При отсутствии пофазного управления видимый разрыв создают путем демонтажа ошиновки на подстанции или разъединения провода в петле концевой опоры ВЛ.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.

6



7



8






9


Аннотация


В работе на тему « Усиление Актюбинского энергоузла ст
роительством
линии 500 кв

Актобе
-
Атырау
» произведен анализ рассматриваем
ого района
электрических сетей;

выполнен анализ
режимов рабо
ты, был выбран и
обоснован провод и количество трансформаторов
.

В экономической части
рассчитаны общие капиталовложения и срок окупаемости.
В разделе
«Безопасность жизнедеятельности» произведен анализ опасности поражения
электрическ
им током в э
лектрических сетях
,
исследованы меры безопасности
при пофазном ремонте воздушных линий
,
произведен р
асчет значения
наведенного потенциала на отключенном проводе, напряжения
прикосновения и тока, проходящего через тело человека
, а также рассмотрены
м
еры защ
иты при пофазном ремонте воздушных линий электропередач
.


А
ңдатпа


Дипломдық жұмыста

«Ақтөбе электр ор
талығ
ы құрылысы желісі 500 кВ
Ақтөбе
-
Атырау

нығайту» э
лектр желілерін қарауында ауданы талдау жүзеге
асыруға құқылы; режимінде

талдау және таңдалған сым. Е
септелген жалпы
инвестициялық және өзін
-
өзі ақтау кезеңнің экономикалық бөлігінде
трансформат
орлар саны тексерілген болатын. Өмір қауіпсіздігінде
, электр
желілеріндегі электр
тоғының соғуына талдау жүзеге электр желісі

фазалық
жаңарту арқылы фазасында қауіпсіздік шараларын зерттелген, адам денесі
арқылы ажыратылған сым, байланыс кернеу мен ағымдағы өткені туралы
индукцияланған әлеуетін мәні есептеледі, сондай
-
ақ кезінде қорғау шаралары
қаралды фазалы жөндеу әуелік электр беру же
лілері арқылы фазалы


А
nnotation


In work on the topic "Strengthening of the Aktobe energy center by

constructing the 500 kV
Aktobe
-
Atyrau

line", the analysis of the considered area of
performed, the wire and the number of transformers has been selected and justified.
In the economic part, total investment and payb
ack period have been calculated. In
-
by
-
phase repair of
overhead lines, the value of the induced potential on

the disconnected wire, touch
voltage and current passing through the human body is calculated; Phase
-
by
-
phase
repair of overhead power lines.







10


Содержание


Введение

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

8

1


Анал
из рассматриваемого района электрических сетей Актюбинской
области

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

9


1.1

Географическая
характеристика районов Актюбинской области

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

11


1.2

Климатические условия районов Ак
тюбинской и Атырауской
областей««««««««««««««««««««««««««««.
12


1.3

Баланс мощностей рассматриваемых
районов актюбинской и
Атырауской области
................................
................................
................................

14

2

Анализ электрической сети Актюбинских МЭС

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

16


2.1

Структура электрических сетей 500
-
220 кВ

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

17


2
.2 Электри
ческий расчет нагрузок сети Актюбинской области

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

21



2.2.1 Определение мощности потребителей и расчет максимальных
нагрузок

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

21



2.2.2 Выбор сечения проводов

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

26



2.
2.3 Выбор мощности и числа однофазных автотрансформаторов

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

26

3

Развитие электрической сети Актюбинской и Атырауской области
строительством линии Ульке
-
Атырау 500 кВ

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

27

4
Расчет параметров и режимов Актюбинской энергосистемы

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

29

5

Расчет исходного режима

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

32


5.1

Максимальный режим электрической сети

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

36


5.2

Минимальный режим электрической сети

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

41


5
.3


Послеавариный режим электрической сети

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

45

6

Выбор электрического оборудования и опор

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

50


6.1

Изоляция и прила
гающие оборудование

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

52


6.2

Выбор провода

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

53


6.3 Фундамент для установки опор

ВЛ 500 кВ

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

54

7
Безопасность жизнидеятельности

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

57


7.1
Анализ опасности
поражения электрическим током в электрических
сетях


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

58


7.2
Меры безопасности при пофазном ремонте воздушных линий
электропередач

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

59


7.3
Расчет значения
наведенного потенциала на отключенном проводе,
напряжения прикосновения и тока , проходящего через тело человека

...........

61


7.4
Меры защиты при пофазном ремонте воздушных линий электропередач



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

66

8

Экономическая часть. Бизнес пл
ан строительства ЛЭП 500 кВ Актюбинской
и Атырауской областей

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

69


8.1 Определение капитальных вложений в строительство линии Ульке
-
Атырау

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

72


8.2 Показатели финансово
-
экономической эффективности инвестиций

......

78

Заключение

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

81

Перечень сокращений

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

82

Список использованной литературы

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

83


11


Введение


Рациональное использование энергетических ресурсов является одной
из наиболее актуальных проблем
в

нашей стране. В области
электроэнергетики она сводится большей частью к снижению
технологического расхода электроэнергии на ее транспорт
.
Электрическая
энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого
от мест производства до мест по
требления не требуется других ресурсов. Для
этого расходуется часть самой перед
аваемой электроэнергии, поэтому
ее
потери неизбежны
.

Целью дипломной работы является обьедине
ние двух энергосистем
Атырауской и Актюбинской

что
позволит
обеспечить покрытие
дефицитов
Актюбинской

области вне зависимости от транзита электроэнергии.

Величина годового электропотребления Актюбинской области в 2016 г.
составила 17,33 млрд.
кВт
. ч и увеличилась по сравнению с 2015 г. на 2,71
млрд. кВт. ч или 18,5%, что обусловлено
ростом потребления электроэнергии
на АЗФ (1,37 млрд. кВт. ч). Собственный максиму
м электрической нагрузки в
2016г. зафиксирован в размере 290
7
МВт и возрос по сравнению с 2005 г. на
59

МВт. Трасса проходит по выгону. Рельеф по трассе равнинный и
слабоперес
еченный. Абсолютные отметки по трассе колеблются от 100 м до
250 м. Снос строений по трассе не предусматривается. На своем следовании
проектируемая ВЛ 500
кВ

пересекает крупные асфальтируемые дороги
электрифицированную железную дорогу Актобе
-
Атырау железно
дорожные
подъездные пути ЖГТЭС ВЛ 220 кВ, ВЛ 110 кВ, каналы поселковые
автодороги и небольшие речки. Основными транспортными магистралями
района трассы являются автодороги Атырау
-
Макат
-
Актобе и автодороги
между поселками. Кроме того, имеется большое количе
ство полевых дорог,
проходящих вдоль трассы и пересекая ее, проезд, по которым возможен
только в сухое время года
.


Основной транспортной автодорогой района трассы является автодорога
Атырау
-
Макат
-
Актобе и
автодороги
между поселками.

Для разгрузки
оборудо
вания
и опор принимаются железнодорожные
станции Шубаркудук
-
Темир
-
Кандагащ.

Защита линий электропередачи от прямых ударов молнии
осуществляется подвеской двух
грозозащитных тросов


один стальной канат
и один трос со встроенным волоконно
-
опт
ическим кабел
ем. Защита изоляции
от обратных перекрытий осуществляется путем заземления всех опор.
Величины сопротивлений заземляющих устройств опор выбраны в
зависимости от удельного сопротивления грунтов и выполняются
протяженными и вертикальными заземлителями из кру
глой стали диаметром
16 мм. Переходы через ВЛ 500 кВ выполняются на анкерно
-
угловых опорах,
при необходимости в пролете пересечения трос не подвешивается.

Трасса
проектируемой ВЛ 500 кВ проходит по местности с различными сочетаниями
гололедных и ветровых н
агрузок.

12


1 Анализ рассматриваемого района электрических сетей
Актюбинской области



Территория Актюбинской области составляет 300,6 тыс. км
2

с
численностью населения на 1 января 2015 года 822 тыс. человек. Из них:
городское население


534 тыс., сельское


288 тыс. человек.

Обслуживаемая территория охватывает 12 районов, в которых
расположены

8 городов, 2 поселковых и 424 сельских населенных пунктов. Из
426
-
х населенных пунктов обслуживаемой территории 13 имеют высокий, 349
поселок


средний и 64


слабый потенциал социально
-
экономического
развития.

Быстрыми темпами развивается нефтегазодобыва
ющая
промышленность и металлургия:

в нефтегазодобывающем комплексе предусматривается освоение и
модернизация ряда нефтяных месторождений: Алибекмола, Кожасай,
Южный Каратобе.

Значительное увеличение утилизации попутного нефтяного газа будет
связано с рек
онструкцией действующего Жанажольского
газоперерабатывающего завода и строительством нового ГПЗ, что позволит
решить проблему обеспечения области собственным газом.

Предполагается восстановление добычи и обогащения медных руд на
месторождение «50 лет Октяб
ря», обогатительной фабрики «Чилисай»,
добыча рудного золота на месторождении «Юбилейное». АО «Феррохром»
предусматривает начать освоение Шокашского месторождения титан
-
циркониевых руд и строительство обогатительной фабрики. Дальнейшее
развитие получит Мам
ытское месторождение бурого угля для удовлетворения
местных коммунально
-
бытовых нужд Актюбинской, Кызылординской,
Мангистауской, Атырауской областей. До 2015 года планируется
строительство электрометаллургического завода по производству
нержавеющей стали,
листа и горячекатаных полос. В машиностроении
ожидается увеличение производства продукции в 4,7 раза. Дальнейшее
развитие получит промышленность строительных материалов, основной вид
продукции


производство щебня.

Современное состояние электроэнергетики о
бласти характеризуется
следующими основными показателями.

Суммарная установленная мощ
ность электростанций составляет

386 МВт, в том числе мощность Актюбинской ТЭЦ (ЗАО
«АктобеТЭЦ»)

102 МВт, электростанция Актюбинского ферросплавного
завода АО «ТНК Казхро
м»


135 МВт и ТОО «Жанажолская ГТЭС
-
56»

56
МВт.

В настоящее время работа энергоузла Актюбинской области
осложняется недостатком собственных генерирующих мощностей в области
при достаточных топливных ресурсах, прежде всего попутного газа,
сжигаемого в фак
елах.

13


На рисунке
1
.
1

приведена структура потребления электроэнергии по
видам экономической деятельности Актюбинской области за 2016 год.




Рисунок 1.1
-

Структура электропотребления по видам

деятельности в

Актюбинской области

(проценты даны с
округлением до целого числа)


В таблице 1.1 приведены спрос и предложение на электроэнергию по
Актюбинской области за 2016 г.


Таблица 1.1


Баланс производства и потребления электроэнергии
в
Актюбинской области за 2016 г

Наименование

Электроэнергия,
млн.

кВт∙ч

Потребность в электроэнергии

3161,5

Производство электроэнергии

всего

В %

1707,2

54%

Актюбинской ТЭЦ

523,7

ПСУ
-
37 ЭС АЗФ

156,4

ГТУ ЭС АЗФ

716,3

Выработка ЖГТЭС
-
48, ГТЭС
-
56

310,8

Дефицит В %

1454,3

46%

Покрытие дефицита электроэнергии и мощности в области
осуществлялось за счет получения её от РАО ЕЭС России по двум ВЛ 220 кВ:
14


Орск
-
Кимперсай, Орск
-

Актюбинск, и по ВЛ 220 кВ Новотроицк


Ульке,
выполненной в габаритах 500 кВ.

1.1

Географическая характери
стика Актюбинской области

Рельеф местности
-

равнинный, большая часть территории
-

холмисто
-
увалистая равнина. На севере находятся южные отроги Уральских гор. В
средней части простираются горы Мугалжар (657 м). Западная часть занята
Подуральским плато, пер
еходящим на юго
-
запад
е в Прикаспийскую
низмен
ность. На юго
-
востоке


массивы бугристых песков: Приаральский
Каракум, Улькен Борсык и Киши Борсык. На северо
-
востоке


Торгайское
плато.

В области имеются лесостепи на севере, обширные ковыльные и
полын
ные ст
епные пространства, а также полупустыни и пустыни на юге, с
соответствующей растительностью: от лиственных и березовых рощ до
кустарников и саксаула.

Северо
-
западная часть области


ковыльно
-
разнотравная и полынно

злаковая степь на темно
-
каштановых почвах

с пятнами солонцов.

Центральная и северо
-
восточная час
ти заняты злаково
-
пустынной
сте
пью на светло
-
каштановых и сероземных почвах.

На юге расположены полынно
-
солонцовые пустыни и пустыни на бурых
солонцеватых почвах с массивами песков и солончаков.

Рас
сматриваемый нами район находи
тся в Актюбинской области
обла
сти, в северо
-
западной части Республики Казахстан. Карта района
представ
-

лена на рисунке 1.2. Данная область гранич
ит на западе с Западно
-
Казах
станской, Атырауской и Манг
истауской

областями, на севере с
Оренбург
ской областью Рос
сийской Федерации, на востоке с Костанайской,
Кар
a
гандинской и Кызыл
ординской областями и на юге
Каракалпакской авто
-

номной областью Республики Узбекистан.

15





Рисунок 1.2



Карта Актюбинской области


1.3

Климатические условия рассматриваемого района

Климат

в
Актюбинске
резко
-
континентальный
. Лето тёплое: пять
месяцев в году с
редняя дневная температура превышает 20 °С; зима умеренно
холодная, максимальный снежный покров наблюдается в феврале (29 см).
Количество ясных, облачных, пасмурных дней и дней с хорошей погодой в
год


176, 134, 54 и 319 соответственно. Более подробные да
нные о
различных погодных явлениях приведены в таблице 2.3
.


Таблица 1.2


Число дней с различными
погодными
явлениями

Явл
-
ие

дождь

снег

туман

гроза


роса

иней

метель

позе
мок

голо
лед

и
з
-
розь

Январь

3

19

3

0

0

15

7

7

2

4

Ф
евр
.

2

15

2

0

0

16

6

5

2

3

Март

5

12

5

0

0,08

20

3

3

1

4

Апрель

8

3

2

0,7

7

10

0,3

1

0,2

0,2

Май

10

0,2

0,2

3

6

0,6

0

0

0

0

Июнь

10

0

0

7

5

0

0

0

0

0

Июль

9

0

0

7

3

0

0

0

0

0

Август

8

0

0,2

4

5

0

0

0

0

0

Сентя
б.

9

0,2

0,5

1

8

1

0

0

0

0

Октяб
.

10

6

1

0

5

10

0,6

0,8

0,1

0,1

Ноябрь

9

13

3

0

0,2

14

2

1

2

2

Декабрь

5

19

3

0

0

13

6

4

4

4

Год

88

88

20

23

39

100

25

33

17

17


16


Среднегодовая
температура

составляет + 4,9 C, среднегодовая
скорость
ветра



3,0 м/с, среднегодовая
влажность воздуха



67 %.

1.4

Учет климатических потерь

электроэнергии

Корректировка с погодными условиями существует для большинства
видов потерь. Уровень электропотребления, определяющий потоки мощности
в ветвях и напряжение в узлах сети, существенно зависит от погодных
условий. Сезонная динамика зримо проявляется в нагрузочных потерях,
расходе электроэнергии на собственные нужды подст
анций и недоучете
электроэнергии. Но в этих случаях зависимость от погодных условий
выражается в основном через один фактор
-

температуру воздуха.

Вместе с тем существуют составляющие потерь, значение которых
определяется не столько температурой, сколько в
идом погоды. К потерям,
зависящим от погодных условий, относятся потери:

-

на корону;

-

от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

Потери на корону, возникают на проводах высоковольтных линий
электропередачи из
-
за большой напряженности электрического п
оля на их
поверхности. Ионизационные процессы у поверхности проводов воздушных
линий при рабочем напряжении возникают в узкой области высокой
напряженности поля при выполнении условия самостоятельности разряда. Эта
форма разряда получила название коронного

по чисто внешнему признаку


слабо светящемуся в темноте голубому ореолу вблизи проводов. Как правило
провода ВЛ выбираются таким образом, чтобы максимальная напряженность
на поверхности провода при наибольшем рабочем напряжении не
превосходила начальной
напряженности коронного разряда. Однако
неровности на поверхности провода, возникающие из
-
за механических
повреждений (заусеницы, царапины), загрязнений (капли смазки, твердые
частицы), осадков (капли дождя росы, снег, изморозь, гололед, иней),
приводят к
местному увеличению напряженности электрического поля. В
результате коронный разряд на проводах воздушных линий возникает при
напряжении, значительно меньшем, чем начальное напряжение
самостоятельного разряда на чистых проводах с неповрежденной
поверхность
ю. Такого типа коронный разряд получил название местного
(местная корона). Специфическая особенность местной короны


случайность числа, формы и размеров образований на поверхности провода,
являющихся источником коронного разряда, исключает возможность стр
огого
математического анализа явления и определения его характеристик
расчетным путем. Это обстоятельство определило необходимость
тщательного экспериментального исследования местной короны на реальных
проводах линий, накопления обширного экспериментальног
о материала.

Образование объемного заряда вблизи поверхности провода и движение
в его поле ионов приводит к потерям энергии. Потери энергии определяются
передачей энергии ускоряемыми полем ионами нейтральным молекулам газа,
т. е. имеют тепловую природу. И
ными словами, образование и перемещение
17


ионов вблизи проводов приводит к нагреву газа, незначительному ввиду
малости плотности тока в газе. Тем не менее перемещение ионов за период
напряжения на расстояние около 1 м в сильном поле провода вызывает
потери,
составляющие десятки киловатт на 1 км длины линии.


1.5

Балансы мощности рассматриваемых районов Актюбинской и
Атырауской областей


1.5
.1
Баланс мощности Актюбинской области


Благодаря богатейшим залежам полезных ископаемых, выгодному
транспортно
-
географическому

положению и большим запасам нефти, в
области сложился крупный межотраслевой и внутриотраслевой комплекс с
выраженной топливно
-
энергетической, металлургической, химической и
нефтехимической, машиностроительной специализацией и рядом
сопутств
ующих производством строительной индустрии и пищевой отрасли.

В структуре электропотребления преобладающей является
промышленность, которая в Актюбинской области представлена основными
наиболее крупными предприятиями АЗФ
(Актюбинский завод ферросплавов),

АРБЗ(Актюбинский

рельсо
-
баллочный завод), (ГПЭС Ю. Каратобе), ТОО
ГТЭС
-
45 (АО СНПС «Актобемунайгаз»).

В связи с увеличением нагрузки в
таблице 1.3 приведены балансы мощностей Актюбинской области.


Таблица 1.
3


Баланс мощности Актюбинской области








1.5.2

Баланс мощности Атырауской области


Атырауская область является одним из промышленно развитых
регионов Республики Казахстан. Базовой отраслью экономики является
нефтедобывающая отрасль

а также развиты энергетическая, лесная и
18


деревообрабатывающая, легкая, пищевая промышленности. Электрическая
энергия в области
вырабатывается

на 2 питающих подстанциях ПС Уральск и
Бейнеу 220/110/10. На ней имеются два автотрансформатора по 125 МВА. К
средней стороне присоединяется электрическая сеть в составе которой 4
вышеперечисленных подстанций. На низкой стороне 10 кВ иметься так же
нагруз
ка. Данная подстанция питается от сети 220 кВ. Данные о
трансформаторах приведены в таблице

1.4


Таблица 1.
5



Параметры трансформаторов

ПС/узла
нагрузки

S
,МВА

f (
угол)

cos (f)

sin (f)

P
,МВт

Q
,МВАр

Количество
и вид тр
-
ра
S
ном

Коэф.
загр

каждого
тр
-
ра

ПС

Уральск

236

22

0,92

0,37

200

126,1

2хАТДЦТ
125000/220

0,82

ПС
Бейнеу

181

22

0,92

0,37

181

4,7

2хАТДЦТ
-
63000/220

0,82


Таблица
1.6



Баланс

мощности Атырауской области



1.6

Постановка задачи

Произведенный анализ балансов мощностей и электроэнергии
показывает: что Актюбинская область является одной из крупных
нефтедобывающих областей и быстрорастущей с точки зрения
энергопотребления. В с
вязи с ростом нагрузок и увеличение
электропотребления в Актюбинской и Атырауской облостях,
а также
открытие крупн
ых нефтяных месторождений и расширение существующих
заводов обосновываю что л
иния Ульке
-
Атырау 500 кВ по
прогнозам закроет
дефицит электроэнергии на ближайшие 30 лет. Также целью постройки линии
Ульке
-
Атырау 500кВ является объединение сетей Западных МЭС с

Северным
Казахстаном через ПС Ульке. Область является дефицитной как по
мощности, так и по электроэнергии.

19


В работе по усилению электрических сетей Актюбинской области 500
кВ необходимо:



произвести электрический расчет нагрузок сети;



выбрать сечение и марку проводов электрических сетей 500 кВ и
автотрансформаторов;



рассчитать режимы работы электрической сети выбранного варианта с
целью проверки загрузки элементов сетей, уточнения уровней напряжения на
шинах подстанций и определени
я потерь;



сделать выводы по работе.


2 Анализ электрических сетей Актюбинских МЭС



2.1 Структура

электрических сетей 500
-
220 кВ

В настоящее время в Актюбинской области почти все населенные
пункты охвачены централизованным электроснабжением Передача
электроэнергии в Актюбинской области осуществляется по электрическим
сетям напряжением 500,220, 110, 35, 10, 6 и 0,38 кВ. Эксплуатацией
электрических сетей 500
-

220 кВ в области занимаются Актюбинские МЭС.

Актюбинские МЭС (Актобе) расположены в Актюбинской

и Западно
-
Казахстанской областях, в

силу своего географического удаления и
отсутствия электрических связей работает изолированно от
НЭС Казахстана.
Уральский энергоузел связан с электрическими сетями филиала «Западные
МЭС». Связь между Актюбинским и Ураль
ским энергоузлом отсутствует.

На данный момент источниками электроэнергии являются
:

-

электростанции Россий
ской Федерации

-
частично электростанции местного значения, такие как Ульке,
Кимперсай, Акжар
-
2, Чилисай, Уральская ТЭЦ, Актюбинская ТЭЦ, Актурбо,
Жа
нажолская ГТЭС и ТЭЦ Алгинского химического завода.

Перечень подстанций и линий электропередач напряжением 500
-
220 кВ
в составе Актюбинских МЭС приведен в таблицах 2.1 и 2.2.









Карта
-
схема существующих электрических сетей напряжением 500
-
220
кВ
приведена на рисунке 2.1.


Таблица 2.1

Перечень и протяженность линий

электропередачи напряжением
500
-
220 кВ в составе Актюбинских МЭС

Наименование

Протяженность, км

Жетикара
-
Ульке


486,68

20


Ульке
-
Актюбинск


40,84

Ульке
-
Чилисай


141,3

Актюбинск


АТЭЦ



3

Ульке
-
Акжар 2


26,4

Актюбинская
-
Акжар 2


13,26

Акжар2
-
Кимперсай


75,54


Таблица 2.2


Перечень подстанций 220
/110

кВ в составе Актюбинских МЭС

Наименование подстанции

Количество и мощность
трансформаторов, ш×МВ∙А


ПС 500/220/35 кВ Ульке

ПС 220/110/10 кВ Актюбинская


3× АТ

167

2 × Т


200

ПС 220/110/35/6 кВ Кимперсай

2 × Т


63

ПС 220/110/10 кВ Акжар 2



2 × Т

200

ПС 220/110/35 кВ Чилисай



2 × Т


63



21





Рисунок 2.1


Карта


схема электрических сетей 500
-
220 кВ

Актюбинских МЭС


В имущественный комплекс Актюбинских МЭС входят высоковольтные
линии электропередачи 500
-
220 кВ в Актюбинской области 5
подстанции
напряжением 220 кВ и 1 напряжением 500 кВ
.

22




Рисунок 2.2 Схема
узлов и параметров сети 500
-
220
-
100 кВ

23




Рисунок

2.3



Карта схемы проектируемого участка


Ульке
-
Атырау 500 кВ


Линия Ульке
-
Атырау по прогнозам будет

проходить в юго
-
западном
направлении Казахстана не затрагивая при этом существующие линии
Актюбинской области 110
-
220 кВ. Как видно по карте к прогнозируемой ПС
Атырау будут подключаться в будущем линии напряжением 220 кВ
усиливающие Атырауский энергоузел
.


2.1
Анализ электрических сетей в Атырауской области


Атырауская

область является одной из крупнейших областей по добычи
нефти. В последующие годы предусматривается развитие комплексных мер
по особым видам нефтегазовых кластеров. Предыдущие года кампанией
«
Agip

KCO
» был реализован проект нового завода по добыче нефти 8
-
ми
млн.тонн нефти и 6.6 млрд м
3

обессеренного газа. Также кампанией ТОО
«Тенгизшевройл» был осуществлен проект строительства завода второго
поколения мощностью 8
-
12 млн тонн нефти и развитие закачки сырого газа.

Баланс мощности по Атырауской области за 20
15
-
2016 гг. складывался с
дефицитом в размере 30
-
70 МВт. Исходя из прогнозного потребления
электроэнергии к 2030 г. дефицит мощности может составить порядка 1200
-
1400 МВт.

А с учетом тех
.
перевооружения оборудования и ввода мощностей на АО
«Атырауская ТЭЦ»

и ввода новых мощностей для покрытия перспективных
электрических нагрузок нефтегазовой отрасли дефицит может составить 200
-
24


300 МВт.


Ниже приведена таблица с электропотреблением и электрическими
нагрузками на Атырауский энергоузел с учетом на перспективу.


Таблица 2
.3
-

Перспективные уровни электропотребления и нагрузки

Наименование

2017
г

2018
г

2019
г

2020
г

2030г

2040г

Электропотребление,
млрд кВт·ч

мин

3.1

3.5

4.5

7.2

8.5

10.5

мах

3.61

4.2

5.0

8.8

9.9

11.8

Максимум
электрической
нагрузки

мин


460

540

670

1070

1200

1450

мах

520

605

730

1180

1390

1680


Дефицит электроэнергии в Атырауской области может расти с учетом
роста и открытия новых крупных промышленных предприятий . Покрытие
дефицита на Атырауском энергоузле

может покрываться также за счет
ближайших ПС такие как : Актауская АЭС, Тургайская ТЭС, ЭГРЭС
-
3,
исходя из прогнозного дальнейшего дефицита мощности на Атырауском
энергоузлу необходима межсистемная связь напряжением 500кВ.

При этом по Атырауской области п
ланируются к вводу следующие
электростанции: ГТЭС
-
3 ЗПВ (ТШО)


240 МВт; ГТЭС Agip KCO (береговая)


270 МВт; ГТЭС Agip KCO (на платформе)


120 МВт.


2
.2

Р
асчет нагрузок

электрической сети Актюбинской
области

2.2.1

Определение мощности потребителей и расчет максимальных
нагрузок


Для определения мощности потребителе
й и расчета максимальных
нагрузок

рассматриваемой схемы составлена упрощенная конфигурация

исследуемой электрической сети представленной на рисунке 2.1.




Рисунок 2.4



Упрощенная конфигурация исследуемой
электрической
сети





25



Активные
нагрузки для подробного расчета и проектирования
Актюбинской и

Атырауской области представлены в таблице 2
.1


Таблица
2.4
-

Нагрузки подстанций


Загрузка ВЛ 500
-
220 кВ

Нагрузка





Ульке


Актюбинская


Атырау

Р,МВт



300

140

260


В целях выравнивания напряжения и снижения
потерь мощности в сетях
и обеспечиваемого качества
напряжения, со стороны энергосистемы
накладываются определенные ограничения на величину потребляемой
реактивной мощности в узлах нагрузки, т.е потребители обязаны на месте
вырабатывать ( компенсировать) часть необходимой мощности. С целью
упрощения расчето
в, реактивную мощность, потребляемую из энергосистемы
в режиме максимальных нагрузок, рекомендуется принимать равной:






Q
э
=(0.15
-
0.3)
P
мак
;


(2.1)




Q
э
=0
.
2
P
мак
.

(
2
.2)


т.е

коэффициент реактивной мощности на шинах высшего напряж
ении
подстанций будет равен tgφ
э
=0.2,что соответствует зн
ачению реактивной
мощности cosφ
э
=0.95.

По известному cosφ
н
=0.9 определяем коэффициент реактивный
мощности нагрузок по формуле:


φ=
arccos
0.9=26.23радиан


Тогда соответствующему значению пункта (2.2) коэффициент
реактивной мощности

принимается tgφ
н

= 0.48.

Необходимая мощность компенсирующего устройства находится по
выражению, МВАр:


Q
ky
(
tg
φ
1
M
tg
φ
2
)
P
мак
,











































(2.3)


где Рмак


максимум нагрузки узла;


tgφ
н



нормативный коэффициент реактивной мощности сети;


tgφ
э


нормативный коэффициент реактивной мощности
энергосистемы.


Тогда согласно пункту (2.3) необходимая мощность компенсирующего
устр
ойства каждого узла будет равна
:


Q
ky(1)
=300
(
0.48
-
0.2
)
=84

МВар
;

26




Q
ky
(
2
)
= 140
(
0.48
-
0.2
)
=39,2

МВар
;






Q
ky
(
3
)
=260
(
0.48
-
0.2
)
=73

M
Вар
.


Реактивная мощность

потребляемая с шин низкого напряжения равна





Q
pi
=
Q
i
-
Q
kyi





(2.4)


Q
i
=
P
мак
·
tg
φ
i



























































(2.5)


Тогда
нормативный коэффициент каждого узла согласно пункту (2.5)
будет рассчитываться:


Q
i
=300·0.48=144
МВар
;



Q
2
=140·0,48=67,2
M
Вар
;



Q
3
=260·0,48=125


M
Вар
.


Тогда согласно пункту (2.4)

расчетные реактивные нагрузки будут
определяться:



Q
p1
=144
-
84=60

M
Вар
;



Q
p2
=67,2
-
39,2=28

МВар
;



Q
p
3
=125
-
73=52

МВар
.


По полученным данным можно
записать полную мощность каждого
узла, МВА:



S
2
=

P
i
2
+
j
Q
i
2

,





(2.6)


где Рi


активная нагрузка подстанции каждого узла;


Qi



реактивная нагрузка подстанции каждого узла.


Тогда согласно пунту 2.6
:



S
2
=

300
2
+
j
60
2
=
305,94

МВА
;

27




S
3
=

140
2
+j
28
2
=
142,77

МВА
;





S
4
=

260
2
+j
52
2
=
265,14

МВА
.


Найдем мощность на участке
S
3
-
3
:



S
3
-
3
=
S
3
=140+j28=
142,77
.


Найдем мощность на участке
S
4
-
4
:



S
4
M
4
=
S
4
=260+
j
52=265,14
.


Перетоки мощностей на головном участке:


S
1
M
2
=
S
2
+
S
3
+
S
4
=300+j60+140+j28+260+j52
=



700+j140=713,86

МВ
А
.


Окончательный расчет нагрузок электрической сети Актюбинской и
Атырауской области приведен в таблице 2.2
.


Таблица 2.
2
-

Окончательный расчет нагрузок


Загрузка ВЛ 500
-
220 кВ

Нагрузка


Ульке


Актюбинская



Атырау

Р,МВт

300+
j60

140+j28

260+j52


2.2
.2

Выбор сечения проводов

Выбор сечения проводов произведен по экономической плотности тока.
Получен
ные данные заносим в таблицу 2.6
. Токи на
участках сети на
одноцепной линии определяются по формуле (2.7):


I
n
M
m
=
S
n
M
m

3
·
U
ном
cos
φ
n

,














































(2.7)


г
де
S
n
-
m

мощность на участке
n
-
m
;


U
нои



напряжение на участке сети
.


Ток на участке 2
-
4

равен:


28


I
2
M
4
=
713.86

3
·500·0,9
=0,916=916 А
.


В конечном итоге расчета по выбору сечение провода для
дальнейшего
расчета режимов электрич
еских сетей сводим в таблицу 2.6
.


Таблица 2.6
-

Характеристика участка Ульке
-
Атырау


уч
-
к

Марка
провода

l,
км

I
р
, А

r
0
,

O
м/км

x
0
,

Ом/км

b
0
,

См/км

Передаваемая
мощность,
МВт

I
доп,

А

2
-
4

АС
-
300
/66

460

9
16

0.
098

0.
429

2.64

350

680


2
.2
.3 Выбор мощности и числа однофазных автотрансформаторов

Мощность трансформатора выбирается по следующей

формуле:


S
т
=
S
нагр
1.4
.

(2.8)


Тогда согласно пункту (
2.
8
)
:


S
т
=
300
1,4
=214.28 МВА
.


Выбираю автотрансформатор АОДЦТН 3·167000/500/220


Таблица 2.7
-

Параметры автотрансформатора

№,
узла

S
нагр

МВА

Тип
трансформатора

¨
U
k
,
%

¨
P
кз,
кВт

¨
P
хх,
кВт

¨
Q
хх,

кВт

R
тр,

кВт

X
тр,
Ом

4

321

3хАОДЦТН
-
167000/500/220

11

325

125

2004

0,58

61,1



Рассчитанные мощности, расчетные
то
ки, представлены в таблице 2.8

с
учетом перспективного роста нагрузок до 2030 г. данного участка
электрической сети.






Таблица 2.8
-

Данные по выбору проводов с учетом роста нагрузок до 2030
года данного участка сети

Н
аименование

201
7

2020

2025

2030

АС
-
300
/66





29


S
2
-
4
, МВт


7
13.86

739

770

8
00

Передаваемая
мощность,
МВт

350

350

350

350

I
р
, А

9
16

939

957

989

I
доп
, А

68
0

68
0

68
0

68
0



3.
Развитие электрической сети Актюбинской и Атырауской

области
строительством линии Ульке
-
Атырау 500 кВ



Выполним расчет проектируемой электрической сети 500 кВ
Актюбинской и Аты
рауской области.

Для анализа расчета электрических
режимов в сетях с целью проверки загрузки элементов сети
.

Расчеты проводились
по трем основным режимам: максимальный,
минимальный и
послеаварийный
. При максимальном режиме в узлах схемы
Кимперсай, Актобе
-
110
, АТЭЦ
-
110, Акжар
-
2
, Чилисай,

Кульсары и Атырау

нагрузка увеличивалась на 30% от нормального режима, а в минимальном

снизилась на 30%. Данные по расчетам сведены в таблицы

30




Рисунок 3
.1
-

Схема электрических
соединении

На
понизительной подстанции «Актюбинская» 220/110/10 кВ
установлены 2 автотрансформатора типа
АТДЦТН
-
200000/220/110, а на
31


подстанции
Кимперсай 220/110/35/6 кВ
-

2 автотрансформатора типа
АТДЦТН
-
63000/220/110.

Паспортные данные автотрансфор
маторов
приведены в таблице 3.1
.


Таблица

3.1
-

Паспортные данные автотрансформаторов

Тип
автотрансформатора

, кВт

, кВт

, кВ

, В


АТДЦТН
-
200000/220/110

430

125

230

233

1,0

АТДЦТН
-
63000/220/110

102,6

37,9

230

235

1,0


Выбор числа трансформаторов
(автотрансформаторов) зависит от
требования надежности электроснабжения питающихся подстанций
потребителей и является технико
-
экономической задачей. В проекте выбор
числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях
рассматривается с общих позиций
и режимы их работы детально не
прорабатываются.

Количество и тип автотрансформаторов установленные на
ПС «Актюбинская» и «Кимперсай» являются целесообразными по
использованию.



4.
Расчет параметров и режимов

работы

Актюбинской энергосети




Рисунок
4.1
-

Расчетная

схема замещения участка 500
-
220 кВ

Так линия Ульке
-
Атырау
является больше 350 км поэтому в данной
работе я учитываю поправочный коэффициент или коэффициент рассеивания
при определении емкостной проводимости, а также индуктивных и активных
со
противлений самой линии.

32



K
p
=1
M
L
2
3
·
x
0
·
b
0
;


K
x
=1
M
L
2
6
·
x
0
·
b
0
;


K
b
=1
M
L
2
12
·
x
0
·
b
0
.


где

L

-

длина линии, км;



x
0
-

индуктивное сопротивление линии



b
0
-

емкостная проводимость линии


Коэффициенты рассеивания согласно вышеперечисленным формулам
равны:

K
p
=1
M
460
2
3
·0,429·2,64·
10
M
6
=0,920
;


K
x
=1
M
460
2
6
·0,429·2,64·
10
M
6
=0,960
;


K
b
=1
M
460
2
12
·0,429·2,64·
10
M
6
=0,980
.


Основные параметры линии находятся по выражению:


R
2
M
4
=
r
0
·l·
K
p
n
;


X
2
M
4
=
x
0
·l·
K
x
n
;



B
2
M
4
=
b
0
·
l
·
K
b
2
·
n
.


где
r
0
-

активное сопротивление в
линии;



n
-

количество цепей.


Итоговый расчет при нахождений параметров ВЛ 500 кВ приведены
ниже на участке 2
-
4
.


R
2
M
4
=
0,098·460·0,920
1
=41,473 Ом
;

33



X
2
M
4
=
0,429·460·0,960
1
=189,44 Ом
;


B
2
M
4
=
2,64·460·0,980
1
=1190,122 Ом
.


Подготовка данных по
сопротивлениям по автотран
сформатору
приведены в таблице 4
.1
.


Таблица 4
.1
-

Параметры сопротивлений автотрансформаторов



Тип

трансформатора


Расчетные данные (на три фазы)



R
тр
, Ом


X
тр
, Ом

В
Н

С
Н

Н
Н

В
Н

С
Н

Н
Н

3хАОДЦТ
-

167000/500/220

0,
58

61,
1

2,
7

61,
1

0

113,
5



Сопротивление автотрансформаторов находятся по выражению:


R
тр
i
=
R
тр
n
,

(4.1)


X
тр
i
=
X
тр
n

,































































(4.2)


где
n
-

количество автотрансформаторов


Тогда из выше
перечисленных выражений (4.1
-
4.2
) считаю
сопротивления автотрансформатора на участке цепи:


R
вн
=
0,58
3
=0,2 Ом,


X
вн
=
61,1
3
=20,4 Ом,


R
сн
=
0,39
3
=0,13 Ом,


X
сн
=
0
3
=0 Ом,


R
нн
=
2,7
3
=0,9 Ом,


34


X
нн
=
113,5
3
=37,8 Ом
.


Таблица 4
.2
-

Основные параметры новой линии Ульке
-
Атырау


Участок


2
-
4

R
, Ом

41,473

X
, Ом

189,44

B
, см

1090,122


5.

Расчет исходного режима

Актюбинской и Атырауской области



Расчет производится для существующих на данный
момент нагрузок, с
параметрами существующей линии. Данные для расчета режима приведены в
таблицах

5.1
-
5.4, графика 5
.5;






Рисунок 5
.1



Сведения об узлах


На рисунке 5.1
представлено 22 узла из них 3 узла под напряжением
500кВ, 9 узлов под напряжением 220, 3 узла под напряжением 110, 1 узел под
напряжением 115, 3 узла под напряжением 35 кВ, 2 узла под напряжением 10
кВ
. За базу принят узел «Жетикара». Узел «Ульке» представ
лен как генерация
активной и реактивной мощности, также в данном регионе помимо ПС
«Ульке» за генерацию берется «Актобе
-
ТЭЦ»



35






Рисунок 5
.2
-

Сведения о ветвях


На рисунке 5.2 представлена 21 ветвь из них 6 ЛЭП и 15

трансформаторных ветвей.







Рисунок 5
.3
-

Сведения о напряжении


На рисунке 5.3 показаны отклонения напряжения, отклонения
напряжение в исходном режиме находятся в допустимых нормах.










Рисунок 5
.4
-

Сведения о потерях


36


На рисунке 5.4 ясно видно что потери составляют 5.33 МВт это 1.81% от
полной передаваемой мощности. Из 5.33% потери на Л
ЭП составляют 4.86% и
потери в
трансформаторе составляют 0.47%




37





Рисунок 5
.5
-

Потокораспределение

существующей сети на данный момент


38


На рисунке 5.5
-

Показана графика без учета линии Ульке
-
Атырау. На
ПС Ульке поставлен шунтирующий реактор. Переток мощности от Ульк
е 500
на подстанции 220 кВ Актюбинского

региона составляет 289 МВт
.


Для регулирования потоков реактивной мощности используются
шунтирующие реакторы. Реакторы включены между фазами линии и землей и
компенсируют емкости линии. При передаче активной мощности напряжение
в конце линии может быть равно напряжению в начале , но в промежуточных
точках оно будет повышенным от обоих концов
линии к середине будут
стекаться емкостные токи. Повышенное напряжение может быть опасным для
изоляции линии и присоединенного оборудования , емконстные токи вызыют
потери энергии. Включение шунтирующих реакторов устраняет эти
недостатки благодаря компенса
ции емкости линии. Для устойчивости режима
на ПС Ульке 500 кВ были включены шунтирующие реакторы мощностью 60
МВт

для компенсации реактивной мощно
сти. Со строительством
в будущем
ПС Атырау 500 кВ и отк
рытием данной ПС
на данной подстанции будут
стоять ана
логичные реакторы
так как реакторы мощностью 60 МВт покроют
дефицит реактивной мощности в регионе и подойдут по классу напряжения
данной новой подстанции
.



Таблица 5
-

Выбор реакторов

Наименование
объекта

Наименование
оборудования

Тип
оборудования

Кол
-
во

мощность

Ед.измер.

ПС Ульке

Реакторы

РОМ
60000/500
-
У1

3 фазы

60000

кВАР

ПС Атырау

Реакторы

РОМ
-
60000/500
-
У1

3фазы

60000

кВАР


5
.1 Максимальный режим электрической сети

В этом режиме базовое напряжение эн
ергосистемы принимается как
1.04
·
U
ном
.
Результаты

максимального режима пр
едставлены на рисунке

5.1.1
-
5
.1
.4
.


39





Рисунок 5.1.1
-

Сведения об узлах


На рисунке 5.1.1 представлен 31 узел. Из них 5
-
500 кВ, 12
-
220 кВ, 8
-
110
кВ, 4
-
35кВ, 2
-
10кВ. 22 узел является
генерируемым узлом (Актобе
-
ТЭЦ), 29
узел
-
(Атырау
-
ТЭЦ) и 32 узел является ответ
влением
от Актобе
-
ТЭЦ на
котором установлены генераторы.


40






Рисунок 5.1.2
-

Сведения о ветвях


На рисунке 5.1.2 представлено 12 ЛЭП и 19 трансформаторных
ветвей.






Рисунок 5
.1
.3
-

Сведения об отклонениях напряжения


На рисунке 5.1.3 показаны отклонения напряжения, как показано на
рисунке в узле №20 вместо фактического напряжения в 35кВ работает
действительное в 32.89 кВ ,

отклонение составляет 6%.




41






Рисунок 5.1.4
-

Сведения о потерях в линии


На рисунке 5.1.4 представлены потери в линии при максимальных
нагрузках
. Всего потери составляют 30.99 МВт

это 6.5% от полной
переда
ваемой мощности в 470
МВт. Из них потери в ЛЭП составляют 30 МВт
и потери на трансформаторе 0.99 МВт.




42




Рисунок 5
.1
.5
-

Потораспределение

максимального режима

43


На рисунке 5.1.5 показана графика схемы Актюбинской области и
проектируемая Ульке
-
Атырау находящаяся под максимальными нагрузками.


Линия 500 кВ представлена красным цветом.

На ПС Ульке из Жетикары

транспортируется 456 МВт, ПС Ульке распределяет 209МВт на линию 500 кВ
в Атырау и 246 МВт на понижающие подстанции региона 220 кВ.


5
.2 Минимальный режим электрической сети

В режиме минимальных нагрузок за счет сезонного снижения
потребления активной и реактивной мощностей в узлах нагрузки основные
сети энергосистемы разгружаются, а доля генерируемой линиями реактивной
мощности в общем балансе увеличивается. Избыток реактивно
й мощности не
находит своих потребителей и поэтому частично поглощается генераторами
электростанций. Снижается э. д. с. генераторов, а вместе с нею предел
передаваемой мощности и запас устойчивости. Кроме того, циркуляция
реактивных потоков мощности по сет
и вызывает дополнительные потери
активной мощности и энергии.

В минимальном режиме электрической сети базовое напряжение
принимается как
1.0
U
ном
, уменьшение нагрузки на 30%. Расчеты

приведены на
рисунках 5.2.1
-
5.2.5
.





Рисунок 5
.
2.1
-

Сведения о узлах в минимального режиме



44


На рисунке 5.2.1
-

представлен 31 узел из них: 5 узлов напряжением
500кВ, 12 узлов
-

220 кВ, 7 узлов
-

110кВ, 1 узел
-

115кВ,

4 узла
-

35 кВ, 2 узла
-

10кВ. Узел №2, №22, №29, №32 являются генерируемыми узлами.





Рисунок 5.2.2
-

Сведения о ветвях минимального режима


На рисунке 5.2.2 представлено 12 ЛЭП и 19 трансформаторных ветвей.





Рисунок 5.2.3
-

Сведения о напряжениях в минимальном режиме


На рисунке 5.2.3
-

Представлены
отклонения напряжения, в
минимальном режиме отклонения напряжения в допустимых нормах.



45





Рисунок 5.2.4
-

Сведения о потерях в линии


На рисунке 5.2.4 представлены потери в минимальном режиме и
составляют 10.51 МВт из них потери в ЛЭП
составляют 10.33 МВт и потери в

трансформаторе 0.18 МВт.




46





Рисунок 5.2.5
-

Потокораспределение
минимального режим

47



На рисунке 5.2.5 представлена графика с существующими линиями
исходящая от узла №3 и проектируемая в данной работе линия Ульке
-
Атырау.
Пере
даваемая мощность на линию Атырау

данном минимальном режиме
соответственно м
ала и равна

127 МВт.



5
.3 Послеаварийный режим электрической сети

( отключен узел №
29)


В данном режиме
проверяю сеть Актюбинскую и Атыраускую область

без учета Атырау
-
ТЭЦ.

В данном режиме отключена Атырау
-
ТЭЦ которая
вырабатывала активную и реактивную мощность в связи со случившимся
дефицитом реактивной мощности для того чтобы режим остался устойчивым
в послеаварийном режиме снижаю

нагрузки на атырауский энергоузел

для
сохранения баланса
.

Сведения приведены на рисунках
5.3.1
-
5.
3.
5
.





Рисунок 5.
3.
1
-

Сведения о узлах в послеаварийном режиме


На рисунке 5.3.1 представлен 31 энергоузел из них :

5 узлов
напряжением 500кВ, 12 узлов
-

220 кВ, 7 узлов
-

110кВ, 1 узел
-

115кВ, 4 узла
-


48


35 кВ, 2 узла
-

10кВ. Узел №2, №22, №32 являются генерируемыми узлами.
Узел №29 (Атырау
-
ТЭЦ) отключен проверяется режим без данной ТЭЦ.






Рисунок 5.
3.2
-

Св
едения о узлах в послеаварийном режиме


На рисунке 5.3.2 представлено 12 ЛЭП и 19 трансформаторных ветвей.
Линия 29
-
30 (Атырау ТЭЦ
-
Атырау 110) отключена.





Рисунок 5.3.3
-

Сведения о напряжении в послеаварийном режиме


На рисунке
5.3.3 представлены сведения о напряжении, отклонение
напряжения в узле №20 составляет 5.13% из номинального 35 кВ в узле
действует фактическое 33.20кВ , а также в узле 23 из номинального 500 кВ
действует фактическое 527.88 что составляет 5.58%.



49





Рисунок 5.3
.4
-

Сведения о потерях в линии


На рисунке 5.3.4 представлены потери в послеаварийном режиме
составляют 17.31 МВт из них по
тери в ЛЭП 16.79 МВт и потери в

трансформаторе 0.53МВт
.




50





Рисунок 5.3.5
-

Потокораспределение
послеаварийного режима




51

Продолжение рисунка
5.3.5





52


Н
а рисунке 5.3.5 показана графика существующих линий исходящих от
узла №3 и проектируемая Ульке
-
Атырау. От узла №2 Ульке в линию Атырау
поступает 155 МВт и распределяется по Атыраускому энергоузлу и 184 МВт
распределяется по Актюбинскому энергоузлу.






6
Выбор электрического оборудования и опор


В данной своей работе по усилению Актюбинского энергоузла я
расчитываю расстояние между ПС Ульке до проектируемой ПС Атырау.
Приблизительное расстояние составило 460 км. На всем участке линии
ставятся с больщим преобладанием промежуточные опоры, а также у
гловые
-
анкерные. Промежуточные опоры предназначены в основном для
поддержания кабеля и тросов и не расчитаны на нагрузки проходящие вдоль
трассы. В данной своей работе я предпологаю что будут ставиться
промежуточные опоры 80% из 100% так как линия идет в м
естности
преобладающая равнниной низменностью. Предпологаю что линия Ульке
-
Атырау будет строится из стальных промежуточных опор из гнутых
многогранных стоек типа 2МП500
-

.


Таблица
6.
1
-

Характеристика опоры



№ п/п

Наименование параметра

Тип опоры

1

Климатические
условия по
ПУЭ

Район по
ветру



II

2

Район по
гололеду



II

3

Марка провода


3·АС
-
300/66

4

Марка грозозащитного троса

ТК 11

5



Пролеты,м

Габаритные

415

6

Весовые

515

7

Ветровые

415

8

Марка опоры с цинковым
покрытием,
кг

10465

9

Марка стали

С 345

10

Кол
-
во элементов для
монтажа

37





53


Таблица

6.
2
-

Стоймость монтажа опор


№ п/п

Наименование
параметра



Тип опоры

1

Масса
опоры с
цинковым покрытием,
кг



2МП500
-


2

Марка стали



С345

3

Стоймость опоры в
цене



10.000.000

5

Продолжительность
монтажа, чел.смены



1.4


Сроки строительства ВЛ многогранных опор занимают по времени
намного меньше сроков чем остальные виды опор. Многогранные опоры
менее трудозатратны, а также просты в установке так
как имеют небольшое
колличество сброчных элементов. Многогранные опоры имеют такие
свойства как долговечность и ремонтоспсобность. Долговечность
многогранных опор колеблиться в пределах 50 лет. Также многогранные
опоры имеют лучше статистику по катасрофам
чем традиционные
металлические. По ремонтопригодности также превосходит традиционные
металлические так как ремонт проходит в менее сжатые сроки чем на
металлических. Каждый километр линии должен строиться с учетом рельефа
местности и климата региона. Много
гранные опоры используют в качестве
строительства новых опор а также реконструкции старых ЛЭП.

Расположение проводов на опоре


треугольное. Высота крепления
гирлянд нижних проводов равна 18 м, что на основании расчета провода
марки АС 300/66 при заданных
климатических условиях соответствует
габаритному пролету длиной 300м. Ветровой пролет принимаем равным
габаритному
lветр=lгаб
=
300м, а весовой пролет
lвес
=
1.25
lгаб
= 375 м. В
качестве промежуточных опор рассматривались стальные опоры. Трасса
Ульке
-
Атырау
будет проходит в регионе со сложными климатическими
условиями, на данном участке скорость ветра составляет временами (
V
=25
м/с), а гололедные отложения (В=13 мм)


54






Рисунок 6.1
-

Геометрическая схема опоры 2МП500
-




6.1
Изоляция и
прилагающее оборудование

На участке Ульке
-
Атырау будут преобладать в основном стеклянные
изоляторы изготовленные из закаленного стекла (стеатита), а также на участке
будут соединительные оборудования такие как зажимы, серьги,
виброгасители.
Натяжная одноце
пная изолирующая подвеска
провода
показана на рисунке 6.1
.
1

Поддерживающая одноцепная изолирующая
подвеска
провода показана на рисунке 6.1.2



55





Рисунок

6.2

-

Натяжная одноцепная изолирующая подвеска провода


56





Рисунок
6.3
-

Поддерживающая
одноцепная изолирующая подвеска
провода


6.
2

Провод

В данной дипломной работе по усилению Актюбинского энергоузла

был
принят провод марки АС
-
300/66. Подвеска провода была выполнена на глухих
зажимах типа ПГ
-
3
-
13. На анкерно
-
угловых опорах провод крепился на
натяжных прессуемых зажимах типа НЗ
-
2
-
7. На преобладающем участке где
расположены в основном промежуточные опор
ы соединение проводов
осуществлялось за счет соединительных зажимов типа СОАС
-
150
-
3, а на
анкерно
-
угловых опорах шлейфными зажимами типа ША
-
120
-
150. Защита
линии Атырау
-
Ульке от прямых ударов молнии осуществляется
грозозащитным тросом
.


6.3

Фундамент для у
становки опор для ВЛ 500кВ

На участке Атырау
-
Ульке используются стальные опоры которые будут
осуществляться из углеродистой стали для строительных конструкций по
ГОСТ 27772
-
88 для листового и фасонного проката в соответствии со СНиП
РК 5.04
-
23
-
2002.


57


Фунд
аменты под анкерно
-
угловые опоры приняты с наклонными
стойками типов Ф3
-
АМР и Ф4
-
4

Учитывая сильную сульфатную агрессивность грунтов и грунтовых вод,
пректом предусматривается применение сульфатостойкого цемента для

фундаментов на ВЛ 500 кВ.

Расположение

грунтовых вод находится на
большой глубине, что улучшает условия устройства фундаментов. Глина,
залегающая в зоне промерзания является пучинистым грунтом, поэтому
глубина заложения фундаментов опор должна быть принята не менее
расчетной глубины промерзан
ия глины. При производстве работ в зимнее
время необходимо предохранение основания от промерзания.



Рисунок
6.4
-

фундамент под анкерно
-
угловую опору


58





Рисунок
6.5

-

фундамент под промежуточную опору.

















59


7
Безопасность
жизнедеятельности

7
.1 Анализ условий труда

Дипломная работа посвящается усилению Актюбинского энергоузла
путем строительства новой линии 500 кВ Атырау
-
Актобе. На данный
момент ПС Ульке существует и расширение ПС не предусмотрено, а ПС
Атырау 500 кВ в проек
те на 2020 год.
Нормы производственного
микроклимата установлены в СНиП РК 4.02
-
42
-
2006 «Гигиенические
требования к микроклимату производственных помещений» и ССБТ ГОСТ
12.1.005
-
88 «Общие санитарно
-
гигиенические требования к воздуху рабочей
зоны».
На ПС
Ульке и Атырау должны быть предусмотрены следующие
нормы
по ГОСТ 12.1.005: температура воздуха 22
-

24 °С, относительная
влажность воздуха 40
-

60 % и скорость движения воздуха 0,1 м/с, тепловое
излучение


140 Вт/ м2.

При производстве и работе под напряже
нием необходимо использовать
инвентарные ограждения. По требования ТБ на ПС необходима регулярная
чистка электрооборудования, а также в зимние время года чистка от снега по
ОРУ на ПС. Для защиты персонала от прямых ударов тока используется
следующие методы

как заземление металлоконструкций , эксплуатационный
инвентарь.

Для предотвращения пожаров практикуются следующие методы:

-
прокладка кабеля проходит в траншеях и наземных лотках

-
при выводе трансформатора из работы может случиться утечка масла
что приведе
т к пожару для таких случаев предусмотрены специальные масло
отводы из асбоцементных труб

Для эксплуатационного персонала осуществляюший ремонт и монтаж
линии предусмотерны специальные помещения

Диспетчерская имеет размеры 8х7х4. В помещении имеется 2 о
кна
площадь каждого


3 м2. Система освещение выполнена люминесцентными
лампами мощностью 51Вт. Диспетчерская комната находится в одноэтажном
здании. Работа диспетчера заключается в наблюдении технологического
процесса через монитор. Работа диспетчера по
физической нагрузки
относится к легкой категории. Данные параметры определяют самочувствие
персонала в диспетчерской. Новейшие аспирационные системы должны
обеспечивать полную очистку воздуха, быть бесшумными, не занимать
большую площадь на ПС. Мебель и об
орудования персонала устанавливаются
так чтобы не препятствовать персоналу покидать рабочие места в случае
эвакуации.


На трансформаторной подстанции особое внимание уделяют
следующим документациям по пожарной безопасности: общая инструкция о
мерах пожарной безопасности на предприятии; инструкция по пожарной
безопасности в цехах, лабораториях, мастерских, складах и т.п.;
инструкция
по обслуживанию установок пожаротушения; инструкция по обслуживанию

60


установок пожарной сигнализации; план пожаротушения; планы и графики
проведения противопожарных тренировок, обучения и проверки знаний
персонала, технического надзора за система
ми пожарной защиты, а также
другая документация в соответствии с требованиями ПТЭ; разрабатываемые
на энергетических предприятиях инструкции по пожарной безопасности и
другие документы должны основываться на действующих правилах и
инструкциях и находиться
в соответствующих структурных подразделениях.
Один экземпляр общей инструкции о мерах пожарной безопасности,
оперативный план пожаротушения и карточки пожаротушения должны
находиться на главном (центральном) щите управления предприятия.


7
.2
Анализ
опасности поражения электрическим током в
электрических сетях


Все случаи поражения человека током в результате электрического
удара являются следствием прикосновения человека не менее чем к двум
точкам электрической цепи, между которыми существует некотор
ое
напряжение. Опасность такого прикосновения, оцениваемая, как известно,
значением тока, проходящего через тело человека
,
или напряжением,
под которым оказывается человек, т. е. напряжением прикосновения
,
зависит от ряда факторов: схемы включения человека в электрическую
цепь, напряжения сети, схемы самой сети, режима ее нейтрали, степени
изоляции токоведущих частей от земли, а также от значения емкости
токоведущих частей относительно земли и т. п.

Таким образом, указанная опасность не является однозначной: в
одних случаях включение человека в цепь будет сопровождаться
прохождением через него малых
токов и окажется неопасным, в других
-

токи могут достигать больших значений, способных вызвать смертел
ьное
поражение человека. Здесь рассматриваются несколько схем
электрических сетей с различными режимами нейтрали и определяются
зависимость опасности включения человека в электрическую цепь,

т. е.
напряжения прикосновения и тока через человека, от перечисл
енных
факторов. Эти зависимости необходимо знать при оценке той или иной
сети по условиям техники безопасности, при выборе и расчете
соответствующих мер защиты и, в частности, заземления, зануления,
защитного отключения, устройств контроля изоляции сети и
пр.

Схемы включения человека в цепь тока могут быть

различными.

Однако наиболее характерными являются две схемы включения:
между двумя фазами электрической сети и между одной фазой и землей.

Разумеется, во втором случае предполагается наличие электрической

связи между сетью и землей. Такая связь может быть обусловлена
несовершенством изоляции проводов относительно земли, наличием

61


емкости между проводами и землей и наконец, заземлением нейтрали
источника тока, питающего данную сеть.

Двухфазное прикосновение,

как правило, более опасно, поскольку к
телу человека прикладывается наибольшее в данной сети напряжение
-

линейное, а ток, проходящий через человека, оказываясь независимым от
схемы сети, режима ее нейтрали и других факторов, имеет наибольшее
значение:


I
h
=
U
л
R
h
=
U
ф

3
R
h





















































(7.1)


где

U
л
-

линейное напряжение В;

U
ф
-

фаз
ное напряжение В;

R
h

-
сопротивление тела человека
Ом.


Случаи двухфазного прикосновения происходят
очень редко. Они
являются, как правило, результатом
работы под напряжением в
электроустановках до
1000 В
-

на щитах, сборках, на воздушных линиях
(на
пример, при замене сгоревшего предохранителя на вво
де в здание) и т.п.;
применения неисправных индивиду
альн
ых защитных средств
-

диэлектрических перчаток
с проколами или разрывами резины, монтерского
инстру
мента с поврежденной изоляцией рукояток и пр.; эксплу
атации
оборудования с неогражденными, голыми токоведущими частями (открытые
рубильники, поврежденные
штепсельные розетки, провод с поврежденной
изоляци
ей, незащищенные зажимы сварочных трансформаторов
и т. п.).

Однофазное
прикосновение является
, как
правило, менее опасным,
чем двухфазное, поскольку ток,
проходя через человека, ограничивается
влиянием мно
г
их факторов. Однако однофазное прикосновение возникает во
много раз чаще.

Проведем анализ опасности трехфазных электрических сетей с
заземленной нейтралью.

Трехфазные сети с заземленной нейтралью обладают малым
сопротивлением между нейтралью

и землей (практически оно равно
сопротивлению рабочего заземления нулевой точки трансформатора

или
генератора).
Напряжение любой фазы исправной сети, относительно земли
равно фазному напряжению, и ток через человека. прикоснув
шегося к одной
из фаз (рисуно
к 7
.1, а), определится выражением:


I
h
=
U
h
(
R
h
+
R
0
)

, (7.2)


где

R
0
-

сопротивление рабочего заземления нейтрали.



62


Пренебрегая сопротивлением рабочего заземления нейтрали (
R
0
10
,Ом)
по сравнению с
сопротивлением цепи человека, можно записать:



I
h
=
U
ф
R
h

, (7.3)


При дву
хфазном прикосновении (рисунке 7
.1) человек попадает под
линейное напряжение и ток через человека равен:


I
h
=
U
л
R
h

,

(7.4)


В аварийном режиме (рисунок 7
.1, в), когда одна из фаз сети замкнута
на землю, происходит перераспределение напряжения и напряжения
исправных фаз по отношению к земле отличны от фазного
напряжения сети.
Прикасаясь к исправной фазе, человек попадает под напряжение

U
h
, которое
больше фазного, но меньше линейного, и ток, проходящий через человека
равен:


I
h
=
U
x
R
h
, (7.5)




Рисунок 7
.1
-

Опасность трехфазных электрических цепей с

заземленной нейтралью


Таким образом, прикосновение к исправной фазе при замыкании другой
фазы на землю опаснее, чем прикосновение в фазе в нормальном режиме
работы трехфазной сети с заземленной нейтралью, а
наиболее опасно
двухфазное прикосновение.

Рассмотрим пример прикосновения человека к фазному проводу
трех
фазной сети 220 кВ с заземленной нейтралью.
Определить ток
I
h
,
проходящий через человека, если
r
0

= 4 Ом;
R
h
= 1000 Ом;

r
1
=
r
2
=
r
3
=
10 кОм;



63


Решение:

Поскольку полные сопротивления каждой фазы и ну
левого провода
весьма малы по сравнению с сопротивлением цепи человека
принимаем, что
r
1
=
r
2
=
r
3
=
0 и
r
0
= 0
.

Следовательно,
мы вправе применить выражение (7
.3).

Тогда ток через человека:


I
h
=
220·
10
3

3
·1000
·127,017


Если человек попал под двухфазное

напряжение, тогда по формуле
(7
.4):


I
h
=
220·
10
3
1000
=220
A


Таким образом,
двухфазное прикосновение человека
более опасно,
чем однофазное
.

В процессе эксплуатации электроустановок нередко возникают условия,
при которых
даже самое совершенное конструктивное исполнение установок
не обеспечивает безопасности рабочего, поэтому требуется применение
специальных средств защиты


приборов, аппаратов, переносных
приспособлений и устройств служащих для защиты персонала. К ним
отно
сятся:

1.

электрозащитные средства (перчатки,

изолирующие штанги,

и
.т.д)


2.

электроизмерительные клещи, указатели напряжения,
диэлектрические галоши и ковры, изолирующие подставки и т.п.)

В частности, с помощью этих средств обеспечивается безопасность
работающего персонала.


7
.3 Меры безопасности при пофазном ремонте воздушных линий
электропередач


7
.3.1 Особенности пофазного ремонта



В нашей стране нашел применение так называемый пофазный

ремонт
воздушных линий электропередачи, т.е. ремонт отключенной фазы, в то время
как две другие фазы остаются в работе и обеспечивают электроснабжение
потребителей. Таким образом выполняют различные виды работ как на ВЛ,
так и на подстанциях, в том числе
ремонт и замену опор, проводов,
выключателей и оборудования, а так же ревизии и профилактические
испытания. Работы выдут обычными способами, т.е. так же, как при
отключении всех трех фаз линии, но лишь на одной (отключенной) фазе.


64


При пофазном

ремонте персонал, выполняющий работы на
отключенной фазе, находится в условиях повышенной опасности поражения
током по следующим причинам: наличие на отключенном проводе
значительного потенциала, обусловленного электростатическим и
электромагнитным влияни
ем остающихся в работе проводов; близость
проводов линии, находящихся под рабочем напряжением; возникновение
электрической дуги, вызываемой емкостным током, при наложении и снятии
временного заземления на отключенный провод и др.

Указанные обстоятельства о
пределяют особенности пофазного ремонта
и требуют принятия специальных мер, обеспечивающих безопасные и
высокопроизводительные условия работы ремонтного персонала.


Главной из этих мер является снижение до безопасного для человека
значение потенциала отклю
ченного провода линии на месте производства
работ путем соблюдения особых условий его заземления. Вместе с тем
должна быть безошибочно определена протяженность участка линии, на
котором ремонтному персоналу обеспечена безопасность прикосновения к
отключенн
ому проводу из условий допустимого напряжения прикосновения.
Лица, выполняющие работу обязаны соблюдать определенные безопасные
расстояния до проводов линии, находящихся под напряжением. Наложение и
снятие переносного заземления с отключенного провода долж
ны
осуществляется с помощью специального дугогасящего устройства


штанги

гасителя.


Выполнение работ при пофазном ремонте ВЛ должно поручаться
специально обученным людям при постоянном надзоре производителя работ.
Пофазный ремонт разрешается производить
на одноцепных и двухцепных с
любым расположением проводов, но при условии, что расстояние от
проводов, находящихся под напряжением, до оси стойки опоры или тела
стойки металлической и железобетонной опор составляет не менее 1,5 м на
линиях напряжением до 1
10 кВ включительно, 2,0 м на линиях 150 кВ и 2,5 м
на линиях 220 кВ.


На ВЛ 35 кВ в тех случаях, когда указанное расстояние меньше 1,5 м, но
не меньше 1,0 м работы со стойки опоры можно производить лишь при
условии применения съемных сплошных жестких ограж
дений из
изоляционного материла, препятствующих приближению и прикосновению
работающего к проводу и изоляторам.


В настоящей главе дан анализ электрических явлений, возникающих на
отличенном проводе трехфазной ВЛ

и рассмотрены меры, обеспечивающие
безопасность ремонтного персонала. При этом для упрощения излагаемых
вопросов электростатическое и электромагнитное влияние описывается
раздельно; с той же целью не учитывается сопротивление провода, которое в
действител
ьных условиях может заметно влиять на характер распределения,
значение потенциала провода и на ток. Все вопросы рассматриваются
применительно к воздушным линиям с горизонтальным расположением
проводов, имеющим нормальное выполнение транспозиций.


65


7
.3.2 Расч
ет значения наведенного потенциала на отключенном проводе,
напряжения прикосновения и тока, проходящего через тело человека



Определить значения потенциала, напряжение прикосновения и ток,
проходящий через тело человека при прикосновении его к отключенному
проводу. Задачу следует решить в двух вариантах:

1) при длине отключенного провода L
1

= 80 км;

2) L
2

= 35 км (один проле
т линии).

Воздушные линии электро
передачи изображены на рисунке 7
.2.




а
-

воздушная линия электропередачи; б
-

расчетные схемы для определения

частичных емкостей трехфазной ВЛ; в
-

эквивалентная двухпроводная ВЛ.


Рисунок 7
.2
-

Воздушные линии
электропередач


Исходные данные:

Линия электропередачи с напряжением
U
ф
= 220 кВ;

Марка провода АС
-
300;

Расстоянием между соседними проводами на опоре
d
= 6,4 м;

Высота крепления проводов к гирлянде изоляторов
H
п
= 22,5 м;

Габарит линии

H
0

= 12,5 м;

Взаимная емкость между проводами
C
ab
= 1∙10
-
9

Ф/км;

Частота электрического тока
w
= 50 Гц;

Расчетный радиус провода
r
= 1,2 см;

Сопротивление тела человека
R
h
=
1000 Ом;

Длина отключенного провода
L
1
=
80 км;

Один пролет линии
L
2
=
35 км.

Решение:

Определим
значения величин, входящих в формулу для определения
наведенного электростатического потенциала на отключенном проводе
трехфазной линии.


66


Средняя высота подвеса провода:


H
c
=
H
п
+2·
H
0
3
=15,833 м


Средние геометрические значения расстояний от провода до их
зеркальных изображений, где согласно рисунку к задаче:



12
=

d
2
+4·
H
c
2
=32,307
;



23
=

d
2
+4·
H
c
2
=32,307

;



13
=


d
2
+4·
H
c
2
=34,156
.


Следовательно:



ab
=


12
·

13
·

23
=32,912


Среднее геометрическое расстояние между проводами трехфазной ВЛ:


d
ab
=

d
·
d
·2·
d
3
=3,78


Наведенный электростатический потенциал на отключенном проводе
трехфазной линии вычисляется по выражению:


φ
э
=
U
ф
1,73
·
ln
(

ab
d
ab
)
ln

H
c
r
=22,7
кВ


Напряженность прикосновения вычисляем по формуле:


U
пр
=
U
ф
·w·
C
ab
·L·
R
h

,















































(7.6)


U
пр
1
=
U
ф
·w·
C
ab
·
L
1
·
R
h
=1,994
кВ

,


U
пр
2
=
U
ф
·w·
C
ab
·
L
2
·
R
h
=9,572
кВ
.






67


Ток, проходящий через человека:


I
h
=
U
пр
R
h

(7.7)


I
h2
=
U
пр2
R
h
=9,572 A,


I
h1
=
U
пр
1
R
h
=1,994
мА


Таким образом, напряжение прикосновения и ток, проходящий через
тело человека, прямопропорционален длине отключенного провода, т.е
прибольшей длине отключенного провода напряжение прикосновения и ток,
проходящий через тело человека, имеют боль
шее значение.

7
.3.3 Меры защиты при пофазном ремонте воздушных линий
электропередач

Отключение провода производят со всех сторон, откуда может быть
подано напряжение. При этом с каждой стороны создают видимый разрыв.

При пофазном

управлении провод отключают выключателями
(отделителями) и линейными разъединителями. Приводы последних запирают
на замки.

При отсутствии пофазного управления видимый разрыв создают путем
демонтажа ошиновки на подстанции или разъединения провода в петле
к
онцевой опоры ВЛ.

На приводах разъединителей и выключателей вывешиваются плакаты
«Не включать
-

работа на линии».

Заземление отключенного провода производят лишь в одном месте
-
месте выполнения работ. Заземлять провод в других местах, в. том числе на
подст
анциях, где его отключали, запрещается.

Наложение и снятие с провода переносно заземления таит в себе
опасность для человека в случае прикосновения его к незаземленному
проводу. Кроме того, при этих операциях между проводом и зажимом
переносного заземления

возникает электрическая дуга, обусловленная
емкостным током и способная в ряде случаев причинить серьезные
повреждения проводу и переносному заземлению. Для устранения этих
опасностей провод до наложения на него (или снятия с него) обычного
переносного за
земления заземляют с помощью специальной изолирующей
штанги
-
гасителя, которая надежно изолирует оператора и гасит возникшую
дугу в особой гасительной кам
ере (рисунок 7
.3).

При заземлении отключенного провода следует использовать в первую
очередь заземлител
и опор ВЛ, присоединяя переносное заземление к
элементам металлических опор либо к заземляющим спускам на

68


железобетонных и деревянных опорах. На железобетонных опорах
допускается присоединять переносное заземление к арматуре или
металлическим элементам опо
ры, имеющим металлическую связь с
арматурой. Если такой возможности нет или если сопротивление заземлителя
опоры велико и не обеспечивает безопасности прикосновения к проводу (по
условиям электростатического влияния), создается временный
дополнительный или

отдельный заземлитель из стержневых электродов,
погружаемых в землю на глубину не менее 0,5 м и объединяемых проводом в
общий контур. Расстояние между ними должно быть не менее 2 м.




1
-

провод линии, подлежащий заземлению; 2
-

гасительная камера; 3
-

гибкий
заземляющий проводник; 4
-

изолирующая штанга; 5
-

неподвижный контакт,
металлически связанный с проводником 3; 6
-

захват, надеваемый на
заземляемый провод (выполнен в виде пантографа); 7
-

подвижный контакт,
соединенный с пантографом и управляемый

им; при сложенном пантографе
контакт вытягивается (отключение), при растянутом опускается

до соприкосновения с контактом 5 (включение)


Рисунок 7
.3
-

Штанга
-
гаситель для временного заземления
отключенного провода воздушной линии 110
-

220 кВ при пофазном

ремонте


Переносное заземление должно иметь два спуска, каждый из которых
одним концом присоединен к контактному зажиму, накладываемому на
провод, а другим
-

к заземляющему устройству (рисунок 5.4).

Необходимость двух спусков продиктована требованиями над
ежности:
при случайном срыве или обрыве одного из спусков провод продолжает
оставаться заземленным. Это чрезвычайно важно по условиям безопасности,
ибо в противном случае потенциал провода резко возрастет со всеми
вытекающими отсюда последствиями.


69


Место ра
боты, когда требуется прикосновение к отключенному
проводу, должно находиться вблизи установленного заземления и не
выходить за пределы безопасной зоны.

Протяженность безопасной зоны обусловлена электромагнитным
влиянием и не зависит обычно от сопротивлени
я заземления. Протяженность
безопасной зоны, км, определяется с введением в него коэффициента запаса,
равного, например, 2:


l
бнз
=
U
пр
.
доп
2
E
0

(7.8)


где

U
пр.доп
-

допустимое напряжение прикосновения В;

E
0
-

продольная ЭДС, наведенная на 1 км провода при замыкании
на землю одного из оставшихся в работе проводов лини В/км.




1
-

штанга; 2
-

контактные зажимы; 3
-

заземляющие спуски (гибкий
провод);

4


заземлители; 5
-

струбцина заземляющих спусков


Рисунок 7
.4
-

Переносное заземление, установленное на отключенный провод


Эта зона лежит по одну сторону от точки заземления. По другую
сторону находится такая же зона.

Если необходимо работать одновременно в нескольких местах,
находящихся за пределами без
опасной зоны, то следует разъединить провод в
петлях у анкерных опор на электрически не связанные участки и на каждом из
них установить одно заземление на месте производства работ.

Работы при пофазном ремонте поручаются специально обученному
персоналу, пос
кольку их выполняют в условиях повышенной опасности.


70


Работы с прикосновением к отключенному проводу можно производить
как с опор, так и с земли без применения каких
-
либо защитных средств
(перчаток, галош, и т. п.) при условии, что потенциал провода, обусло
вленный
электростатическим влиянием (а точнее
-

остаточный потенциал), не
превышает значения заранее заданного допустимого напряжения
прикосновения и что персонал не выходит за пределы безопасной зоны.

Во время работы должна быть исключена всякая возможнос
ть
нарушения заземления провода, так как это грозит поражением людей током.




























71


8. Экономическая часть. Бизнес проект строительства ЛЭП 500 кВ
Атырау
-
Актобе





8.1 Резюме

Основная задача строящейся линии заключается в увеличении
пропускной способности сети в сечении Запад
-
Север, в следствии чего
покроются дефициты Актюбинской области независимо от течения
электроэнергии. Транзит Запад
-
Север линии 500 кВ поможет разгрузить
п
одстанцию Ульке 500кВ и передать излишек электроэнергии в Атырау 500кВ
с учетом объединения сетей с Западными МЭС через проектируемую Ульке
-
Атырау 500кВ.

Линия Атырау
-
Ульке 500кВ строится с использованием стальных опор,
в следствии чего повысит максимальну
ю индустриализацию строительства и
поможет уменьшить эксплуатационные расходы. Стальные опоры включают в
себя возможность закрепления монтажных приспособлений при строительстве
ЛЭП. Для удобства монтажного персонала стальные опоры предусматривают
в себя ст
упеньки.

В ходе строительства ЛЭП Атырау
-
Ульке 500кВ расширение
подстанции ОРУ Ульке 500кВ не предусматривается.

Капиталовложения составляют
14

140

млрд. тенге. В строительстве ЛЭП
Атырау
-
Ульке 500 кВ

предусматривается 1 переход через железную дорогу, 7
переходов через речки , 8 через второстепенные дороги, 1 переход через
дорогу республиканского значения (автострада). Через данную автостраду и
через речки с двух сторон учитываю возведение анкерных опо
р, в двух
случаях 2 угловые опоры ,на всем остальном участке использую
промежуточные опоры с учетом пролета §300
-
500м. Срок окупаемости
составляет 11 год эксплуатации ,внутренняя норма доходности составляет
11
%.

8.1.1 Анализ локального

рынка сбыта

Величина годового потребления электроэнергии Актюбинской области
в 2016 году составила 18,78 млрд. кВт.ч и увеличилась по сравнении с 2015
годом на 2.7 млрд. кВт.ч или на 18% что вызвано ростом потребления
электроэнергии на Актюбинском рельсобалочном зав
оде(АРБЗ) на
(1.2млрд.кВт.ч), Актюбинском заводе ферросплавов (1,2 млрд кВт.ч)

Электропотребление Атырауской области в 2016 году составило
24,45млрд.кВт.ч. Отмечу что рост электропотребления составило на 2,45% по
сравнении с предыдущим годом. В сфере потре
бления электроэнергии
является промышленность которая в Атырауской области представлена
такими флагманами как «
Agip

Kazakhstan
», ТОО «АНПЗ», ТОО
«СИЧИМ.С.П.А», АО «Тенгизшевроил»


72


В результате был выявлен дефицит в энергоснабжении потребителей
электроэнерг
ией двух областей, предполагается, что строительство новой
ЛЭП 500 кВ усилит данные области. Все финансово
-
экономические расчеты
были рассчитаны в национальной валюте «тенге».

8.1.2 Макроэкономический анализ

АО «Самрук


Энерго
» являясь Национальным оператором в сфере
электроэнергетики, обеспечивающим энергобезопасность в Республике
Казахстан, осуществляющая экспорт и импорт электроэнергии в
энергосистеме РК предусматривает перетоки электроэнергии между
областями в целях снижени
я цен и повышения надежности отраженные в
моей работе по Актюбинской и Атырауской областях, но применимой на всей
территории, что как следствие приведет к эффективной монетизации
избыточных мощностей. Теоретически, в случае

удачного завершения проекта
по с
троительству Атырау
-
Ульке 500 кВ и быстрым погашения долга перед
инвесторами то

рассматривая такой тренд как
«г
лобализация сетей
»

повысится шанс участия АО «Самрук


Энерго» в таких проектах как:

-

Европа
-
Азия инфраструктура «Шелкового пути», ОЭР ЕАЭС,
«Т
ранскаспийский маршрут».

-

CASA

1000.

Очевидно, что

наличие высоковольтных ЛЭП

ускорит реализацию
высокотехнологичного развития и активного внедрения технологий ВИЭ
генерации в РК предусмотренные протоколом совещания Министра
энергетики РК от 20 августа

2015 года и Концепции развития ТЭК РК,
утвержденной постановлением Правительства от 28 июня 2014 года.,
подразумевающее амбициозное развитие возобновляемой генерации в РК,
предполагая долю ВИЭ до 10 % рынка электроэнергии к 2030 году.

8.1.3 Анализ потерь

в сети Ульке
-
Атырау

Предполагается, что с первым годом эксплуатации планируется
передача

электро
энергии в объёме 300 МВт

нормативные технические потери
электроэнергии в сетях
АО «Батыс транзит» будут в размере 20МВт

или
6

%.

Данные о потери взяты с расч
ета режима программы «
RASTRWIN
»

8.1.4 План строительства

С нормативными нормами срок строительства подстанции Атырау 500
равен 24 месяцам. Данная подстанция предусмотрена всеми экологическими
нормами и не находится в близи населенных пунктов до ближайшего
населенного пункта Макат приблизительно 45 км.

8.1.5 Организационный план

Устранение неполадок и обслуживание ЛЭП Ульке
-
Атырау 500 кВ
выполняется руководством в диспетчерском пункте и монтажным выездным

73


персоналом на устранение неполадок. Профилактический
и текущий ремонт
ЛЭП Ульке
-
Атырау 500 кВ поставлено в штатное расписание обслуживаемого
персонала. В случае наиболее сложных текущих или капитальных ремонтов
задействуются специальные организационные службы ремонта ЛЭП.
Строительство ЛЭП Ульке
-
Атырау 500 к
В протяженностью 460 км
выполняется за счет собственного капитала кампании и заемных средств
потенциальных инвесторов. Денежный займ на строительство линии и возврат
кредита в процентах принимаю как 13 % годовых, с первого года
эксплуатации данной линии. К
редит на строительство линии 500кВ помог
осуществить Банк развития Казахстана.

8.1.6 Экологическая информация исследуемых областей

Актюбинская область находится на западе Казахстана. В Актюбинской
области преобладает равнинные земли. Преобладающая часть А
ктюбинской
области находится на подуральском плато местами земная погрешность
колеблиться холмами 250
-
400 м. В настоящее время площадь Актюбинской
области равно 300,629 км
2
. На территории Актюбинской области находится 12
административных районов и 8 городов и 1 административный центр город
Актобе. Климат резко
-
континентальный жаркое сухое лето и холодное с
большими осадками зима. По переписи населения 1 января 2016 года
числ
енность населения актюбинской области составляет 834813 человек.

Атырауская область занимает по площади 118631 км
2
это 12 место по
стране. Плотность населения на 1 кв.км составляет 4.58 человека, и занимают
11 место по Республике Казахстан. На территории
области располагаются 2
города,15 поселков, 56 сельских округов с административным центром
городом Атырау. Климат в области резко
-
континентальный с жарким летом и
холодной зимой . В области стоит вопрос атмосферного загрязнения с учетом
большого количеств
а крупных промышленных предприятий















74


8.2 Определение капитальных вложений в строительство ЛЭП



Рисунок 8.2.1
-

Рассматриваемый вариант развития электрической сети


Капитальные затраты на строительство подстанции «Атырау 500» к
которой
прилегает линия 500 кВ тянущаяся с существующей подстанции
«Ульке 500»


Таблица 8.1
-

Стоимость строительных и монтажных работ, оборудования и
прочих затрат по ПС (млн.тенге)

Объект

Напряжение,
кВ

Строительные
работы

Монтаж

Оборудование

Прочие
затраты

ПС

Атырау
500 кВ






Открытого
типа

500

10000

100000

340000

50000

Итого


500000





8.2.1 Определение капиталовложений развитие схемы электрической
сети

Для обеспечения и более надежного потребления электроэнергии, а
также для транзита мощности
принимаем одноцепные линии марки 3·АС 300
протяженность которой составляет 460 км. Расчетные данные по данному
проводу приведен в таблице 2.









75


Таблица 8.2
-

Расчетные данные линии электропередач

ЛЭП

Длина,км

Число цепей

U
ном·
кВ

Марка
провода

2
-
4

460

1

500

АС
-
300



Таблица 8.3
-

Данные по существущей линии

ЛЭП

Длина,км

Число цепей

U
ном·
кВ

Марка
провода

1
-
2

486,68

3

500

АС
-
300

2
-
3

40,84

1

220

АС
-
240





Учитывая параметры линии, при стоимости 1 км линии марки провода
АС
-
300 со стальными опорами, номинальным напряжением 500 кВ,
климатическими условиями и характеристикой линии, цена за 1 км линии
составляет 30 и 54 млн тг за разные виды ЛЭП, капитальны
е затраты ЛЭП
составляют



К
лэп
=
К
уд
·
L
лэп

млн тенге
,


(8.1)

где К
уд
-

удельные капитальные затраты на сооружение линии

электропередач, учитывающие затраты на линию оборудование , строительно
-
монтажные работы , специальные переходы разборку и в
осстановление
асфальтобетонных покрытий



L
лэп
-

протяженность линии электропередач


Тогда согласно пункту 8.1 капитальные затраты составят:



К
лэп(анкерные)
=54·7=378
млн тенге
;

К
лэп(угловые)
=54·7=378
млн тенг
е
;


К
лэп(промежуточные)
=30
·446=13,
38 млрд
.

Общие капитальные вложения в строительство ЛЭП 500 кВ составят:




К
(
анкерные
)
+
К
(угловые)
+
К
(
промежуточные
)
=млрд тенге
.


(8.2)


Согласно пункту

(8.2) капитальные вложения составят:


К
лэп
=378+378+13,38млрд=14,140 млрд.тенге
.

Расчеты капиталовложений ЛЭП приведены в таблице 8.4


76



Таблица 8.4
-

Стоймость линий электропередач

Участок

Длина линии, км

Стоимость одного
км. длины линии,
млн тенге

Общая стоимость
линии, млн тенге

ЛЭП
(анкерные)

7

54

378

ЛЭП
(угловые)

7

54

378

ЛЭП
(промежуточные)

446

30

13,
380

Итого

460


14
,
140


Полная сумма вложений в строительство Ульке
-
Атырау 500 кВ
составляет:

К=378,000,000+380,
00
0,000+13,380,000,000=14,140,000,
000
.

8.2.2 Определение годовых издержек

В связи с тем что передаче и распределение электроэнергии сопутствует
так же потери при ее транспортировке по ЛЭП, то их стоимость включаем в
годовые издержки
:



И
год
=
И
экс
+
И
пот

млн.тенге
,




(8.3)


где И
экс
-

годовые суммарные затраты электросетевых хозяйств
энергосистемы на ремонтно
-
эксплутационые обслуживание сетей, млн.тенге;


И
пот
-

годовая суммарная стоимость потерь в сетях системы, млн.
тенге
.

Расчетные суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы
на ремонтно
-
эксплутационное обслуживание сетей определяются по
укрупненным показателям
:



И
экс
=
И
а
+
И
рем.об
млн.тг
.



(8.4)

г
де

И
ам


ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год.

И
экс
=
α
ам
100
·
К
лэп
млн.тенге

,

(8.5)

где α
ам

годовые нормы отчислений на амортизацию, %;


И
об/рем

годовые издержки на обслуживание ВЛ 500 кВ и ремонты

(капитальный и текущие), тенге.

И
об/рем
=
α
об/рем
100
·
К
лэп
млн.тенге
,
(8.6)


77



где α
об.рем

ежегодные

нормы отчислений на обслуживание
электрических сетей и ремонты, %.


Итого издержки на обслуживание будут рассчитываться по пункту (8.6)
:



И
об/рем
=
5
100
·14140=707
млн.тенге
.


Ежегодные

издержки на амортизацию (реновацию) будут
рассчитываться по формуле (8.5)

И
а
=
4
100
·14140=565
.

Расчетные суммарные затраты рассчитываются по пункту (8.4)




И
экс
=565+707=12726 млн. тенге
.



Расчет эксплуатационных издержек сводится
в виде таблиц 8.5


Таблица 8.5
-

Эксплуатационные издержки проектируемой линии 500 кВ

Элемент

Кап.
вложения,
млн.тенге

α
ам,
%

α
об,
%

И
ам,
млн.тенге/год

И
обсл,
млн.тенге/год

И
эксп,
млн.тенге/год

ВЛ 500
кВ

14140

4

5

565

707

12726


8.2.3 Определение
издержек, связанных с потерями энергии

Издержки на потерю энергии рассчитываются по формуле

И
пот

Э
·
Ц
пот
·
К
цен
млн.тенге
,

где ¨Э
-

величина потерь энергии



Ц
пот
-

величина потребленной 1кВт/ч энергии

Годовые потери в ЛЭП определяются по формуле:

















































¨
Э=
¨
Р
кор
·8760+¨
Р
мак
·
τ





(8.8)

где Р
кор
-

среднегодовые потери мощности на корону


Р
мак
-

потери мощности при максимальной нагрузке

Потери мощности корону
приведены в таблице 8.6
.



78



Таблица 8.6
-

Потери мощности на корону линии электропередач

Напряжение
ВЛ, кВт

Номинальное
сечение,мм
2

Число
проводов в
фазе

¨
Р
к.мак
кВт/км

¨
Р
к.мин
кВт/км

500

300/67

3

6,
2

5,
0


Далее рассчитаем переменные потери

в автотрансформаторе которые
находятся по формуле:



¨
Э
перемен АТ
=
n
·¨
P
k
·
T
·
S
max
S
ННО
,




(8.9)


где Р
к
-

потери короткого замыкания
.


Также рассчитаем постоянные потери на корону ЛЭП, значения
постоянных потерь на автотрансформаторе определяются по формуле:



¨
Э
пост АТ
=
n
·¨
P
x
.
x
·8760
,




(8.10)

где
n
-

количество автотрансформаторов
.



Таблица с основными параметрами
автотрансформатора приведена
ниже
.


Таблица 8.7
-

Основные параметры автотрансформатора

Тип
автотрансформатора

Количество
автотрансформаторов

¨
Р
кз,

кВт

¨
Р
х.х,

кВт

АОДЦТН
167000/500/220

3

325

125



Значения постоянных потерь в автотрансформаторе будут
рассчитываться по формуле 8.10


Э
пост.потери(АОДЦТН)
=3·125·8760=3285
МВт/ч
.


Значение переменных потерь в автотрансформаторе будут
рассчитываться по формуле 8.9

Э
перемен.потерь(АОДЦТН)
=3·325·4000·
300
140
=8357 МВт/ч
.

где Р
к


потери короткого замыкания;


n
-

число трансформаторов;


79



К
з
-

коэффициент загрузки трансформатора;


T
-

число часов использования;

Годовые потери в ЛЭП считаются по формуле (8.8)


¨
Э
2
M
4
=5·460·8760+6,2·4000=20172
МВт/ч
.


Издержки на потерю энергии определяется по
пункту (8.3)



И
пот
=20172·8,38·0,15=25,356
млн тенге
.



В конечном итоге ежегодные суммарные издержи определяются по
пункту
(8
.3) при этом суммарную стоимость потерь линии принять не более
5% в год от общей стоимости
строительства линии

тогда:


И
год
=12,726+25,356=32,084 млн.тенге
.


Себестоимость оказания услуг по передачи электроэнергии через
подстанцию рассчитывается по формуле:

S
перед
=
И
год
Э
год
.


Отсюда следует пункту (8.11)


S
перед
=
32084
20172
=1,59 тенге/кВт
·
ч
.


В Актюбинской области стоимость электроэнергии составляет 14.04
тенге за 1кВт/ч, отсюда примем стоимость электроэнергии равной 14 тенге,
следовательно получим прибыль: 1.59+0.04=1.63 тенге/кВтч



Q
p.t
=
Ц
ээ
·(
γ
·
Э
t
-
¨
Э
пот
)
,



где Ц
ээ
-

цена на электроэнергию






-

коэффициент долевого участия (

=1)




Э
t
-

объем переданной электроэнергии, в зависимости от освоения
нагрузки;




¨Э
пот
-

потери электроэнергии в рассматриваемой сети, в
зависимости от нагрузки;

Объем реализации электроэнергии приведен в таблице 8.9


80



Таблица 8.9
-

Объем реализации электроэнергии

год

Рост нагрузки,
%

Поступления в
сеть, млн МВт·ч

Тариф на
электроэнергию,
те
нге/кВт·ч

2017

0

20172

14,
04


Подстанция Атырау 500/220 кВ у которой годовой объем передаваемой
электроэнергии составит около 20172 млн МВт/ч, так как на каждый
приходится 1.63 тенге прибыли, то в первый год эксплуатации линии прибыль
составит:


П
р
=
Э
г
·
Ц
.






(8.11)

Тогда согласно пункту (8.11)
:



П
р
=1,63·20172=32,880
млн.тенге
.



Объем электроэнергии
составит:



П=
Э
реал
+
И
а


(8.12)

Согласно пункту (8.12):


П=32880+707=739,88 млн.тенге
.


Учитывая налог на прибыль в размере 20%, чистая прибыль составит:



Ч
пр
=739,88·
(
1
M
0,2
)
=592 млн.тенге
.


8.3 Показатели финансово
-
экономические эффективности
инвестиций


Расчеты экономической эффективности проекта были выполнены в
следующих позициях:



среднемесячная заработная плата

-
8
5тыс. тенге;




амортизационные отчисления

5
%;



расчеты приведены на 15 лет;



потери электроэнергии учтены в соответствии с действующей
методикой и согласно проведенным расчетам, составляют 5% от
передаваемой
электроэнергии;



налоги и отчисления приняты в соответствии с Законодательством
РК.



81



Денежный поток определяется по формуле:


CF=
П
р
+
И
ао
,

г
де

ПР


чистая прибыль, млн.тенге;



И
ао



амортизационная отчисление, млн.тенге
.








































CF=592+707=1,300

млрд.тенге
.



NPV=

CF
n
(1+r)
t
n
1
M
I
0
,


где
I
0



инвестиции в данный проект, млн.тг;


CF
n



поток наличности, млн.тг;



r


ставка дисконтирования;


t


время реализации проекта, год.

Расчет
IRR

для
r
=10%
банковского процента из вышеперечисленного
выражения


PV=
1,300·0,909=1,1817
млрд.тенге
,

NPV=
M
14,140+1,1817=
12,9583 млрд.тенге
.

Остальные значения рассчитываются аналогично и
представлены в
таблице в 8.10


Таблица 8.10
-

Расчет
NPV


Год

Денежный поток
CF
,
млн.тенге

Текущая стоимость, млн.
тенге

0

-
14,140,000,
000

-
14,140,000,
000

1

1
,300,000,
000

-
12,840,000,
000

2

1,300,000,
000

-
11,540,000,
000

3

1,300,000,
000

-
10,240,000,
000

4

1,300,000,
000

-
8,940,000,
000

5

1,300,000,
000

-
7,640,000,
000

6

1,300,000,
000

-
6,340,000,
000

7

1,300,000,
000

-
5,040,000,
000

8

1,300,000,
000

-
3,740,000,
000

9

1,300,000,
000

-
2,440,000,
000

10

1,300,000,
000

-
1,140,000,
000

11

1,300,000,
000

+160,000,
000



82


Расчет
NPV

ведем до первого положительного значения
PV
. Из расчетов
видно что для окупаемости данного проекта нужно 11 лет.

IRR

является индикатором уровня риска по проекту

чем больше
IRR

превышает барьерный коэффициент, тем больше запас прочности данного
проекта. Что способствует более уверенному вложению инвестиций
инвесторов. В случае если
IRR

при
NPV
=0
то проект не принесет никаких
дополнительных процентов для фирмы и инвесторов, но и
не уйдет в «минус».
Коэффициент дисконта (
R
=1
:
(
1+
r
)
n
)
разделяет инвестиции на выгодные и не
выгодные.
IRR

сравнивают с тем уровнем окупаемости вложений который
фирма устанавливает для себя с учетом того по какой цене получила капитал
для инвестирования и
какую чистую прибыль хотела бы иметь при
эксплуатации данного проекта.




CF
n
(
1+IRR)
n
0
1
-
I
0
=0
.







(8.13
)




Согласно пункту (8.13):


IRR
=11%



В результате проектирования эффективная ставка нормы доходности
оправдывает себереализацию строительства Ульке
-
Атырау 500кВ.












83


Заключение

В дипломной работе на тему «Усиление Актюбинского энергоузла
строительством линии Актобе
-
Атырау 500 кВ» был произведен анализ
рассматриваемого района электрических сетей. Новая ЛЭП будет проходить в
области преобладающая равнинной местностью в юго
-
западном направлении.
Также новая ЛЭП протяженностью приблизительно 460 км существенно
снизит де
фицит мощности в регионе.

В ходе решения дипломной работы
были приобретены знания в проектировании,
навыки по
выбор
у

провода по
допустимому току

и выбор мощности и числа однофазных
автотрансформаторов и была детально рассмотрена программа
RASTR
.

При
выполнении расчетов новой линии был обоснован выбор расще
пленного
провода марки АС
-
300/66
.

Расчет режимов сети произведен в программе
RASTR
.

Был осуществлен
расчет режимов в максимал
ьном минимальном
режимах и

произведен расчет в аварийном режиме для выяснения надежности
и устойчивости режима электроснабжения
, в качестве выяснения
устойчивости была отключена Атырау
-
ТЭЦ.

В разделе безопасность жизнедеятельности рассматривались вопросы
опасности поражения электри
ческим током в электрических сетях и меры
безопасности при пофазном ремонте воздушных линий электропередач. Был
произведен расчет значения наведенного электростатического потенциала,
напряжение прикосновения и ток, проходящий через тело человека при
прикос
новении его к отключенному проводу

Технико
-
экономическое обоснование показало что общие
капиталовложения составят приблизительно 15 млрд
.

тенге со сроком
окупаемости 11 лет. Таким образом данный проект считается необходимым и
эффективным в качестве развити
я Западных МЭС РК.










84


Перечень сокращений



Сокращение

Полное наименование



АО

Акционерное общество

АТ

Автотрансформатор

АЧР

Автоматическая частотная разгрузка

ВЛ

Воздушная линия

ВН

Высокое напряжение

РВ

Вентильный разрядник

г.

Год

ЗРУ

Закрытое распределительное устройство

изд.

Издание

КЗ

Короткое замыкание

КР

Капитальный ремонт

ЛЭП

Линия электропередачи

млн.

Миллион

МЭС

Межрегиональные электрические сети

НН

Низкое напряжение

ОДУ

Объеденное диспетчерское управление

ОПН

Ограничитель перенапряжений

ОРУ

Открытое распределительное устройство

ОЭС

Объединенная энергосистема

перераб.

Переработанное

ПС

Подстанция

ПУЭ

Правила устройство электроустановок

РДЦ

Региональный диспетчерский центр

ред.

Редакция

РПН

Регулирования
под напряжением

РУ

Распределительное устройство

РЭК

Распределительная электрическая компания

СН

Среднее напряжение

т.д.

Так далее

т.е.

То есть

ТН

Трансформатор напряжения

ТТ

Трансформатор тока

тыс.

Тысяча

ТЭС

Тепловая электрическая станция

ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль

у.е.

Условная единица

УПВЧ

Устройство присоединения высокочастотной связи

ЧДД

Чистый дисконтированный доход

шт.

Штук


85


Список литературы


1.

Идельчик В.И., Электрические системы и сети. Учебник для
вузов.
-

М.: Энергоатомиздат, 1989.

2.

Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Под
ред. В.Н. Казанцева.
-

М.: Энергоатомиздат, 1983.

3.

Александров Г.Н., Ершевич В.В., Крылов С.В. Проектирование
линий электропередачи сверхвысокого напряжения.
-

Л: Энергоатомиздат,
1983.

4.

Александр
ов Г.Н. Передача электрической энергии. 2
-
е изд.
-

СПб.: Изд
-
во Политехн. ун
-
та, 2009.

5.

Хусаинов И.М., Учебное пособие. Примеры расчетов
электрических сетей.


Саратов: СГТУ, 1998.

6.

Методика расчета нормативных (технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях.


М.: ЭНАС, 2005 г.

7.

Инструкция по снижению технологического расхода
электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и
энергообъединений.


М.:

ЭНАС, 2005.

8.

Неклепаев Б. Н., Крючков И.П., Электрическая часть
электростанции и подстанции: Справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования.

М.: Энергоатомиздат, 1989.

9.

Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н., Справочные
материалы для
курсового и дипломного проектирования. Часть I.
Электроэнергетические системы и сети


Екатеренбург: УГТУ, 2005.

10.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем.
Под ред. С.С. Рокотяна и И.М.Шапиро.
-

М. Энергоатомиздат, 1985.

11.

Долин П.А., Основы
техники безопасности в электроустановках.
-

М.: Энергоатомиздат, 1984.

12.

Работы учебные. Общие требования к построению, изложению,
оформлению и содержанию работ учебных. Кандратович А.П.


Алматы:
АУЭиС, 2009.



Приложенные файлы

  • pdf 87586546
    Размер файла: 5 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий