uс
, кВ
119,12
Лист
3.2 Расчет 5 варианта нормального режима максимальных нагрузок
3.2.1 Выбор и проверка сечений проводов
Выбор производи аналогично по формулам (3.1-3.2). Выбранные
сечения представлены в таблице 3.11.
Таблица 3.11. Выбор и проверка сечений проводов
Участок
6-1
5-6
0-5
3-4
2-3
0-2
𝑃эк ,
Сечение, мм2
МВт
2,100
2xАС-70
4,62
2хАС-95
10,92
2хАС-95
4,279
2хАС-95
9,363
2хАС-150
11,603
2хАС-95
Iдоп , А
I′ав , А
Сечение, мм2
95,259
182,215
131,790
193,290
374,323
148,566
265
330
330
330
450
330
2xАС-70
2хАС-95
2хАС-95
2хАС-95
2хАС-150
2хАС-95
3.2.2 Расчет параметров схемы замещения
Схема замещения 5 варианта сети представлена на рисунке А.10.
По формулам (3.6-3.8), рассчитываем параметры схемы замещения и
заносим их в таблицу 3.10.
Таблица 3.12 – Расчёт параметров схемы замещения 5 варианта в
нормальном режиме максимальных нагрузок
Сечение,
мм2
2xАС-70
2хАС-95
2хАС-95
2хАС-95
2хАС-150
2хАС-95
Участок
l, км
6-1
5-6
0-5
3-4
2-3
0-2
19,1
6,12
5,17
5,22
5,1
5,2
r0 ,
Ом/км
42,8
30,6
30,6
30,6
19,8
30,6
x0 ,
Ом/км
43,2
42,1
43,4
42,1
40,6
43,4
𝑞0 ,
Мвар/км
3,5
3,5
R, Ом
X, Ом
4,087
0,936
0,791
0,799
0,505
0,796
4,126
1,288
1,122
1,099
1,035
1,128
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Qc ,
Мвар
0,181
0,182
Лист
3.2.3 Расчет перетока мощностей в варианте 5
Последовательно рассчитаем мощности от конца к началу на каждом
участке схемы по формулам 3.9- 3.13.
Приведенные мощности сведены в таблицу 3.13.
Таблица 3.13 – Приведенные мощности подстанций.
∆S̃т , МВ∙А
0,017+j0,147
0,001+j0,021
0,019+j0,218
0,021+j0,243
0,006+j0,132
0,014+j0,127
ПС
1
2
3
4
5
6
∆S̃т.хх , МВ∙А
0,013+j0,08
0,62+j0,35
0,029+j0,16
0,029+j0,16
0,62+j0,35
0,013+j0,08
S̃пр , МВ∙А
4,23+j3931
4,481+j3,381
10,215+j4,011
8,608+j7,95
12,61+j6,295
5,068+j1,451
Расчёт мощностей всех участков приведён в таблице 3.14.
Таблица 3.14 – Расчёт перетока мощности на каждом участке сети 5
варианта схемы в нормальном режиме максимальных нагрузок
Участок
6-1
5-6
СН ПС5
НН ПС5
ВН ПС5
0-5
3-4
2-3
СН ПС2
НН ПС2
ВН ПС2
0-2
СН ПС0
НН ПС0
ВН ПС0
𝑆̃ к , МВ∙А
4,23+j3,931
9,409+j5,495
9,5+j5,62
12,6+j6,102
22,109+j11,855
22,189+j12,7
8,608+j7,95
18,913+j12,084
19,12+j12,51
4,48+j3,36
23,616+j15,891
23,701+j16,58
45,987+j29,057
15,015+j8,53
61,026+j37,863
∆S̃, МВ∙А
𝑆̃ н , МВ∙А
0,111+j0,112
0,091+j0,125
0,003+j0,0
0,006+j0,132
0,018+j0,677
0,043+j0,061
0,09+j0,123
0,208+j0,426
0,015+j0,0
0,001+j0,021
0,023+j0,872
0,055+j0,078
0,02+j0,0
0,004+j0,276
0,034+j2,535
4,341+j4,044
9,5+j5,62
9,503+j5,62
12,606+j6,235
22,189+j12,881
22,231+j12,58
8,697+j8,074
19,12+j12,51
19,135+j12,51
4,481+j3,381
23,701+j16,762
23,756+j16,477
46,007+j29,057
15,019+j8,806
61,083+j40,555
3.2.4 Расчет напряжения в узлах нагрузок
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Напряжение на шинах НН и проверка встречного регулирования
производятся по формулам (3.12-3.31).
Потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы
приведены в таблицах 3.15 и 3.16.
Таблица 3.15 – Потери напряжения на участках сети 5 варианта в
нормальном режиме максимальных нагрузок
Участок
ВН ПС0
СН ПС0
0-2
ВН ПС2
СН ПС2
2-3
3-4
0-5
ВН ПС5
СН ПС5
5-6
6-1
R, Ом
0,7
0,7
0,796
0,75
0,75
0,505
0,799
0,791
0,75
0,75
0,936
4,087
X, Ом
52
0
1,128
28,45
0
1,035
1,099
1,122
28,45
0
1,288
4,126
P н , МВт
61,083
46,007
23,756
23,701
19,135
19,120
8,697
22,231
22,189
9,503
9,500
4,341
Qн , Мвар
40,555
29,057
16,477
16,762
12,510
12,510
8,074
12,580
12,881
5,620
5,620
4,044
∆U, кВ
9,314
0,145
0,315
4,163
0,125
0,610
0,434
0,266
3,223
0,062
0,431
0,931
δU, кВ
13,627
-0,092
0,115
5,568
-0,082
0,364
0,085
0,126
5,229
-0,036
0,186
0,037
Таблица 3.16 – Напряжения в узлах схемы
№ ПС
0
0`
5
5`
6
1
2
2`
3
4
U, кВ
231
116,77
116,499
37,922
37,497
36,579
107,84
37,568
36,968
35,355
3.2.5 Проверка выполнения встречного регулирования напряжения на
шинах низкого напряжения
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Производим расчёт напряжения на низкой стороне каждой подстанции
и проверку по условиям встречного регулирования. Рассчитанные результаты
заносим в таблицы 3.17 и 3.18.
Таблица 3.17 – Расчёт встречного регулирования 5 варианта схемы в
нормальном режиме максимальных нагрузок на ПС с двухобмоточными
трансформаторами.
ПС
1
3
4
6
Uв , ∆Uт , δUт ,
кВ
кВ
кВ
4,23+j3,93 34,66 1,41 1,21
10,22+j4,01 35,81 0,68 1,37
15,974+j6,29 34,83 1,22 1,11
5,07+j1,45 36,38 0,63 1,52
S̃пр , МВт
Uнв , кВ
Uн , кВ
35,69
36,28
35,24
36,54
10,89
10,23
9,95
11,43
Uотв ,
кВ
nст
РПН
36,31
2
-2
-5
5
35,814
34,83
38,114
′
Uотв
,
кВ
рпн
36,05
Uн ,
кВ
10,58
35,795
10,51
34,361
10,64
37,61
10,64
Таблица 3.18 – Расчёт встречного регулирования 5 варианта схемы в
нормальном режиме максимальных нагрузок на ПС с трехобмоточными и
автотрансформаторами трансформаторами.
факт
ПС
Uнв , кВ
Uсв , кВ Uн , кВ
Uс , кВ
nст
пбв
nст
РПН
0
218,23
221,96
10,44
116,77
-
-1
Uн ,
кВ
10,65
2
111,78
112,22
10,93
37,57
0
2
10,55
37,08
5
111,78
112,22
10,69
37,568
0
2
10,599
37,41
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
факт
Uс
, кВ
119,15
Лист
Расчет 4 варианта нормального режима минимальных нагрузок и
послеаварийного режима
4.1 Расчет 4 варианта нормального режима минимальных нагрузок
Исходные данные с учётом установки КУ для расчёта нормального
режима минимальных нагрузок приведены в таблице 5.1. Здесь нагрузка
уменьшена на 20% по сравнению с режимом максимальных нагрузок.
Таблица 4.1 – Исходные данные минимальных нагрузок
№ПС
1
2
3
4
5
6
Sмин МВА
4,48
4,48
9,8
9,128
11,2
5,376
Pмин МВт
3,360
3,584
8,134
6,846
10,080
4,032
Qмин МВар
2,963
2,688
5,466
6,038
4,882
3,556
4.1.1 Расчет перетока мощностей от конца к началу
По формулам (3.9-3.13), рассчитаем мощности от конца к началу на
каждом участке схемы. Результаты расчёта занесены в таблицу 5.1 и 5.2.
Таблица 4.2 – Приведенные мощности
ПС
1
2
3
4
5
6
𝑃пр , МВт
3,384
3,585
6,889
8,175
10,086
4,054
𝑄пр , МВар
3,137
2,702
6,353
2,559
5,005
0,513
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава
4.
Расчет
установившегося режима
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
Таблица 4.3 – Расчёт перетока мощности на каждом участке сети 4
варианта схемы в нормальном режиме минимальных нагрузок
Участок
𝑃к , МВт
𝑄к,
МВар
∆𝑃, МВт
∆𝑄,
МВар
𝑃н , МВт
𝑄н,
МВар
3-4
3,195
3,931
0,033
0,046
3,229
3,977
2-3
11,403
6,537
0,011
0,022
11,414
6,559
4-1
3,693
2,422
0,033
0,068
3,727
2,490
1-2
7,111
5,628
0,034
0,069
7,144
5,697
СН ПС2
18,558
12,255
0,014
0,000
18,572
12,255
НН ПС2
3,584
2,688
0,001
0,014
3,585
2,702
ВН ПС2
22,157
14,957
0,020
0,769
22,239
16,076
0-2
22,239
15,888
0,032
0,067
22,271
15,775
5-6
4,054
0,513
0,018
0,018
4,072
0,531
СН ПС5
4,072
0,531
0,001
0,000
4,073
0,531
НН ПС5
10,080
4,882
0,006
0,123
10,086
5,005
ВН ПС5
14,159
5,536
0,011
0,388
14,216
6,244
0-5
14,216
6,064
0,016
0,022
14,232
5,905
СН ПС0
36,503
21,680
0,012
0,000
36,515
21,680
НН ПС0
12,012
6,398
0,002
0,171
12,014
6,569
ВН ПС0
48,529
28,248
0,021
1,550
48,573
29,956
4.1.2 Расчет напряжений от начала к концу линии
Определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах
схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу в
направлении от питающего пункта (0) до конца сети по формулам (3.12-3.17).
В минимальном режиме напряжение на питающем пункте берём
220 кВ. Рассчитанные данные заносим в таблицы 5.3 и 5.4.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица 4.4 – Потери напряжения на участках сети 4 варианта в
нормальном режиме минимальных нагрузок
Участок
R, Ом
X, Ом
P н , МВт
Qн , Мвар
ВН ПС0
СН ПС0
0-2
ВН ПС2
СН ПС2
2-3
3-4
2-1
1-4
0-5
ВН ПС5
СН ПС5
5-6
0,7
0,7
0,515
0,75
0,75
0,505
1,597
0,502
2,079
0,791
1,3
1,3
1,310
52
0
1,092
28,45
0
1,035
2,198
1,029
4,263
1,122
44,45
0
1,322
48,573
36,515
22,271
22,239
18,572
11,414
3,229
7,144
3,727
14,232
14,216
4,073
5,097
29,956
21,680
15,775
16,076
12,255
6,559
3,977
5,697
2,490
5,905
6,244
0,531
1,481
∆U,
кВ
7,235
0,120
0,256
4,241
0,129
0,349
0,390
0,262
0,514
0,160
2,646
0,048
0,165
δU, кВ
11,385
-0,071
0,145
5,553
-0,085
0,236
0,021
0,125
0,300
0,101
5,576
-0,006
0,128
Таблица 4.5 – Напряжение в узлах схемы
Узел
0
0`
5
5`
6
2
2`
3
4
1
U, кВ
220
112,030
109,366
109,318
36,433
107,676
107,547
35,657
35,249
35,743
4.1.3 Проверка выполнения условия встречного регулирования на
шинах низкого напряжения
Условие встречного регулирования в режиме минимальных нагрузок
UНМЖ ≥ UНОМ
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
По формулам (3.19-3.31), производим расчёт напряжения на низкой
стороне
каждой
подстанции
и
проверку
по
условиям
встречного
регулирования.
Результаты расчёта представлены в таблицах 4.6 и 4.7.
Таблица 4.6 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
нормальном режиме минимальных нагрузок на ПС с двухобмоточными
трансформаторами.
ПС
S̃пр , МВт
1
3
4
6
3,384+j3,137
8,175+j2,559
6,889+j6,353
4,054+j0,513
Uв ,
кВ
35,11
35,02
34,61
34,89
∆Uт ,
кВ
δUт ,
кВ
Uнв , кВ
Uн , кВ
1,15
0,47
1,01
0,32
0,99
1,15
0,92
1,32
33,97
34,57
33,60
34,59
10,68
9,88
9,60
10,87
Uотв ,
кВ
37,37
36,30
35,28
38,05
nст
РПН
4
-1
-4
5
′
Uотв
,
кВ
37,10
36,27
34,84
38,15
рпн
Uн ,
кВ
10,58
10,5
10,62
10,54
Таблица 4.7 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
нормальном режиме минимальных нагрузок на ПС с трехобмоточными и
автотрансформаторами трансформаторами.
ПС
0
2
5
Uнв , кВ
Uсв , кВ
Uн ,
кВ
210,05 212,95 10,05
107,20 107,55 10,25
108,08 109,32 10,34
факт
Uс , кВ
nст
пбв
nст
РПН
Uн ,
кВ
112,03
36,00
36,60
-
0
0
1
-1
1
10,05
10,08
10,16
факт
Uс
, кВ
112,03
35,38
35,06
Напряжения удовлетворяют условиям регулирования.
4.2 Расчет послеаварийного режима
Для расчетов рассмотрим случай обрыва одной цепи линии 0-2. При
расчете учтем увеличение сопротивления линии 0-2 в два раза (по сравнению
с нормальным режимом).
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4.2.1 Расчет перетоков мощностей к началу линии
По формулам (3.9-3.13), рассчитаем мощности от конца к началу на
каждом участке схемы. Результаты расчёта занесены в таблицу 5.7
Таблица 4.8 – Расчёт перетока мощности на каждом участке сети 4
варианта схемы в послеаварийном режиме
Участок
𝑃к , МВт
3-4
3,993
14,258
4,615
8,899
23,227
4,480
27,731
27,826
5,068
5,097
12,600
17,708
17,773
45,727
15,015
60,766
2-3
4-1
1-2
СН ПС2
НН ПС2
ВН ПС2
0-2
5-6
СН ПС5
НН ПС5
ВН ПС5
0-5
СН ПС0
НН ПС0
ВН ПС0
𝑄 к , МВар
4,761
8,841
3,189
7,230
16,215
3,360
19,596
20,999
1,451
1,481
6,102
7,776
8,544
29,437
8,530327
38,243
∆𝑃, МВт
∆𝑄,
МВар
𝑃н , МВт
𝑄н,
МВар
0,050
0,016
0,053
0,054
0,023
0,001
0,033
0,103
0,030
0,001
0,010
0,018
0,025
0,020
0,004
0,034
0,069
0,034
0,110
0,110
0,000
0,021
1,240
0,219
0,030
0,000
0,193
0,629
0,036
0,000
0,276
2,534
4,043
14,275
4,668
8,952
23,250
4,481
27,826
27,929
5,097
5,099
12,610
17,773
17,798
45,747
15,019
60,822
4,830
8,874
3,299
7,340
16,215
3,381
21,186
21,038
1,481
1,481
6,295
8,725
8,399
29,437
8,806
40,934
4.2.2 Расчет напряжений от начала к концу линии
Определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах
схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу в
направлении от питающего пункта (0) до конца сети по формулам (3.12-3.17).
Рассчитанные данные заносим в таблицы 5.8 и 5.9.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица 4.9 – Потери напряжения на участках сети 4 варианта в
послеаварийном режиме минимальных нагрузок
Участок
R, Ом
X, Ом
P н , МВт
Qн , Мвар
ВН ПС0
СН ПС0
0-2
ВН ПС2
СН ПС2
2-3
3-4
2-1
1-4
0-5
ВН ПС5
СН ПС5
5-6
0,7
0,7
1,030
0,75
0,75
0,505
1,597
0,502
2,079
0,791
1,3
1,3
1,310
52
0
2,184
28,45
0
1,035
2,198
1,029
4,263
1,122
44,45
0
1,322
60,822
45,747
27,929
27,826
23,250
14,275
4,043
8,952
4,668
17,798
17,773
5,099
5,097
40,934
29,437
21,038
21,186
16,215
8,874
4,830
7,340
3,299
8,399
8,725
1,481
1,481
∆U,
кВ
9,399
0,144
0,640
5,372
0,157
0,442
0,466
0,325
0,647
0,201
3,527
0,059
0,228
δU, кВ
13,568
-0,093
0,337
6,683
-0,110
0,278
0,032
0,149
0,355
0,114
6,682
-0,017
0,127
Таблица 4.10 – Напряжение в узлах схемы
Узел
0
0`
5
5`
6
2
2`
3
4
1
U, кВ
231
221,872
113,193
113,135
37,648
110,914
110,757
36,638
36,141
36,755
4.2.3 Проверка выполнения условия встречного регулирования на
шинах низкого напряжения
По формулам (3.18-3.31), производим расчёт напряжения на низкой
стороне
каждой
подстанции
и
проверку
по
условиям
встречного
регулирования.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Результаты расчёта представлены в таблицах 4.11 и 4.12.
Таблица 4.11 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
послеаварийном режиме на ПС с двухобмоточными трансформаторами.
ПС
S̃пр , МВт
1
3
4
6
4,23+j3,931
10,215+j4,011
8,608+j7,95
5,068+j1,451
Uв ,
кВ
36,93
36,81
36,32
37,13
∆Uт ,
кВ
δUт ,
кВ
Uнв , кВ
Uн , кВ
1,37
0,67
1,21
0,63
1,18
1,35
1,10
1,52
35,57
36,17
35,12
36,54
11,18
10,33
10,04
11,48
Uотв ,
кВ
37,27
36,17
35,12
38,28
′
Uотв
,
кВ
37,10
36,27
34,84
38,15
nст
РПН
4
-2
-4
6
рпн
Uн ,
кВ
10,55
10,61
10,59
10,54
Таблица 4.12 – Расчёт встречного регулирования 4 варианта схемы в
послеаварийном режиме на ПС с трехобмоточными и автотрансформаторами
трансформаторами.
ПС
0
2
5
Uнв , кВ
Uсв , кВ
Uн ,
кВ
218,14 221,87 10,43
110,34 110,76 10,55
111,64 113,13 10,68
факт
Uс , кВ
nст
пбв
nст
РПН
Uн ,
кВ
116,72
37,07
37,88
-
-1
0
1
0
2
10,65
10,61
10,54
факт
Uс
, кВ
119,11
37,25
37,36
Напряжения удовлетворяют условиям регулирования.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Реконструкция электрической части подстанции
«Коммунар» 35/6 кВ
5.1 Исходные данные
Необходимые
исходные
данные
представлены
в
таблице
2.1.
Паспортные данные трансформаторов установленных на ПС представлены в
таблице 5.1. Система задана током короткого замыкания 𝐼кз.с. = 22644 А,
напряжение системы 𝑈𝑐 = 35 кВ. Расчетная схема и схема замещения
представлены на рисунках Б.1 и Б.2 в приложении Б.
Таблица 5.1 – Паспортные данные трансформаторов, установленных на
ПС «Коммунар».
Sном,
Тип
ТМН4000/35
МВА
4
Пределы
регулирования
61,5%
Uном , кВ
ВН
35
НН
6,3; 11
uк.мин,
uк.ср,
uк.макс,
PК,
РХ,
IX,
%
7,0
%
7,5
%
8,6
кВт
33,5
кВт
5,6
%
0,9
5.2 Составление схемы электрических соединений подстанции
Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании
требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом
перспективы развития. Рекомендуется по возможности использовать типовые
схемы распределительных устройств (РУ). Основные требования и типовые
схемы сведены в документе СТО 56947007-29.240.30.010-2008 ОАО
«Федеральная сетевая компания единой энергетической компании» от 20
декабря 2007 г [24].
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава
5.
«Коммунар»
Расчет
п\с
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
Выбираем схему - два блока с выключателями и неавтоматической
перемычкой со стороны линий. Выбранная схема представлена на рисунке Б.3
в приложении Б.
5.3 Расчет токов короткого замыкания
Рассчитаем ток короткого замыкания для точки К2.
Рассчитаем сопротивление системы:
𝑋с =
𝑈𝑐
√3𝐼кз.с
=
35000
√3 ∗ 22644
= 0,89 Ом;
(6.1)
Определим минимальное сопротивление трансформатора:
𝑋Т6 = 𝑋ТР6.мин
2
𝑈к.мин% 𝑈мин.ВН
7 33,672
=
=
∙
= 19,89 Ом,
100 𝑆ном.ТР 100
4
(6.2)
где 𝑈мин.ВН – минимальное напряжение обмотки ВН трансформатора:
𝑈мин.ВН = 𝑈ср.ВН (1 − ∆𝑈РПН ) = 37 ∗ (1 − 6 ∗ 0,015) = 33,67 кВ,
(6.3)
где 𝑈ср.ВН – среднее напряжение на стороне ВН;
∆𝑈РПН – половина регулировочного диапазона РПН.
Максимальный ток трехфазного КЗ при коротком замыкании на шинах
НН (точка К2) трансформатора, приведенный к ВН:
𝐼К2.макс.ВН =
=
𝑈ном.ВН
√3(𝑋с + 𝑋5−6 + 𝑋Т6 )
=
35
√3(0,89 + 1,322 + 19,89)
(6.4)
= 0,916 кА.
Максимальный ток трехфазного КЗ при коротком замыкании на шинах
НН трансформатора, приведенный к НН:
𝐼К2.макс.НН = 𝐼К2.макс.ВН
𝑈мин.ВН
33,67
= 0,916 ∗
= 2,805 кА.
𝑈ном.НН
11
(6.5)
Ударный ток на НН:
0,01
𝑖К2.уд.НН = √2 ∙ 𝐼К2.макс.НН ∙ (1 + 𝑒 −𝑇𝑎НН ) =
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
(6.6)
Лист
= √2 ∙ 2,805 ∙ (1 +
0,01
−
0,045
𝑒
)
= 7,142 кА,
где 𝑇аНН = 0,045 с – постоянная затухания при КЗ на шинах НН.
Используя формулы (6.4) и (6.6), исключая 𝑋Т6 , рассчитаем токи при КЗ
в точке К1.
𝐼К1.макс.ВН = 9,126 кА,
𝑖К1.уд.ВН = 24,737 кА.
5.4 Выбор сборных шин и ошиновки на низшем напряжении
В РУ 6 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими
алюминиевыми шинами. Выбираем однополосную шину прямоугольного
сечения 40×4 мм (160 мм2 ), исходя из условия нагрева:
′
Iрфорс.НН
=
Smax ∑
√3Uном.НН
=
6720
√3 ∙ 10
= 387,979 А;
′
Iрфорс.НН
≤ Iдоп ;
(6.7)
(6.8)
387,979 ≤ 480 А.
Минимальное сечение по проверке на термическую стойкость:
Fмин =
√BкНН √12467810
=
= 38,8 мм2 ,
C
91
(6.9)
1
где 𝐶 = 91 А ∙ с2⁄мм2 – коэффициент, учитывающий материал
проводника, 𝐵кНН − тепловой импульс квадратичного тока, кА2 ∙ с1/2.
Тепловой импульс при удаленном к.з.:
BкНН = 𝐼К2.НН 2 (t к + Ta ) = 28052 ∙ (1,54 + 0,045) = 12467810 А2 ∙ с. (6.10)
5.5 Выбор выключателей
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.5.1 Выбор выключателей высшего напряжения
Для
выбора
предварительно
рассчитаем
(или
обозначим)
ряд
необходимых параметров.
Напряжение на защищаемом участке (напряжение установки):
𝑈уст.ВН = 35 кВ.
(6.11)
Периодическая составляющая тока короткого замыкания:
IпτВН = IК1 = I1′′ = 9,126 кА.
(6.12)
Сверхпереходный ток на защищаемом участке:
I1′′ = 9,126 кА.
(6.13)
Ударный ток на защищаемом участке:
iу1 = 24,737 кА.
(6.14)
Максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и
ремонте:
Iрфорс.ВН =
Smax∑
√3Uном.ВН
=
5191
√3 ∙ 35
= 85,637 А.
(6.15)
Исходя из полученных данных, предварительно выбираем выключатель
по следующим условиям: Uуст ≤ Uном , Iрфорс ≤ Iном , Iпτ ≤ Iн.откл .
Тип выключателя: ВГБЭ(П)-35-12,5/630УХЛ1 (элегазовые, баковые).
Номинальное напряжение: Uном = 35 кВ.
Максимальное рабочее напряжение: Uмакс.раб. = 40,5 кВ.
Номинальный ток: Iном = 630 А.
Номинальный ток отключения: Iн.откл = 12,5 кА.
Ток электродинамической стойкости: iдин = 35 кА.
Ток термической стойкости/время его действия:
Iтер
tтер
= 12,5/3 кА/с.
Собственное время включения: t с.вкл = 0,1 с.
Полное время отключения: t п.во = 0,06 с.
Проведем проверку выбранного выключателя.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Момент времени, для которого определяются составляющие тока
короткого замыкания:
τВН = t рз.мин. + t п.о. = 0,01 + 0,06 = 0,07 с,
где t рз.мин.
– минимальное время действия релейной защиты
(принимается равным 0,01 с).
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
τ
− ВН
TaВН
iaτВН = √2I1′′ e
0,07
−
0,115
= √2 ∙ 9,126 ∙ e
= 7,02 кА.
(6.16)
Ток короткого замыкания через время τ:
√2IпτВН + iaτВН = √2 ∙ 9,126 + 7,02 = 19,927 кА.
(6.17)
Тепловой импульс квадратичного тока:
2
BкВН = I1′′ (t отклВН + TaВН ) = 9,1262 ∙ (1,56 + 0,115) = 130 кА2 ∙ с,
(6.18)
где t откл – время отключения короткого замыкания:
t откл.ВН = t рз.макс. + t п.о. = 1,5 + 0,06 = 1,56 с,
где t рз.макс. – максимальное время действия релейной защиты
(принимается равным 1-2 с).
К проверке выбранного выключателя:
Iтер 2 t тер = 12,52 ∙ 3 = 468,75 кА2 ∙ с.
(6.19)
√2Iн.откл (1 + βном.ВН ) = √2 ∙ 12,5 ∙ (1 + 0,2) = 21,21 кА,
(6.20)
где βн – номинальная асимметрия (βном.ВН = 0,2).
Проверка выключателя по параметрам приведена в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Проверка выбранного выключателя высокого напряжения
Параметры по паспортным
данным
𝑈ном = 35 кВ
Расчетные параметры
𝑈уст = 35 кВ
𝐼рфорс = 85,637 А
𝐼п𝜏 = 9,126 кА
𝐼ном = 630 А
𝑖дин = 35 кА
𝐼н.откл = 12,5 кА
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 = 19,927 кА
√2𝐼н.откл (1 + 𝛽н ) = 21,21 кА
𝐵к = 130 кА2 ∙ с
𝐼тер 2 𝑡тер = 468,75 кА2 ∙ с
𝑖у = 24,737 кА
Условия выбора
𝑈уст ≤ 𝑈ном
𝐼рфорс ≤ 𝐼ном
𝑖у ≤ 𝑖дин
𝐼п𝜏 ≤ 𝐼н.откл
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 ≤
√2𝐼н.откл (1 + 𝛽н )
𝐵к ≤ 𝐼тер 2 𝑡тер
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.5.2 Выбор выключателей низшего напряжения на вводе
По формулам (6.11-6.20) аналогично произведем выбор выключателей
низшего напряжения на вводе.
Тип
выключателя:
ВБ-10-20/630
УХЛ2
(вакуумный).
Проверка
выключателя по параметрам приведена в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Проверка выбранного выключателя низкого напряжения
Параметры по паспортным
данным
𝑈ном = 6 кВ
Расчетные параметры
𝑈уст = 6 кВ
𝐼рфорс = 299,73 А
𝑈уст ≤ 𝑈ном
𝐼рфорс ≤ 𝐼ном
𝐼п𝜏 = 2,805 кА
𝐼ном = 630 А
𝑖дин = 51 кА
𝐼н.откл = 20 кА
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 = 5,272 кА
√2𝐼н.откл (1 + 𝛽н ) = 35,36 кА
𝐵к = 12,468 кА2 ∙ с
𝐼тер 2 𝑡тер = 1200 кА2 ∙ с
𝑖у = 7,142 кА
Условия выбора
𝑖у ≤ 𝑖дин
𝐼п𝜏 ≤ 𝐼н.откл
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 ≤ √2𝐼н.откл (1
+ 𝛽н )
𝐵к ≤ 𝐼тер 2 𝑡тер
Секционный выключатель между шинами НН выбираем такой же, как и
линейный.
5.5.3 Выбор выключателей низшего напряжения на линиях,
отходящих к потребителям.
По формулам (6.11-6.20) аналогично произведем выбор выключателе й
низшего напряжения на вводе.
Тип
выключателя:
ВБ-10-20/630
УХЛ2
(вакуумный).
Проверка
выключателя по параметрам приведена в таблице 6.4.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица 6.4 – Проверка выбранного выключателя низкого напряжения
𝑈уст = 6 кВ
𝐼рфорс = 149,86 А
𝑖у = 7,142 кА
𝐼п𝜏 = 2,805 кА
Параметры по паспортным
данным
𝑈ном = 6 кВ
𝐼ном = 630 А
𝑖дин = 51 кА
𝐼н.откл = 20 кА
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 = 5,272 кА
√2𝐼н.откл (1 + 𝛽н ) = 35,36 кА
𝐵к = 12,468 кА2 ∙ с
𝐼тер 2 𝑡тер = 1200 кА2 ∙ с
Расчетные параметры
Условия выбора
𝑈уст ≤ 𝑈ном
𝐼рфорс ≤ 𝐼ном
𝑖у ≤ 𝑖дин
𝐼п𝜏 ≤ 𝐼н.откл
√2𝐼п𝜏 + 𝑖𝑎𝜏 ≤ √2𝐼н.откл (1
+ 𝛽н )
𝐵к ≤ 𝐼тер 2 𝑡тер
5.6 Выбор разъединителей
Выберем соответствующие разъединители высокого напряжения.
Тип разъединителя: РДЗ.1(2)-35/400 УХЛ1.
Номинальное напряжение: Uном = 35 кВ.
Номинальный ток: Iном = 400 А.
Ток электродинамической стойкости: iдин = 32,25 кА.
Ток термической стойкости/время его действия: Iтер /t тер = 12,5/3 кА/с.
Проверка выбранного разъединителя представлена в таблице 6.5.
Таблица 6.5 – Проверка выбранного разъединителя
Расчетные параметры
𝑈уст = 35 кВ
𝐼рфорс = 85,637 А
𝑖у = 24,737 кА
𝐵к = 129,919 кА2 ∙ с
Параметры по паспортным
данным
𝑈ном = 35 кВ
𝐼ном = 400 А
𝑖дин = 32,25 кА
2
𝐼тер 𝑡тер = 468,75кА2 ∙ с
Условия выбора
𝑈уст ≤ 𝑈ном
𝐼рфорс ≤ 𝐼ном
𝑖у ≤ 𝑖дин
𝐵к ≤ 𝐼тер 2 𝑡тер
5.7 Выбор ограничителей перенапряжения
От прямых ударов молнии трансформаторы защищают стержневыми
или
тросовыми
молниеотводами,
от
атмосферных
и
внутренних
перенапряжений – ограничителями перенапряжения (ОПН).
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Установка ОПН необходима на вводах силовых трансформаторов,
подключаемых к воздушным ЛЭП, а также на отходящих КЛ от сборных шин.
При этом не допускается установка между разрядником или ОПН и вводом
высокого напряжения силового трансформатора коммутационных аппаратов.
Выбираем ОПН-П-10/11,5/5/300 УХЛ1 и ОПН-П-35/38/10/400 УХЛ1.
5.8 Выбор трансформаторов собственных нужд
Принимаем, что проектируемая подстанция с постоянным оперативным
током. Выбираем два трансформатора собственных нужд, присоединяемых
через предохранители к разным секциям сборных шин на РУ 6 кВ.
Расчет нагрузок собственных нужд сводим в таблицу Б.1 в приложении
Б.
Расчетная нагрузка собственных нужд:
Sрасч = √PустΣ 2 + Q устΣ 2 = √31,1582 + 1,611 = 31,2 кВА.
(6.21)
Мощность трансформатора выбирается из условия:
Sт ≥
Sрасч + Sрем
,
n∙k
(6.22)
где n=2 – количество трансформаторов;
k=1,2 – коэффициент учитывающий возможную допустимую перегрузку
во время ремонтных работ;
Sрем = 25 кВА – мощность ремонтной нагрузки.
Sт ≥
31,2 + 25
,
2 ∙ 1,2
Sт ≥ 23,417 кВА.
В данном расчете не были учтены хозяйственные нужды подстанции.
Учитывая их, а также учитывая перспективу развития подстанции, выбираем
два трансформатора мощностью на уровень выше: ТЛС-40.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.9 Учет электроэнергии и измерения на подстанции
5.9.1 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов
тока на стороне ВН 35 кВ
Перечень контрольно-измерительных приборов и их потребляемая
мощность представлены в таблице 6.6.
Таблица 6.6 – Потребляемая мощность электроприборов, подключаемых
к трансформатору тока (по схеме полной Y)
№
Наименование
прибора
Тип прибора
1
Амперметр
Счетчик
активной и
реактивной
энергии
Ц33-М1
2
Потребляемая
мощность
одного прибора
ВА
1
Кол-во
приборов
шт
3
Потребляемая
суммарная
мощность
ВА
3
0,1
1
0,1
СЕ201 S7
JVQC
Итого
3,1
Выбор трансформатора тока осуществляем по:
1) напряжению:
Uном ТА ≥ Uном сети ,
(6.23)
35 кВ = 35 кВ.
2) максимальному току нагрузки:
I1 ном ТА ≥ Iном max ,
Iном max =
Sск
√3Uном.ВН
=
5,191 ∙ 103
√3 ∙ 35
= 85,637 А,
(6.24)
(6.25)
150 А ≥ 85,637 А.
3) мощностью и сопротивлению нагрузки вторичной обмотки:
S2 ном ТА ≥ S2 расч ,
(6.26)
30 ВА ≥ 3,1 ВА,
Z2 ном ТА ≥ Z2 расч ,
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
(6.27)
Лист
1,2 Ом ≥ 0,504 Ом,
Z2 расч = Zприб + R пров + R К = 0,124 + 0,28 + 0,1 = 0,504 Ом,
Zприб =
Sприб 3,1
=
= 0,124 Ом,
I22 ном 52
(6.28)
(6.29)
где I2 ном =5 А – номинальный вторичный ток трансформатора тока.
R пров =
ρLрасч 0,028 ∙ 40
=
= 0,28 Ом,
F
4
(6.30)
где ρ = 0,028 – удельное сопротивление алюминиевого провода;
Lрасч = 40 м – расчетная длина провода;
F = 4 мм2 – сечение проводов.
R К = 0,1 Ом − т. к. приборов больше 3 − х,
Z2 ном ТА =
S2 ном ТА 30
=
= 1,2 Ом.
I22 ном ТА 52
(6.31)
4) электродинамической стойкости:
iдин ≥ iуд ,
(6.32)
39 кА ≥ 24,737 кА.
5) термической стойкости:
2
Iтер
t тер ≥ ВК ,
(6.33)
232,32 кА2 ∙ с ≥ 129,919 кА2 ∙ с.
По итогам проверок принимаем к установке трансформатор тока (ТТ)
типа: ТОЛ-35III-II-0,5/10р-150/5 УХЛ.
5.9.2 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов
тока на вводе 6 кВ
Перечень контрольно-измерительных приборов и их потребляемая
мощность представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.7 – Потребляемая мощность электроприборов, подключаемых
к трансформатору тока (по схеме неполной Y)
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
№
Наименование
прибора
Тип прибора
1
Амперметр
Счетчик
активной и
реактивной
энергии
Ц33-М1
2
Потребляемая
мощность
одного прибора
ВА
1
Кол-во
приборов
шт
3
Потребляемая
суммарная
мощность
ВА
3
0,1
1
0,1
СЕ201 S7
JVQC
Итого
3,1
По формулам (6.23-6.33) аналогично производим выбор ТТ тока на
стороне НН.
Выбираем трансформатор ТПЛК-10-I-0,5/10Р-300/5 УЗ. Секционный ТТ
выбираем такой же, как и линейный.
5.9.3 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов
тока на линиях отходящих к потребителям
Перечень контрольно-измерительных приборов и их потребляемая
мощность представлены в таблице 6.8.
Таблица 6.8 – Потребляемая мощность электроприборов, подключаемых
к трансформатору тока (по схеме неполной Y)
№
Наименование
прибора
Тип прибора
1
Амперметр
Счетчик
активной и
реактивной
энергии
Ц33-М1
2
СЕ201 S7
JVQC
Потребляемая
мощность
одного прибора
ВА
1
Кол-во
приборов
шт
3
Потребляемая
суммарная
мощность
ВА
3
0,1
1
0,1
Итого
3,1
По формулам (6.23-6.33) аналогично производим выбор ТТ тока на
стороне НН.
Выбираем трансформатор ТПЛК-10-I-0,5/10Р-300/5 УЗ.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.9.4 Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов
напряжения на стороне ВН 35 кВ и НН 6 кВ
Перечень контрольно-измерительных приборов и их потребляемая
мощность представлены в таблице 6.9.
Таблица 6.9 – Потребляемая мощность электроприборов, подключаемых
к трансформатору напряжения 35 (10) кВ
№
Наименование
прибора
Тип прибора
1
Вольтметр
Счетчик
активной и
реактивной
энергии
Ц33-М1
2
СЕ201 S7
JVQC
Потребляемая
мощность
одного прибора
ВА
1
Кол-во
приборов
шт
3
Потребляемая
суммарная
мощность
ВА
3
3
1(3)
3 (9)
Итого
6 (12)
Выбор для шин НН осуществляем по:
1) напряжению:
Uном ТV ≥ Uном сети ,
(6.34)
6 кВ = 6 кВ.
2) мощности нагрузки:
Sном ТV ≥ Sприб ,
(6.35)
300 ВА ≥ 12 ВА.
По итогам проверок принимаем к установке трансформатор напряжения
типа: НАМИ – 10 – УХЛ2.
Выбор для шин ВН осуществляем по:
1) напряжению:
Uном ТV ≥ Uном сети ,
35 кВ = 35 кВ.
2) мощности нагрузки:
Sном ТV ≥ Sприб ,
360 ВА ≥ 6 ВА.
По итогам проверок принимаем к установке трансформатор напряжения
типа: НАМИ-35-УХЛ1.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Организация охраны труда на предприятии
Политика в области охраны здоровья и обеспечения безопасности труда
в АО «ДРСК» направлена на принятие предупредительных мер,
гарантирующих безопасную работу персонала, подрядчиков и иных лиц, на
которых могут распространяться промышленные риски в зоне
производственной деятельности
Основными принципами политики в области охраны здоровья и
обеспечения безопасности труда АО «ДРСК» являются:
1.
повышение уровня социальной ответственности;
2.
повышение уровня безопасности труда;
3.
сохранение жизни и здоровья работников;
4.
предотвращение несчастных случаев;
5.
предотвращение профессиональных заболеваний;
6.
снижение ущерба от заболеваний, аварий, инцидентов, расходов,
связанных с судебными издержками и штрафами;
7.
улучшение показателей в области системы менеджмента охраны
здоровья и обеспечения безопасности труда.
Все сотрудники АО «ДРСК» несут ответственность за выполнение
требований,
связанных с безопасностью труда и охраной здоровья.
Все
руководители
Общества
несут
ответственность
за достижение
целей, выделение ресурсов и принятие необходимых мер, анализ и постоянное
совершенствование практики обеспечения безопасности труда и охраны
здоровья персонала.
В проведении Дней и Недель охраны труда (ОТ) и промышленной
безопасности (ПБ), должны участвовать все руководящие работники
Общества, руководители и специалисты департаментов, служб и отделов АО
«ДРСК», аппаратов управления филиалов.
День ОТ и ПБ проводится в Обществе каждую третью среду месяца. В
июне и декабре в связи с проведением ежегодных контрольных измерений
значений передаваемой мощности, нагрузки и уровней напряжения День ОТ и
ПБ проводится во вторую среду месяца; ‒ Неделя ОТ и ПБ проводится
ежеквартально в последний месяц квартала, в неделю, в течение которой
проводится День ОТ и ПБ.
Допускается проводить День ОТ и ПБ в течение трех рабочих дней, при
этом первый или третий день должен совпадать с датой проведения Дня ОТ и
ПБ по Обществу.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава 6. Охрана труда
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
Графики, в которых указаны проверяемые подразделения, ФИО
руководителей и специалистов их проверяющих. Графики составляются с
учетом того, что все Служба проверки района электрических сетей,
(далее СП (РЭС)) филиалов в течение года должны охватываться проверками,
проводимыми руководителями и специалистами аппаратов управления
филиалов в Дни ОТ и ПБ, разрабатываются службой охраны труда и
надежности, далее СОТиН, филиалов и согласовываются с соответствующими
руководителями подразделений филиалов. Копии графиков направляются в
СОТ ИА Общества.
Приказом филиала Общества создается комиссия по проведению Дня
ОТ и ПБ, Недели ОТ и ПБ под председательством директора филиала, а также
определяются составы комиссий по проверке СП (РЭС). Председателями
комиссий в подразделениях филиалов Общества должны назначаться
руководители подразделений. В случае отсутствия директора филиала
(болезнь, отпуск, командировка и т.п.) комиссию возглавляет лицо, его
замещающее.
Комиссия по проведению Дня ОТ и ПБ, Недели ОТ и ПБ должна
состоять не менее чем из трех человек, включая председателя комиссии. В
состав комиссий должны входить руководители и специалисты служб и
отделов аппарата управления филиала и (или) СП (РЭС).
Директор филиала, заместители директора и их заместители,
начальники отделов (служб) и их заместители, начальники и работники
СОТиН, работники, являющиеся уполномоченными (доверенными) лицами по
ОТ профессионального союза или трудового коллектива филиала, ежемесячно
в обязательном порядке участвуют в работе комиссий по проведению Дня ОТ
и ПБ, Недели ОТ и ПБ и в подведении итогов проведенных Дня ОТ и ПБ,
Недели ОТ и ПБ.
В автотранспортных подразделениях Общества в состав комиссий по
проведению Дня ОТ и ПБ, Недели ОТ и ПБ должны входить руководители и
специалисты СМиТ, инженеры по безопасности дорожного движения.
Накануне Дня ОТ и ПБ, Недели ОТ и ПБ председатель комиссии
филиала ставит перед председателями комиссий СП (РЭС), заместителями
директора филиала и их заместителями, руководителями и работниками
производственных служб и отделов, участвующими в работе комиссий по
проведению Дня ОТ и ПБ, Недели ОТ и ПБ конкретные задачи и
инструктирует их о порядке проведения очередного Дня ОТ и ПБ, Недели ОТ
и ПБ. Допускается проводить инструктаж председателей комиссий СП (РЭС)
отдаленных объектов по телефону или радиосвязи.
Для допуска сотрудника к работе требуется:
На работу в качестве инженера-энергетика назначается специалист
соответствующей квалификации, прошедший специальное обучение и
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
проверку знаний норм и правил работы в электроустановках, получивший
соответствующую группу по электробезопасности.
Инженер-энергетик должен периодически, не реже одного раза в
три
года
проходить
электроустановках
и
проверку
знаний
подтверждать
норм
группу
по
и
правил
работы
в
электробезопасности.
Инженер-энергетик должен знать: методические и нормативные
материалы по эксплуатации энергетического оборудования и коммуникаций.
Правила, нормы и инструкции по охране труда и пожарной безопасности.
Правила пользования первичными средствами пожаротушения. Способы
оказания первой помощи при несчастных случаях. Правила внутреннего
трудового
распорядка
организации.
Инженер-энергетик, показавший неудовлетворительные знания норм и
правил работы в электроустановках, к самостоятельной работе не допускается.
Инженер-энергетик, направленный для участия в других, незнакомых, в
том числе, несвойственных его должности работах, должен пройти целевой
инструктаж
по
безопасному
Инженеру-энергетику
выполнению
запрещается
предстоящих
пользоваться
работ.
инструментом,
приспособлениями и оборудованием, безопасному обращению с которым он
не
обучен.
Инженер-энергетик, независимо от квалификации и стажа работы, не
реже одного раза в три года должен проходить обучение и проверку знаний
требований
охраны
труда.
Для контроля за состоянием здоровья инженер-энергетик должен
проходить медицинские осмотры: предварительный — при приеме на работу
и периодические (1 раз в год) в процессе работы.
Инженеру-энергетику следует помнить о том, что при техническом
обслуживании
и
ремонте
энергетического
оборудования
существует
опасность поражения электрическим током; поэтому при выполнении любых
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
работ
с
потребителями
повышенную
электрической
осторожность
и
не
энергии
следует
пренебрегать
соблюдать
правилами
электробезопасности.
Инженер-энергетик не должен приступать к работе, если он не обучен
безопасным приемам труда или у него имеются сомнения в обеспечении
безопасности на рабочем месте.
Если с кем-либо из работников произошел несчастный случай, то
пострадавшему
необходимо
оказать
первую
помощь,
сообщить
о
случившемся руководству и сохранить обстановку происшествия, если это не
создает
опасности
для
окружающих.
Инженер-энергетик, при необходимости, должен уметь оказать первую
помощь пострадавшему, в том числе, при поражении электрическим током, а
также
пользоваться
медицинской
аптечкой.
Инженер-энергетик обязан соблюдать трудовую и производственную
дисциплину,
правила
внутреннего
трудового
распорядка.
Для предупреждения возможности возникновения пожара инженерэнергетик должен соблюдать требования пожарной безопасности сам и не
допускать нарушений другими работниками; курить разрешается только в
специально
отведенном
для
этой
цели
месте.
Для предупреждения возможности заболеваний инженеру-энергетику
следует
соблюдать
Инженер-энергетик,
правила
допустивший
личной
нарушение
или
гигиены.
невыполнение
требований инструкции по охране труда, может рассматриваться, как
нарушитель производственной дисциплины и может быть привлечен к
дисциплинарной ответственности; если нарушение связано с причинением
предприятию материального ущерба, то виновный может быть привлечен к
материальной ответственности в установленном порядке.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Все работники предприятия, включая руководителей, обязаны
проводить инструктаж по охране труда и пожарной безопасности в
установленном порядке.
Инструктажи подразделяются на:
1. вводный;
2. первичный на рабочем месте;
3. повторный, периодический;
4. внеплановый;
5. целевой (текущий).
Вводный инструктаж проводит инженер по охране труда или лицо, на
которое приказом по предприятию (структурному подразделению) возложены
эти обязанности.
Вводный инструктаж должен проводиться по программе, разработанной
на предприятии с учетом требования ССБТ, НТД, инструкций по охране труда,
особенностей производства и утвержденной руководителем предприятия.
Вводный инструктаж проводится со всеми принимаемыми на работу,
независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или
должности, а также с командированными на предприятие, учащимися и
студентами, прибывшими на предприятие для производственного обучения
или практики.
Вновь поступившие на работу руководители и специалисты должны
быть также ознакомлены вышестоящими должностными лицами с:
1. состоянием условий труда и производственной обстановкой на
вверяемом ему объекте (цехе, участке и т.п.);
2. состоянием средств защиты рабочих от воздействия опасных и
вредных производственных факторов;
3. производственным травматизмом и профзаболеваемостью;
4. необходимыми мероприятиями по улучшению условий работы и
охране труда;
5. НТД и должностными обязанностями по охране труда.
Вводный инструктаж должен проводиться в кабинете по ТБ с
использованием технических средств обучения, а также наглядных пособий
(плакатов, натурных экспонатов, макетов, моделей, кинофильмов,
диафильмов, диапозитивов).
Проведение вводного инструктажа должно фиксироваться записью в
"Журнале регистрации вводного инструктажа с обязательной подписью
инструктируемого и инструктирующего. После заполнения журналы сдаются
в архив и хранятся 10 лет.
Первичный инструктаж на рабочем месте проводится со всеми вновь
принятыми на предприятие, переводимыми из одного подразделения в другое,
командированными на предприятие, студентами и учащимися, прибывшими
на предприятие для производственного обучения или практики, а также с
работниками, выполняющими новую для них работу.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Для лиц, непосредственно не связанных с обслуживанием, ремонтом,
строительством, монтажом, наладкой и испытанием оборудования,
использованием инструмента, хранением и применением сырья и материалов,
первичный инструктаж на рабочем месте не проводится.
Список профессий работников, должностей, специалистов и
руководителей структурных подразделений, освобожденных от первичного
инструктажа, утверждает лицо, уполномоченное управлять имуществом
предприятия.
Первичный инструктаж на рабочем месте должен проводиться по
программам, разрабатываемым для отдельных профессий или видов работ с
учетом требований ССБТ, соответствующих правил, норм и инструкций по
охране труда, производственных инструкций и другой технической
документации.
Программы утверждает технический руководитель предприятия.
Первичный инструктаж на рабочем месте проводится с каждым
работником индивидуально с практическим показом безопасных приемов и
методов труда.
Повторный инструктаж проходят все работающие, независимо от их
квалификации, образования, стажа и характера выполняемой работы.
Повторный инструктаж должен проводиться не реже одного раза в
месяц.
Повторный инструктаж проводится индивидуально или с группой
работников, обслуживающих однотипное оборудование, и в пределах общего
рабочего места, по планируемым на каждый месяц перечням вопросов по
безопасности труда и пожарной безопасности. В перечень должны включаться
вопросы из программы первичного инструктажа с учетом проработки всех
вопросов программы в течение каждых 6 месяцев
Внеплановый инструктаж проводится при:
1. изменении ПТБ, ППБ и других документов, устанавливающих
условия безопасной эксплуатации энергоустановок; список
2. изменении технологического процесса; изменении схемы
энергоустановок; замене или модернизации оборудования,
приспособлений и инструмента, исходного сырья, материалов и
факторов, влияющих на безопасность труда;
3. нарушении работающими требований безопасности труда,
которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву,
пожару;
4. перерывах в работе более 1 мес.;
5. требовании органов технического надзора.
неплановый инструктаж проводится индивидуально или с группой
работников одной профессии. Объем и содержание инструктажа
определяются в каждом конкретном случае в зависимости от причин и
обстоятельств, вызвавших необходимость его проведения.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
О проведении первичного инструктажа на рабочем месте, повторного и
внепланового делается запись в журнале регистрации инструктажей на
рабочем месте с обязательной подписью инструктируемого и
инструктирующего. При регистрации внепланового инструктажа указывается
причина, вызвавшая его проведение.
Журналы хранятся у лиц, ответственных за проведение инструктажей, и
сдаются в архив через год после их полного заполнения. В архиве журналы
хранятся 10 лет.
Первичный, повторный и внеплановый инструктажи проводит
непосредственный руководитель работника (начальник цеха, начальник
участка, начальник лаборатории или их заместители, старшие мастера,
мастера, начальник смены и др.).
Порядок организации и место проведения инструктажей определяется
главным техническим руководителем с учетом структуры предприятия и
местных условий.
Ответственность за проведение инструктажей в структурных
подразделениях несут их первые руководители.
Внеплановые инструктажи одиночных дежурных на труднодоступных и
отдаленных участках предприятия в исключительных случаях допускается
проводить по телефону. Перечень таких рабочих мест должен быть определен
главным техническим руководителем предприятия.
Целевой (текущий) инструктаж проводится при:
1. выполнении разовых работ, не связанных с прямыми
обязанностями по специальности (погрузка, выгрузка, уборка
территории, разовые работы вне предприятия, цеха и т.п.) или
особо опасных работ (на электроустановках, на трубопроводах
пара и горячей воды, в каналах теплопроводов и т.п.);
2. ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и
катастроф;
3. производстве работ, на которые оформляется наряд-допуск, дается
устное или письменное распоряжение;
4. проведении экскурсии на предприятии.
Лицо, выдающее задание на производство работ, осуществляет
инструктаж руководителя работ (лица, которому непосредственно выдается
задание).
Руководитель работ осуществляет инструктаж производителя работ, а
при совмещении функций производителя производит инструктаж каждого
члена бригады.
Инструктаж членов бригады, как правило, должен проводиться на
рабочем месте.
Порядок оформления целевых инструктажей устанавливается главным
техническим руководителем предприятия с выполнением следующих
требований:
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1. целевой инструктаж может оформляться в наряде-допуске,
оперативном журнале, журнале регистрации инструктажей на
рабочем месте или фиксироваться средствами звукозаписи, а
также возможно в специальном журнале. Форма записи может
быть произвольной, но обязательно должны быть указаны
должности, фамилии инструктирующих и инструктируемых с их
подписями;
2. для фиксации инструктажа, проведенного по телефону или радио,
допускается
использование
журнала
распоряжений
у
инструктирующего и оперативного журнала у инструктируемого.
В этом случае в обоих журналах должно быть изложено краткое
содержание проведенного инструктажа.
Инструктажи на рабочем месте (первичный, повторный, внеплановый и
целевой) должны завершаться проверкой знаний устным опросом или с
помощью технических средств обучения, а также проверкой приобретенных
навыков безопасных способов работы. Знания проверяет работник,
проводивший инструктаж.
Лица, показавшие неудовлетворительные знания, к самостоятельной
работе или практическим занятием не допускаются и обязаны вновь пройти
инструктаж.
3. Основные опасные и вредные производственные факторы
Специфика деятельности АО «ДРСК»
(производство
электрической и тепловой энергии; передача, распределение и сбыт
электрической и тепловой энергии; ремонтно-сервисное обслуживание)
связана с воздействием на персонал следующих опасных и вредных
производственных факторов:
1. электрический ток – поражение опасным уровнем напряжения при
прикосновении или приближении на недопустимое расстояние к
токоведущим частям оборудования приводит к смертельному
исходу, оказывает, электрохимическое, биологическое, термическое
воздействие электрической дуги;
2. высокая температура, в том числе при пожаре – ожоги, вследствие
воздействия на тело работника рабочей среды (вода, пар, газ) и
контакта с неизолированной поверхностью оборудования
температурой более 420С○;
3. перепады по высоте – при выполнении работ, падение работника с
высоты или падения предметов на работника по причине
расположения рабочего места на высоте от земли, пола или другой
поверхности более 1,8 м;
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4. производственное оборудование, элементы конструкций зданий и
сооружений (далее – ЗиС)
5. поражение работника движущимися, незащищенными частями
оборудования, удары о неподвижные элементы конструкции. В
результате разрушения оборудования или обрушения ЗиС возникает
поражение работника: ударной волной, в том числе в результате
детонации взрывоопасных смесей газов, при выбросе (прорыве) под
давлением жидкости, пара или газа, фрагментами оборудования и
инструментами; затопления помещений, в которых производятся
работы;
6. акватория воды (глубина воды, волнение водной поверхности)
7. утопление или травмирование работника при работах близи воды (на
воде), выполнение водолазных работ по обслуживанию
гидротехнических сооружений;
8. автомобильный транспорт
9. травмирование работников в результате дорожно-транспортных
происшествий;
10.опасности, связанные с воздействием на работников животных и
насекомых – укусы и разрывы, заражения;
11.токсичные газы и вещества – отравление газообразными веществами
общетоксического и другого вредного воздействия (аммиак, хлор и
другие сжатые, сжиженные и растворенные газы) в результате утечки
из баллонов, бочек, цистерн;
12.электромагнитные поля промышленных частот – длительное и
регулярное воздействие может привести к повышенной
утомляемости, нарушению сна, головным болям, снижению
давления, снижению частоты пульса; нарушениям в иммунной,
нервной, эндокринной, сердечнососудистой системах; развитию
онкологических заболеваний; развитию заболеваний центральной
нервной системы;
13.недостаточная освещенность рабочей зоны – может привести к
заболеваниям органов зрения;
14.повышенная запыленность воздуха в рабочей зоне – может привести
к заболеваниям органов дыхания;
15.повышенный уровень шума и общей вибрации (в машинных залах,
компрессорных и других помещениях и сооружениях) – может
привести к заболеваниям органов слуха и организма в целом,
утомляемости, снижению реакций человека;
16.пониженная
или
повышенная
температура
воздуха
в
производственных помещениях, повышенная влажность воздуха –
может привести к обморожению; тепловым ударам.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3. Обеспечение безопасности при реконструкция питающих сетей
Работы на воздушных линиях, с точки зрения мер безопасности,
разбиваются на следующие пять категорий:
1. на отключенной воздушных линиях;
2. на воздушных линиях, находящихся под напряжением;
3. на отключенных воздушных линиях
4. на отключенной цепи двухцепной линии, когда вторая цепь
находится под напряжением;
5. на отключенной фазе линии, когда две другие фазы находятся под
напряжением.
К работам под напряжением допускаются специально обученные и
допущенные комиссией электромонтеры-линейщики, имеющие высокую
квалификацию. Персоналу электромонтажных организаций категорически
запрещается производить работы на воздушных линиях, находящихся под
напряжением.
Любая работа на действующей воздушной линии производится при
обязательном соблюдении следующих условий: на производство работы
должно выдаваться распоряжение (письменно или устно) лица,
уполномоченного на это, работа на воздушных линиях должна производиться
не менее чем двумя лицами, при этом одно лицо должно иметь группу по
электробезопасности не ниже III, до начала электромонтажных работ на
воздушной линии должны быть выполнены организационные и технические
мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.
К организационным мероприятиям относятся: оформление работ
нарядом или распоряжением, оформление допуска к работе или разрешения о
возможности приступить к работе, надзор во время работы, оформление
окончания работы.
Электромонтажники-линейщики имеют право приступить к работе на
воздушной линии только по наряду-допуску, выданному организацией, в
ведении которой находится данная воздушная линия.
Наряд-допуск — это письменное распоряжение, определяющее состав
бригады, содержание работ, подлежащих выполнению, место, время и условия
производства работ, а также лиц, ответственных за безопасность работ. Если
воздушная линия, на которую выдан наряд-допуск, проходит по территории
действующего предприятия, то бригада электромонтажников-линейщиков
обязана дополнительно получить от этого предприятия акт-допуск на право
работы на его территории.
Ответственными за безопасность работ на воздушной линии являются
следующие лица: ответственный руководитель работ, организующий работы
от электромонтажной организации, оперативный персонал предприятия, в
чьем ведении находится воздушная линия, выдающий наряд-допуск,
отдающий распоряжение об отключении воздушной линии и разрешающий
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
приступить к работе, производитель работ, на чье имя выдается наряд-допуск,
руководящий работой на месте от электромонтажной организации.
Ответственным руководителем может быть лицо из числа ИТР,
имеющий группу по электробезопасности не ниже V. Он отвечает за
возможность безопасного производства работ, выполнение всего перечня
работ, достаточность квалификации лиц, назначаемых для производства
работ.
Производителем работ может быть лицо из числа бригадиров или
мастеров (прорабов), имеющее группу по электробезопасности не ниже IV. Он
отвечает за соблюдение работающими правил техники безопасности и всех
предписаний в наряде-допуске, правильную расстановку людей на рабочем
месте, исправность защитных средств, имеющихся в бригаде, за
приспособления и инструмент и обеспечивает непрерывный надзор за
работающими.
Оперативный персонал предприятия отвечает за правильность
выданного наряда-допуска, четкое выполнение всех технических
мероприятий, указанных в наряде-допуске, за качество инструктажа лиц,
допускаемых к работе на месте производства работ, за допуск бригады в
подготовленную рабочую зону.
К техническим мероприятиям относятся: снятие напряжения с
воздушной
линии
выключателями
и
линейными
разъединителями, заземление воздушной линии с обоих концов, вывешивание
плакатов на ключах выключателей и приводах линейных разъединителей «Не
включать — работа на линии», ограждение опасной зоны, вывешивание
плакатов «Работать здесь», «Влезать здесь», «Заземлено» в местах,
оговоренных в наряде-допуске, проверка отсутствия напряжения при допуске
бригады в присутствии всех членов бригады, производителя и ответственного
руководителя работ.
Проверка отсутствия напряжения производится приближением
изолирующей штанги с укрепленным на ней указателем напряжения к
проводам воздушной линии. Проверка отсутствия напряжения в проводах
воздушной линии методом наброса стальной проволоки категорически
запрещается!
Заземление фаз воздушной линии осуществляется путем наложения и
закрепления на проводах воздушной линии переносных заземлений. При
наложении заземления сначала присоединяется заземляющий проводник к
заземлителю (деревянной или железобетонной опоры) или заземленным
частям металлической опоры и только после этого разрешается накладывать и
закреплять зажимы переносного заземления на проводах воздушной линии.
Искусственные заземлители устраиваются путем забивки в землю
металлического стержня (лома) или ввертывания специального бура на
глубину 0,5 - 1 м.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Запрещается применять для заземления и закорачивания проводов
воздушной линии каких-либо проводников, не предназначенных специально
для этих целей.
При отсутствии видимого заземления проводов воздушной линии на
месте производства работ категорически запрещается влезать на опору,
работать на проводах и на гирляндах изоляторов.
Наиболее производительным и более безопасным способом подъема
рабочих для выполнения работ на высоте является подъем с помощью
специальных подъемных устройств, автовышки, автогидроподъемника и т.п.
Все работы на опорах воздушных линий относятся к верхолазным,
поэтому при обеспечении безопасности работающих на опорах, гирляндах,
проводах и грозозащитных тросах необходимо строго выполнять правила
техники безопасности.
При наличии факторов, запрещающих или ограничивающих
применение
механизированных
подъемных
средств
(автовышки,
автогидроподъемники), или при отсутствии этих машин и механизмов следует
использовать простейшие средства для подъема на высоту по опоре
воздушной линии.
В настоящее время используются легкие переносные приспособления,
обеспечивающие возможность безопасного подъема рабочих на опоры и
производство работ как на самих опорах, так и на оттяжках опор, на проводах
и грозозащитных тросах. К таким приспособлениям относят лестницы, люльки
различной конструкции, а также монтерские когти, когти-лазы и т. п.
Для подъема на металлическую опору разрешается использовать
конструкцию опоры, вследствие этого заводы изготовляют на опорах ЛЭП
высотой более 20 м специальные лестницы или ступеньки, а на опорах
высотой до 20 м ступеньки выполняют только в том случае, если наклон
уголков решетки свыше 30° и при расстоянии между точками крепления
решетки к поясам более 0,6 м.
Для подъема на железобетонную центрифугированную опору круглого
сечения следует применять специальные тросовые лазы и навесные лестницы.
Для подъема на деревянные и железобетонные вибрированные опоры
применяют когти-лазы различных конструкций.
Правила техники безопасности при подъеме на опору и работе на
воздушной линии
Перед подъемом на опору при помощи когтей необходимо
предварительно убедиться в прочности закрепления опоры в грунте или
железобетонном стакане. На вновь установленную опору без разрешения
производителя работ подъем категорически запрещается.
Производить работы на железобетонных и деревянных опорах
разрешается, только стоя на двух когтях и застропившись к опоре стропом
(цепью) предохранительного пояса.
Перед подъемом на деревянную опору обязательно нужно проверить,
что загнивание комлевой части не превышает допустимой нормы, а если опора
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
стоит на пасынках, следует проверить надежность ее соединения с
железобетонным пасынком.
Перед подъемом на опору производитель работ обязан проверить
исправность применяемых лестниц, предохранительных поясов, когтей,
ремней и убедиться, что срок периодического испытания их (по клейму) не
истек и они пригодны к применению в работе.
Лестницы необходимо закреплять на опоре во всех опорных точках,
предусмотренных конструкцией.
При подъеме на опору запрещается брать с собой арматуру,
оборудование и материалы. Любые грузы, в том числе и инструменты,
приспособления и мелкие детали разрешается поднимать только при помощи
специального (пенькового, капронового или хлопчатобумажного) каната через
блок, установленный на опоре (траверсе). Поднимают груз рабочие, стоящие
на земле и наблюдающие за работой на высоте.
Поднявшись на опору, электромонтер-линейщик может приступить к
работе только после принятия устойчивого положения на когтях и надежного
закрепления цепью (стропом) предохранительного пояса за стойку опоры
поверх траверсы. При работе на высоте с люльки телескопической вышки или
автогидроподъемника цепь предохранительного пояса обязательно
пристегивают к ограждению люльки. Пояс должен быть застегнут на все
ремни.
При перемещении автовышки или гидроподъемника от одной опоры к
другой электромонтеру-линейщику запрещается находиться в люльке.
Нельзя находиться под опорой, на которой производится работа.
Личный инструмент электромонтера-линейщика при работе на опоре,
проводах или гирляндах должен находиться в специальной сумке для того,
чтобы не допустить его падения вниз. Запрещается хранить инструмент в
карманах спецодежды даже временно.
Запрещается влезать на анкерную опору и находиться на ней во время
монтажа проводов со стороны натянутого провода, а также влезать на угловые
опоры и работать на них со стороны внутреннего угла проводов.
При демонтаже проводов запрещается снимать сразу все провода с
опоры: их следует демонтировать по одному, последовательно друг за другом.
Для предупреждения падения рабочего вместе с опорой при снятии двух
последних проводов опору следует укрепить с трех-четырех сторон
временными оттяжками или упорами, одновременно необходимо также
укрепить две соседние опоры.
Демонтаж проводов при замене опор следует начинать с нижнего
провода, а монтаж на вновь установленную опору — с верхнего. При
перекладке проводов рабочий должен стоять обоими когтями на новой опоре.
Стоять одним когтем на старой опоре, а другим на новой запрещается.
На воздушной линии допускается перемещение электромонтеровлинейщиков по проводам сечением не менее 240 мм2 и по тросам сечением не
менее 70 мм2. При перемещении по расщепленным проводам и тросам строп
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
предохранительного пояса должен быть закреплен за этот провод, а в случае
пользования специальной тележкой — за тележку. В темное время суток
перемещение по проводам строго запрещается.
Работу на опорах воздушной линии, проходящей параллельно
действующей воздушной линии, производить запрещается, так как во время
монтажных работ возможно опасное сближение проводов или опор
монтируемой воздушной линии с проводами действующей воздушной линии.
Влезать на опору без предохранительного пояса и работать на траверсе
без его закрепления запрещается.
При подъеме на опору прикреплять к предохранительному поясу конец
такелажного троса или веревки не разрешается, для этой цели следует
пользоваться капроновым шнуром, который всегда должен находиться в сумке
у электромонтера-линейщика.
Чтобы поднять груз (конец троса или веревки, инструмент и т.п.),
необходимо один конец капронового шнура прикрепить к элементам опоры, а
второй конец опустить вниз (лучше через блок, закрепленный на траверсе) для
привязывания груза.
Демонтированные такелажные тросы и приспособления сбрасывать с
опоры запрещается. Их спуск осуществляется с помощью веревки и блочка,
при этом рабочие, находящиеся внизу, должны предупреждаться о
необходимости удаления в безопасную зону. В опасной зоне запрещается
размещать временные сооружения, передвижные вагончики, площадки
складов и людей.
Запрещается влезать на опору по стреле грузоподъемного крана для
снятия такелажных приспособлений или выполнения каких-либо других
операций на высоте.
Для подъема рабочего на высоту опоры воздушной линии или
контактной сети служат стационарные, закрепленные на опорах лестницы или
специальные монтажные лестницы, устанавливаемые на опорах на период
монтажных работ.
Для безопасной установки дистанционных распорок на проводах
воздушной линии применяются монтажные тележки. К работе с такой тележки
допускаются электромонтеры-линейщики, обученные практической езде на
тележках по проводам воздушных линий и сдавшие экзамен по правилам
пользования тележкой.
Посадка рабочего в монтажную тележку разрешается только после
окончательной ее установки на провода воздушной линии. После посадки в
тележку рабочий обязан страховаться за два провода. При передвижении
тележки по проводам электромонтер обязан одеть рукавицы. Вылезать из
монтажной тележки в пролете запрещается.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Технико-экономический расчет
Для сравнения вариантов схем по технико-экономическому показателю
необходимо принять следующие допущения:
1. Все ВЛ и ПС сооружаются в течение первого года расчётного периода
(ТС = 1).
2. Норматив дисконтирования равен 0,1 (Е = 0,1).
3. Коэффициент отчислений на реновацию, что соответствует сроку
полезного использования 10 лет.
4. Расчётный период ТР принимаю равным 10 лет.
5. Цену на электроэнергию ЦЭ принимаю равной средневзвешенному
тарифу в энергосистеме Дальнего Востока: ЦЭ = 1,6
руб
. Допускаем, что
кВт∙ч
средневзвешенный тариф на электроэнергию остаётся неизменным в течение
всего срока эксплуатации.
Рассчитаем капитальные затраты на строительство варианта №1.
Капитальные затраты на строительство ВЛ:
Т
КВЛ =
С К ∙(1+T)−t
∑𝑡=1
ВЛ
1000
=
̅ ВЛ𝑖𝑗 ∙l𝑖𝑗 ∙kд ∙kз ∙(1+Е)−1
∑К
1000
, млн. руб.,
(4.1)
̅ ВЛ𝑖𝑗 - удельная стоимость участка линии ij длиной в 1 км (в ценах
где К
на 2020 г.), тыс. руб./км;
l𝑖𝑗 - длина линии ij, км;
k д - коэффициент дефляции, k д = 1,66.
k з – зональный коэффициент, k з = 1,4.
КВЛ = (1495 ∙ 5,17 + 1307 ∙ 6,12 + 1495 ∙ 5,2 + 1307 ∙ 5,1 + 912 ∙
5,22 + 912 ∙ 10,5 + 13,07 ∙ 5,07) ∙ 1,66 ∙ 1,4 ∙ (1 + 0,1)−1 /1000 =108,025 млн.
руб.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Глава 7. Экономический
расчет
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
Капитальные затраты на строительство подстанции:
Т
КПС =
С К ∙(1+T)−t
∑𝑡=1
ПС
1000
=
(∑ КбазТ𝑖 ∙nТ𝑖 ∙kдТ +∑ КбазЯЧ𝑖 ∙𝑛ЯЧ𝑖 ∙kдЯЧ )∙(1+Е)−1
1000
, млн. руб.,
(4.2)
где КбазТ𝑖 – базовая стоимость одного трансформатора подстанции i (в
ценах на 2020 г.), тыс. руб.;
КбазЯЧ𝑖 - базовая стоимость одной ячейки выключателя подстанции i
(в ценах на 2020 г.), тыс. руб.;
nТ𝑖 , 𝑛ЯЧ𝑖 - число трансформаторов и ячеек выключателей подстанции i
соответственно;
k дТ , k дЯЧ – коэффициенты дефляции для трансформатора и ячейки
выключателя соответственно, k дТ = 1,66, k дЯЧ = 1,66.
КПС = (51832,16 + 69281,76 + 33704,64 + 38100,64 + 60543,52 +
13107,36) ∙ (1 + 0,1)−1 /1000 = 205,972 млн. руб.
Расчётный эквивалентный дисконтирующий множитель находим по
формуле:
Т
Р
Dр.э. = ∑𝑡=Т
(1 + E)−t ;
С +1
(4.3)
−t
Dр.э. = ∑10
= 5,235.
𝑡=2(1 + 0,1)
Расчёт эквивалентного дисконтирующего множителя:
Dэкв = 1 + (α − αрен ) ∙ Dр.э. − (1 − αрен ∙ Тэ ) ∙ (1 + Е)−ТР ,
(4.4)
где α – общая норма отчислений от капиталовложений;
αрен - отчисления на реновацию;
Тэ - расчётное время на эксплуатацию:
Тэ = ТР − ТС , лет.
(4.5)
Для ВЛ α = 0,0747.
Для ПС до 150 кВ α = 0,1257.
Эквивалентный дисконтирующий множитель для ВЛ:
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Dэкв ВЛ = 1 + (0,0747 − 0,0667) ∙ 5,235 − (1 − 0,0667 ∙ 9) ∙ (1 +
0,1)−10 = 0,887.
Эквивалентный дисконтирующий множитель для ПС:
Dэкв ПС = 1 + (0,1257 − 0,0667) ∙ 5,235 − (1 − 0,0667 ∙ 9) ∙ (1 +
0,1)−10 = 1,155.
Определение затрат на компенсацию потерь электроэнергии
Затраты на компенсацию потерь:
Т
Р
Зпот = ∑𝑡=Т
∆W ∙ ЦЭ ∙ (1 + E)−t , тыс. руб.,
С +1
(4.6)
где ∆W – суммарные потери электроэнергии.
Средневзвешенное время использования максимальной нагрузки для
участка j-k:
Тmax.ср.вз 𝑗−𝑘 =
∑𝑢
𝑖=1 P𝑖 ∙Т𝑚𝑎𝑥 𝑖
∑6𝑖=1 P𝑖
, ч,
(4.7)
где P𝑖 - наибольшая активная мощность i-го потребителя, МВт;
Т𝑚𝑎𝑥 𝑖 – продолжительность использования максимальной нагрузки i-го
потребителя, ч.
Время максимальных потерь:
τ𝑚 = (0,127 +
Тmax ср.вз. 2
)
10000
∙ 8760, ч.
(4.8)
Нагрузочные потери электроэнергии в схеме:
∆W~ = (∆Pнб ВЛ ) ∙ τ𝑚 , МВт∙ч,
где ∆Pнб ВЛ
(4.9)
– суммарные потери наибольшей активной мощности в
линии, МВт.
Условно постоянный потери:
∆W= = ∆Wкор ∙ 𝑙 + ∆Wу ∙ 𝑙
(4.10)
∆Wкор – потери мощности на корону в ВЛ, тыс.кВт*ч/год на км;
∆Wу – удельные потери мощности на утечку через изолятор за год,
тыс.кВт*ч/год на км;
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
l-длина участка линии.
Рассчитаем компенсацию на потери электроэнергии в схеме.
Для участка 0-2:
Тmax ср.вз. =
4,8∙4000+10,168∙4200+8,558∙4100+4,2∙3700+5000∙12,6+6500∙5,04
4,8+10,168+8,558+4,2+12,6+5,04
=
4544,91 ч;
τ𝑚 = (0,127 +
4544,91 2
)
10000
∙ 8760 = 2931,55 ч;
∆W~0−2 = 0,052 ∗ 2931,55 = 151,57 МВт∙ч;
∆W=0−2 = 1,13 ∗ 5,2 + 0,86 ∗ 5,2 = 10,35 МВт∙ч;
Суммарные потери электроэнергии:
∆W0−2 = ∆W~0−2 + ∆W=0−2 = 151,57 + 10,35 = 161,92 МВт ∙ ч.
Затраты на компенсацию потерь:
ТР
10
Зпот0−2 = ∑ ∆W ∙ ЦЭ ∙ (1 + E)−t = ∑ 129,11 ∙ 1,6 ∙ (1 + 0,1)−t
𝑡=ТС +1
𝑡=2
= 1,356 млн. руб
Аналогично выполним расчет затрат на компенсацию потерь в линии
для других участков, результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Расчет затрат на компенсацию потерь электроэнергии в
проводах ВЛ.
Участок
0-5
5-6
0-2
2-3
3-4
1-4
1-2
Нагрузочные потери
Условно
постоянные
∆W~ ,
∆W= ,
∆Pнб, МВт τ𝑚 , ч
МВт*ч
МВт*ч
0,025
4,45
4544,91 78,97
0,03
3,37
4544,91 90,46
0,052
10,35
4544,91 151,57
0,016
2,81
4544,91 50,75
0,05
2,87
4544,91 150,46
0,053
5,78
4544,91 162,35
0,054
2,79
4544,91 160,69
Зпот∑ВЛ млн.руб.
Зпот , млн.руб.
0,662
0,758
1,356
0,425
1,260
1,360
1,346
7,167
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Расчет затрат на компенсацию потерь на ПС.
Проведем расчет на примере ПС-6.
Время максимальных потерь:
τ𝑚 = (0,127 +
6500 2
) ∙ 8760 = 5247,91 ч.
10000
Нагрузочные потери электроэнергии в схеме:
∆W~ПС6 = (∆Pнб ПС6 ) ∙ τ𝑚 = 0,014 ∗ 5247,91 = 75,048 МВт ∗ ч.
Условно постоянные потери:
∆W=ПС6 = (∆PХХ ПС6 ) ∙ 𝑇включ = 0,013 ∗ 8760 = 117,384 МВт ∗ ч.
Суммарные потери:
∆WПС6 = ∆W~ПС6 + ∆W=ПС6 = 192,433 МВт ∗ ч.
Затраты на компенсацию потерь:
ТР
10
Зпот1−2 = ∑ ∆WПС6 ∙ ЦЭ ∙ (1 + E)−t = ∑ 192,433 ∙ 1,6 ∙ (1 + 0,1)−t
𝑡=ТС +1
𝑡=2
= 1,611 млн. р.
Результаты расчетов сведем в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Расчет затрат на компенсацию потерь электроэнергии на
ПС.
ПС
1
2
3
4
5
6
Нагрузочные потери
Условно постоянные
Зпот ,
∆W~ , ∆Pхх, МВт Tвключ , ∆W= , млн.руб.
∆Pнб, МВт τ𝑚 , ч
МВт*ч
ч
МВт*ч
0,017
2405,28 40,02
0,013
8760
117,38
1,318
0,06
2592,40 146,05
0,62
8760
543,12
5,772
0,019
2497,97 47,43
0,029
8760
254,04
2,525
0,021
2137,76 45,34
0,029
8760
254,04
2,508
0,03
3410,93 100,29
0,046
8760
402,96
4,215
0,014
5247,9
75,05
0,013
8760
117,38
1,612
17,952
Зпот∑ПС млн.руб.
6.1.1 Определение суммарных дисконтированных затрат 4-го варианта.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Дисконтированные затраты:
Зд = DэквВЛ ∙ КсоорВЛ + DэквПС ∙ КсоорПС + Зпот , млн. руб;
(4.11)
Зд = 0,887 ∙ 108,025 + 1,154 ∙ 205,972 + 25,119 = 358,878 млн. руб.
Выбор варианта
Дисконтированные затраты обоих вариантов представлены в таблице
4.3.
Таблица 4.3 – Сравнение вариантов
Зд∑ млн.руб.
4-й вариант
5-вариант
358,878
380,417
Разница дисконтированных затрат между вариантами вычисляется по
формуле:
Зд1 −Зд2
Зд1
380,417−358,878
380,417
∙ 100, %;
(4.12)
∙ 100 = 5,66%.
Так как разница в стоимости рассматриваемых вариантов превышает
5%, можем сделать вывод, что 4 схема наиболее выгодна с экономической
точки зрения, и при этом удовлетворяет таким требованиям как качество и
надежность.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Заключение
В ходе выполнения настоящей работы выявлено, что проектирование
сетей Михайловского района Приморского является необходимым для
развития инфраструктуры, в связи, с чем тема настоящей работы является
актуальной.
Для решения целей проектирования было составлено несколько
вариантов схем, удовлетворяющих требованиям качества и надежности
электроснабжения. По итогу расчетов выбрана наиболее экономически
выгодная схема. В результате проектирования было заменено старое
оборудование на подстанциях. Масляные выключатели заменены на
элегазовые. На ПС с трансформаторами разной мощности установлены
трансформаторы с равными мощностями. Исключены участки с разными
сечениями
проводов.
Увеличена
пропускная
способность сети.
Для
уменьшения перетоков реактивной мощности были рассчитаны и выбраны
компенсирующие устройства на ряде подстанций.
Так же была произведена реконструкция подстанции «Коммунар» 35/6
кВ. Установлено современное высоковольтное оборудование, элегазовые
выключатели на стороне 35 кВ и вакуумные выключатели на стороне 6 кВ,
ограничители перенапряжения, разъединители. Обеспечены измерение и учет
электроэнергии на подстанции. Выбраны трансформаторы тока и напряжения.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лит.
Разраб.
Лист
Листов
Провер.
Заключение
Дальрыбвтуз
Список использованных источников
1.
Правила устройства электроустановок. 7-е издание. М.: ЗАО
«Энергосервис», 2010.- 854 с.
2.
Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях:
учебное пособие для ВУЗов/Ю.Н. Астахов, В.А. Веников, В.В. Ежков и др.,
под ред. В.А. Веникова. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 504 с.
3.
Электроэнергетические сети и системы. Методические указания к
курсовому проектированию/О.М. Холянова, Г.П. Лю
4. Холянова О.М., Рудаева Н.А. Проектирование электроэнергетических
систем и сетей : учебное пособие [Электронный ресурс] /Инженерная школа
ДВФУ.- Владивосток: Дальневост. Федерал. ун-т, 2017.- 90 с.
5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В.
Ершевич, А.Н. Зейлингер, Г.А. Илларионов и др./под ред. С.С. Рокотяна, И.М.
Шампиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.
6.
Справочник по проектированию электрических сетей/под ред. Д.Л.
Файбисовича. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.
7.
Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-
1150 кВ. В 7 томах. Том 4/под ред. И.Г.Горюнова, А.А. Любимова. М.:
Папирус Про, 2005. – 637 с.
8.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного
тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Издание 4-е, переработанное и
дополненное. – М.: Минэнерго РФ, 1991. – 65 с.
9.
Идельчик В.И. Расчёты установившихся режимов электрических
систем. Под ред. В.А. Веникова. – М.: Энергия, 1997. – 192 с.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Список использованных
литературных
источников
Лит.
Лист
Листов
Дальрыбвтуз
10. Основы
В.С.Холянов,
электроэнергетики:
О.М.Холянова;
учебно-методический
Владивосток:
Изд-во
комплекс/
Дальневосточный
государственный технический университет, 2007. – 193 с.
11. Передача и распределение электрической энергии : учебное пособие
/ А. А. Герасименко, В. Т. Федин.; Ростов-на-Дону: Изд-во Феникс
Издательские проекты, 2008. – 718 с.
12. Системы электроснабжения : учебное пособие / Н. П. Гужов, В. Я.
Ольховский, Д. А. Павлюченко.; Ростов-на-Дону: Изд-во Феникс, 2011. – 382
с.
13. Энергетическая стратегия России до 2030 года.- М.: Изд-во РИА
ТЭК, 2009.- 113 с.
14. Справочник
по
проектированию
электроснабжения,
линий
электропередачи и сетей / под ред. Я. М. Большама, В. И. Круповича, М. Л.
Самовера, Москва : Энергия , 1975. – 695 с.
15. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность.
Качество электроэнергии: Руководство для практических расчётов.- М.: НЦ
ЭНАС, 2009.- 456 с.
16. Электрические
системы.
Электрические
сети:
Учеб.
Для
электроэнерг. спец. вузов/В.А.Веников, А.А.Глазунов, Л.А.Жуков и др.: Под
ред. В.А. Веникова, В.А. Строева.- 2 –е изд., перераб. и доп. – М.; Высш. шк.,
1998. – 511 с.
17. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов. – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
18. Савина Н.В., Мясоедов Ю.В., Дудченко Л.Н. Электрические сети
в примерах и расчетах : Учебное пособие. Благовещенск, изд-во АмГУ, 1999.
– 238 с.
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Y, км
14
4-ЖБИ-130
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
3-Михайловка
10
4,02+j3,704
10,168+j6,833
8
2-Тимирязевка
6
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
2
5,04+j4,445
5-Новоникольск
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
X, км
16
Рисунок А.1 – Вариант схемы 1
Y, км
14
4-ЖБИ-130
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
3-Михайловка
10
10,168+j6,833
4,02+j3,704
8
2-Тимирязевка
6
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
5-Новоникольск
2
5,04+j4,445
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
16
Рисунок А.2 – Вариант схемы 2
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лит.
Разраб.
Лист
Листов
Провер.
Приложение
Дальрыбвтуз
Y, км
14
4-ЖБИ-130
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
3-Михайловка
10
10,168+j6,833
4,02+j3,704
8
2-Тимирязевка
6
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
2
5,04+j4,445
5-Новоникольск
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
16
X, км
Рисунок А.3 – Вариант схемы 3
Y, км
14
4-ЖБИ-130
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
3-Михайловка
10
10,168+j6,833
4,02+j3,704
8
2-Тимирязевка
6
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
2
5,04+j4,445
5-Новоникольск
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
16
X, км
Рисунок А.4 – Вариант схемы 4
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Y, км
14
4-ЖБИ-130
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
3-Михайловка
10
4,02+j3,704
10,168+j6,833
8
2-Тимирязевка
6
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
2
5,04+j4,445
5-Новоникольск
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
16
X, км
Рисунок А.5 – Вариант схемы 5
На ПС Павловка-2
Y, км
14
8,558+j7,547
12
1-Воздвиженка
10
4-ЖБИ-130
3-Михайловка
4,02+j3,704
10,168+j6,833
8
2-Тимирязевка
6
2
4,48+j3,36
6-Коммунар
4
5,04+j4,445
5-Новоникольск
0-Уссурийск-2
12,6+j6,102
2
4
6
8
10
12
14
16
X, км
Рисунок А.6 – Исходная схема соединений
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица А.1 – Расчёт экономического напряжения
Вариант
участок
0-2
2-1
1-6
6-5
5-0
2-3
3-4
0-5
5-6
0-2
2-1
2-3
3-4
0-2
2-3
3-4
4-1
1-6
6-5
5-0
0-2
0-5
5-6
2-3
3-4
4-1
1-2
0-5
5-6
6-1
0-2
2-3
3-4
1
2
3
4
5
l, км
5,2
5,07
19,1
6,12
5,17
5,1
5,22
5,17
6,12
5,2
5,07
5,1
5,22
5,2
5,1
5,22
10,5
19,1
6,12
5,17
5,2
5,17
6,12
5,1
5,22
10,5
5,07
5,17
6,12
19,1
5,2
5,1
5,22
P, МВт
26,378
3,173
1,027
6,067
18,667
18,725
8,5575
17,640
5,040
27,405
4,200
18,725
8,558
23,007
18,527
8,360
0,198
4,398
9,438
22,038
27,405
17,64
5,04
14,134
3,966
4,591
8,791
21,840
9,240
4,200
23,205
18,725
8,558
Uэк , кВ
72,371
33,586
20,160
45,003
65,847
52,338
38,346
51,288
30,517
59,911
27,852
52,338
38,346
69,875
65,516
50,326
8,876
41,008
53,714
68,981
59,911
51,288
30,517
60,311
37,110
41,096
51,099
55,415
40,070
28,669
56,648
52,338
38,346
Uном , кВ
110
110
110
110
110
35
35
110
35
110
35
35
35
110
110
110
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
35
35
110
35
35
Таблица А.2 – Выбор трансформаторов
Вариант
1
№
ПС
1
2
Sнб ,
МВ∙А
5,6
27,807
Sт ном ,
МВ∙А
6,3
25
K з ав
0,89
1,11
Марка
трансформатора
2ХТМН-6300/110
2ХТДТН-25000/110
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
2
3
4
5
10,797
11,41
14
5,191
5,6
33,407
10,797
11,41
19,191
5,191
5,6
5,6
10,797
11,41
14
5,191
5,6
33,407
12,25
11,41
19,191
5,191
5,6
27,807
10,797
11,41
24,791
5,191
10
10
10
6,3
4
25
10
10
16
4
6,3
6,3
10
10
10
6,3
4
25
10
10
16
4
4
25
10
10
25
4
1,08
1,14
1,40
0,82
1,40
1,34
1,23
1,14
1,20
1,3
0,89
0,89
1,08
1,14
1,40
0,82
1,40
1,34
1,23
1,14
1,20
1,30
1,40
1,11
1,08
1,14
0,99
1,30
2хТМН-10000/35
2хТМН-10000/35
2ХТДН-10000/110
2ХТМН-6300/110
2хТМН-4000/35
2ХТДТН-25000/110
2хТМН-10000/35
2хТМН-10000/35
2ХТДТН-16000/110
2хТМН-4000/35
2хТМН-6300/110
2хТМН-6300/110
2хТДН-10000/110
2хТДН-10000/110
2хТДН-10000/110
2хТМН-6300/110
2хТМН-4000/35
2ХТДТН-25000/110
2хТМН-10000/35
2хТМН-10000/35
2ХТДТН-16000/110
2хТМН-4000/35
2хТМН-4000/35
2ХТДТН-25000/110
2хТМН-10000/35
2хТМН-10000/35
2ХТДТН-25000/110
2хТМН-4000/35
Таблица А.3 – Виды типовых схем подстанций
Вариант
№ ПС
Вид
схемы
1
2
3
4
5
6
1
2
5АН
5АН
12
4Н
5АН
5АН
4Н
4Н
1
2
Кол-во
ячеек в
РУ
3
3+5
8
2
3
3
2
2+7
Тип подстанции
Проходная
Узловая
Узловая
Тупиковая
Проходная
Проходная
Тупиковая
Узловая
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
3
4
5
12
4Н
4Н
4Н
5АН
5АН
5АН
5АН
5АН
5АН
5АН
4Н
12
5АН
4Н
4Н
4Н
4Н
12
4Н
4Н
12
8
2
2+5
2
3
3
3
3
3
3
3
2+6
8
3
2+5
2
2
2+5
8
2
2+5
8
Узловая
Тупиковая
Узловая
Тупиковая
Проходная
Проходная
Проходная
Проходная
Проходная
Проходная
Проходная
Узловая
Узловая
Проходная
Узловая
Тупиковая
Тупиковая
Узловая
Узловая
Тупиковая
Узловая
Узловая
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Рисунок Б.1 – Расчетная схема токов КЗ
Рисунок Б.2 – Схема замещения
Рисунок Б.3 - Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой
со стороны линий
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лит.
Разраб.
Лист
Листов
Провер.
Приложение
Дальрыбвтуз
Таблица Б.1 – Нагрузки собственных нужд подстанции
Наименование Кол- Установленная
№
cosφ tgφ
потребителя
во
мощность
1
2
3
4
5
6
7
8
шт
Подогрев
выкл и
приводов
ВГБЭ(П)-35
Освещение
ОРУ 35 кВ
Постоянно
вкл лампы и
измерит
приборы
Зарядноподзарядный
агрегат
Аппаратура
связи и
телемеханики
Освещение
ЗРУ 6 кВ
(совместно с
ОПУ)
Отопление
ЗРУ 6 кВ
(совместно с
ОПУ)
Аварийная
вентиляция
Итого
кВт
α
Потребляемая
мощность
Q
квар
-
-
-
Р
кВт
3
1,6
4,8
1
0
1
4,8
0
-
-
5
1
0
0,5
2,5
0
-
-
1
1
0
1
1
0
-
-
21
0,12
2,52
1,5
-
-
1
1
0
1
1
0
-
-
1,70
1
0
0,7
1,19
0
-
-
18
1
0
1
18
0
-
-
0.37
0,8
0,75
0.4
0,148
0,111
31,158
1,611
0.86 0.6
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Рисунок 1 В. Поопорная схема электрических соеденении от ПС «Коммунар»
до ПС «Воздвиженка
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Лит.
Разраб.
Лист
Листов
Провер.
Приложение
Дальрыбвтуз
Рисунок 2 В. Нормальная схема электрических соединение ПС 35 кВ
«Коммунар»
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 3 В. Главная схема электрических соединении ПС 35 кВ
«Коммунар»
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 4 В. Схема собственных нужд ПС 35 кВ Коммунар
ДР.ЭНб-412.170380.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист