Схема электрической сети подстанции "Симахинская"

Экспоненциальное сглаживание - методы экспоненциального сглаживания позволяют сгладить анализируемую реализацию, выделить из неё шум и прогнозировать будущие значения на основе тренда. Такая модель

позволяет учесть различные виды тренда и сезонность [13].

Сезонная декомпозиция - методы сезонной декомпозиции способны выделить в исследуемой реализации сезонную, циклическую и нерегулярную составляющие. Другими словами, такие модели позволяют разделить реализацию на составляющую тренда, сезонную переменную, которая меняется быстрее, чем тренд и периодична, и нерегулярную компоненту, которая быстро меняется и имеет ярко выраженный случайный характер [17].

Рис. 5.2 - Суточные графики электрической нагрузки суммирующего узла «Осиновка-Гидростроитель» с ярко выраженной сезонностью

Для качественного долгосрочного прогноза наиболее важен учёт тренда, для среднесрочного - сезонной составляющей, для краткосрочного - нерегулярной компоненты. В свою очередь, по быстроте изменения, в свою очередь, возможна дополнительная классификация периодичных компонент: сезонная (например, квартальная) циклическая (год) и т.д. Как правило, многие реализации в электроэнергетике имеют ярко выраженную сезонность (рис. 5.2)

Сезонная декомпозиция является частным случаем общей декомпозиции, когда реализация представляется в виде двух компонент, одна из которых легко прогнозируется, другая - трудно и имеет ярко выраженный нерегулярный характер. В практических исследованиях декомпозицию, как правило, комбинируют с другими методами.

Рис. 5.3 - Анализ Фурье стационарной реализации электропотребления

Анализ Фурье - позволяет провести спектральный анализ стационарных временных рядов. Спектральный анализ развивает классическую идею Фурье о представлении функций в виде линейной комбинации синусов и косинусов, что даёт возможность весьма эффективно определить скрытые периодичности в данных, используя это обстоятельство при прогнозировании (рис.5.3).

Необходимо отметить, что данный подход хорошо и эффективно работает со стационарными реализациями процессов. Если же в исходных данных присутствует значительная нерегулярная компонента, то это существенно снижает эффективность анализа Фурье [12].

При анализе большинства моделей прогнозирования часто используют показатели автокорреляции и частной автокорреляции.

Рис. 5.4 - Автокорреляционная функция

Эти функции позволяют выяснить следующее:

1. Насколько исследуемая реализация близка к стационарной.

2. Выявить основной критерий при идентификации вида реализации, т.е. при выборе прогнозной модели, которая позволяет корректно описать реализацию.

3. Оценить адекватность выбранной модели при помощи исследования «остатков» реализации, представляющих собой разности наблюдаемых значений и значений, предсказанных с помощью модели.



Рис. 5.5 - Частная автокорреляционная функция

Так, если тренд не ярко выражен и нет других особенностей изучаемой реализации, указывающих на её нестационарность, то следует рассмотреть автокорреляционную функцию. При отсутствии её затухания, можно говорить о нестационарности реализации.

Наличие резко выделяющихся значений на графике автокорреляционной функции «остатков», свидетельствует о неадекватности выбранной модели. Кроме того, это может говорить и том, что исследуемая реализация плохо аппроксимируется классическими регрессионными моделями.

Расчёты в рамках моделей АРПСС были проведены в программном пакете STATISTICA, который является интегрированной системой статистического анализа и обработки данных в среде Windows [17].



Рис. 5.6 - Суточная нагрузка транзита ВСЖД на участке Гидростроитель - Коршуниха

В тех случаях, когда тренд анализируемых реализаций плохо аппроксимируется (рис. 5.6) и данные содержат значительную величину нерегулярной составляющей, рекомендуется применять методы искусственного интеллекта.

Методы искусственного интеллекта. Важно отметить, что методы искусственного интеллекта (МИИ) не связаны с алгоритмическими вычислениями, и что особенно важно при сильно «зашумлённых» реализациях, не требуется построения математической модели процесса. При прогнозировании на базе МИИ зависимость вида (5.1) находится с помощью оригинальных «интеллектуальных» методик. Кроме того, перспективным представляется использование МИИ совместно с традиционными методами прогнозирования [14,17].

Проведённые в последнее время практические исследования свидетельствуют о том, что наиболее эффективными структурами искусственного интеллекта в задаче прогнозирования реальных параметров в электроэнергетике являются искусственные нейронные сети (ИНС). Модели ИНС обладают рядом достоинств, которые позволяют их широко использовать в задачах прогнозирования, а именно:

отсутствие необходимости построения математической модели анализируемого процесса;

способность восстанавливать нелинейные функциональные зависимости между изучаемыми параметрами (характеристиками);

эффективная работа в условиях неполноты исходной информации;

возможность использования малых обучающих выборок, не позволяющих на базе классических методов получить статистически достоверные результаты;

быстрый отклик обученной нейросети на поступление текущей информации.

Многие научные работы свидетельствуют о том, что достаточно точный прогноз РПХ можно получить с использованием ИНС типа многослойный персептрон (MLP), обученного по методу обратного распространения ошибки. MLP обладает оригинальными свойствами воспроизводить достаточно сложные зависимости, которые сопутствуют плохо формализуемым задачам.

Нейроны в этой сети организованы, как показано на рисунке 5.7, по слоям и взаимодействуют лишь с нейронами соседних - предыдущего и последующих, слоёв.

Первоначально выделяют слои входной, служащий для распределения входных сигналов между нейронами следующего слоя, и выходной, а также один или несколько скрытых слоёв, расположенных между входным и выходным слоями. Входной сигнал, поступая на нейроны первого скрытого слоя, проходит по очереди все последующие и выделяется с выходов нейронов выходного слоя. По мере распространения сигнала по сети он претерпевает ряд преобразований, которые зависят от его начального значения, функции активации нейронов и величин весовых коэффициентов.

Разработка оригинального алгоритма обратного распространения ошибки для определения весов в многослойном персептроне сделали эти сети наиболее применимыми в задачах прогнозирования случайных процессов (к примеру, величины электрической нагрузки, потерь мощности, метеоданных и т.п.). Кроме этого, такие структуры широко используются в задачах распознавания, классификации, идентификации и т.д.

Рис. 5.7 - Многослойная нейронная сеть прямого распространения

5.3 Прогнозирование электрической нагрузки в электрических сетях г. Братска на базе моделей АРПСС и ИНС

5.3.1 Авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего

Как показывают практические исследования, из традиционных методов прогнозирования наиболее эффективной является модель АРПСС. Принцип прогнозирования в рамках этой методики состоит в нахождении математической модели, которая корректно описывает исследуемый временной ряд. Для этого необходимо правильно выбрать параметры авторегрессии и скользящего среднего (p; q), а так же сезонные параметры (P; Q). На основании значений найденных параметров выбираем тип модели АРПСС.

Идентификация модели АРПСС осуществляется на основании анализа АКФ и ЧАКФ. Так же по виду АКФ можно оценить исследуемый временной ряд на стационарность. Кроме того по виду АКФ и ЧАКФ можно оценить адекватность выбранной модели при помощи исследования «остатков»временного ряда, представляющих собой разности наблюдаемых значений и значений, предсказанных с помощью модели.

В данной работе было проведено суточное прогнозирование электрической нагрузки на подстанции (п/ст) Осиновка. На основании анализа АКФ и ЧАКФ (рис. 5.8) был определен тип модели АРПСС - АР(2), которой соответствуют параметры авторегрессии и проинтегрированного скользящего среднего: p=2, q=0, а также сезонные параметры: P=0, Q=1. Данная модель была выбрана потому, что временной ряд близок к стационарному и не содержит нерегулярной составляющей.

С помощью выбранной модели АРПСС были проведены суточные прогнозы электрической нагрузки на п/ст Осиновка за четверо суток (рис. 5.9). Из графика рисунка 5.9 видно, что прогноз, произведенный моделью АРПСС достаточно точен, и средняя ошибка прогнозирования лежит в пределах от 1,45 до 6,28% (табл. 5.1).

Таблица 5.1 - Прогнозирование электрической нагрузки моделью АРПСС на подстанции Осиновка

Прогнозная модель	Ошибка прогноза, %
	09.02.08	10.02.08	11.02.08	12.02.08
АРПСС	3,35	6,28	1,45	2,36



а) АКФ

б) ЧАКФ

Рис. 5.8 - Автокорреляционная и частная автокорреляционная функция для п/ст Осиновка



Рис. 5.9 - Прогноз электрической нагрузки на п/ст Осиновка

Спрогнозируем электрическую нагрузку моделью АРПСС в случае, когда тренд анализируемых реализаций плохо аппроксимируется, например нагрузка на ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха (рис. 5.10).

Таблица 5.2 - Прогнозирование электрической нагрузки ВСЖД моделью АРПСС на участке Гидростроитель-Коршуниха

Прогнозная модель	Ошибка прогноза, %
	29.04.08	30.04.08	01.05.08	02.05.08
АРПСС	3,14	5,75	10,69	16,58

Анализируя полученные результаты, видим, что прогноз, выполненный данной моделью, имеет большую ошибку, порядка 15%. В данном случае математическая модель не приемлема.



Рис. 5.10 - Прогноз электрической нагрузки ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха методом АРПСС

Анализируя полученные результаты, видим, что прогноз, выполненный данной моделью, имеет большую ошибку, порядка 15%. В данном случае математическая модель не приемлема, так как в новых рыночных условиях такие ошибки не допустимы, потому что ЭСК несет огромные финансовые убытки.

5.3.2 Искусственные нейронные сети

Нейросетевой подход к решению задачи прогнозирования нагрузки имеет определённые преимущества по сравнению с традиционно используемыми регрессионными моделями, в частности, АРПСС, заключающиеся в возможности использования большого количества различных входных переменных (ретроспективных данных о нагрузке, температуре воздуха, времени суток, типе дня, долготе светового дня, количестве праздничных дней и др.). При этом функция зависимости выходных параметров модели от входных переменных может быть достаточно сложной и даже неизвестной. Какие модели обладают высоким быстродействием, робастностью (устойчивостью) и инвариантны к составу потребителей узла нагрузки.

Необходимо также отметить, что оригинальные свойства ИНС позволяют выполнять так называемое системное прогнозирование, когда задача прогнозирования тесно связана с управлением. При сложившейся новой рыночной ситуации в отечественной электроэнергетике это становится особенно актуально. В этом случае энергопредприятие спрогнозировав развитие ситуации (к примеру, уровень потерь ЭЭ в обслуживаемом энергорайоне), стремится изменить свои действия, чтобы своевременно среагировать на изменение внешней среды, уменьшить ущерб или, напротив, увеличить возможную прибыль.

Процесс прогнозирования на базе ИНС заключается в том, чтобы обучить на ретроспективных данных нейросетевую модель. Для этого из таких данных формируется специальный задачник, в котором на каждое входное значение задано известное выходное значение исследуемого параметра. Ошибки обучения и тестирования нейросетевой модели определяют качество прогнозирования.

В работе выполнен прогноз на четверо суток для п/ст Осиновка и участка ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха на базе ИНС. Далее сравним расчеты, выполненные методами АРПСС и ИНС.

Осуществим прогноз электрической нагрузки на подстанции Осиновка нейросетевым подходом. При прогнозировании нагрузки структура ИНС имела следующую конфигурацию: 48 входных нейрона, 2 - скрытых, 48 выходных нейрона (рис.5.11).

Сравнительный анализ показал (табл. 5.3), что при наличии чёткой цикличности и низкой степени нестационарности (рис. 5.12) ряда можно использовать как модель АРПСС, так и модель ИНС.



Рис. 5.11 - Структура ИНС типа RBF для суточного прогнозирования электрической нагрузки на подстанции Осиновка

Таблица 5.3 - Прогнозирование электрической нагрузки различными моделями на подстанции Осиновка

Прогнозная модель	Ошибка прогноза, %
	09.02.08	10.02.08	11.02.08	12.02.08
ИНС	3,01	3,14	1,45	1,59
АРПСС	3,35	6,28	1,45	2,36

Нагрузка на участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха содержит значительную нерегулярную составляющую. При прогнозировании нагрузки на участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха структура ИНС имела следующую конфигурацию: 22 входных нейрона, 6 - скрытых, 24 выходных нейрона, примет вид (рис.5.14).

На основании полученных данных построим графики ошибок прогноза (рис.5.15).



Рис. 5.12 - Прогноз электрической нагрузки различными моделями на подстанции Осиновка

Рис. 5.13 - Структура ИНС типа RBF для суточного прогнозирования электрической нагрузки ВСЖД на участке Гидростроитель-Коршуниха



Рис. 5.14 - Прогноз электрической нагрузки ВСЖД различными моделями на участке Гидростроитель-Коршуниха

Таблица 5.4 - Прогнозирование электрической нагрузки ВСЖД различными моделями на участке Гидростроитель-Коршуниха

Прогнозная модель	Ошибка прогноза, %
	29.04.08	30.04.08	01.05.08	02.05.08
ИНС	1,97	2,58	3,40	5,41
АРПСС	3,14	5,75	10,69	16,58

Из таблицы 5.4 видно, что там, где нагрузка содержит значительную не регулярную составляющую, предпочтительнее будет метод ИНС из-за меньшей ошибки прогноза, чем при АРПСС.

1. При формировании новой тарифной политики для ЭСК становиться крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов электропотребления в различных временных интервалах, что, по существу, требует создания специальных служб.

2. В главе проанализированы современные методы прогнозирования параметров режима и технологических характеристик, как традиционные ( ), так и основанные на методах искусственного интеллекта (ИНС).

3. Был осуществлен прогноз методами АРПСС и ИНС для п/ст Осиновки и участка ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха. На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что модель АРПСС применима при «простых» реализациях нагрузки. Если же временной ряд электрической нагрузки содержит значительную нерегулярную составляющую, то предпочтительнее модель ИНС.

6. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОСБЫТОВОЙ КОМПАНИИ В НОВЫХ РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ

6.1 Реформа электроэнергетики и права потребителей

подстанция трансформатор ток замыкание

В последние время при обсуждении проблемы электроэнергетики на самом высоком уровне стели говорить о приоритете потребителя.

В сентябре 2006 г. вышли в свет «Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (утверждены постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530), в которых сформулирована главная цель: “обеспечение устойчивого функционирования электроэнергетики, качественного и надежного снабжения потребителей электрической энергией”. В очередной раз провозглашены равноправие и взаимная выгода отношений потребителей и субъектов электроэнергетики [19].

В Правилах указаны субъекты розничных рынков: потребители электрической энергии; гарантирующие поставщики (ГП); энергоснабжающие организации; энергосбытовые организации; исполнители коммунальных услуг; сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства; производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке и тд.

Гарантирующий поставщик в соответствии с Федеральным законом “Об электроэнергетики” должен быть в каждом регионе, на него возложено обеспечение электроснабжения потребителей в условиях реформирования.

Потребитель по желанию может заключить с ГП договор энергоснабжения или договор купли-продажи (поставки) электроэнергии, различающиеся обязанностями поставщика. В первом случаи ГП должен осуществлять продажу потребителю электроэнергии и оказывать услуги по ее передачи, а также другие услуги, связанные с электроснабжением (самостоятельно или с привлечением третьих лиц). При этом в его функции входит урегулирование всех отношений (по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) с соответствующими объектами электроэнергетики или собственниками электросетевых объектов. Покупатель обязан оплачивать приобретаемою электроэнергию и оказанные услуги.

Во втором случае ГП обязуется лишь отпустить (поставить) электроэнергию покупателю, а тот должен ее оплатить. Таким образом, потребитель имеет возможность выбрать наиболее удобную для него форму договора и заключить его с ГП или с другой энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией.

Правилами установлено, что покупатель должен заявить ГП договорной объем потребления электрической энергии (мощности) с помесячной детализацией не позднее чем за 2 месяца до начала очередного периода регулирования тарифов. Стоимость отклонений фактического потребления от договорного покупатель компенсирует в соответствии с правилами, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Таким образом, для потребителей становиться крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов электропотребления в различных временных интервалах, что, по существу, требует (для крупных и средних потребителей) создания специальных служб.

Обратим внимание на крайне затратный для потребителя дополнительный п.14, где, в частности, говориться: “Потребители услуг - покупатели электрической энергии должны соблюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определенные в договоре в соответствии с порядком, утвержденным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработки государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

6.2 Проблемы энергосбытовой компании

Рынок электроэнергии в настоящее время состоит из двух слабо взаимосвязанных частей: оптового и розничных рынков. На розничных рынках основными участниками являются ЭСК, ГП, оптовые покупатели-перепродавцы (ОПП) и потребители. Взаимоотношения на рынке полностью контролирует государство в лице региональных и федеральных энергетических комиссий (Федеральная служба по тарифам (ФСТ), региональная энергетическая комиссия (РЭК)), которые устанавливают экономически обоснованные тарифы как на отпуск, так и на покупку электроэнергии. Куплю-продажу электроэнергии осуществляют строго по установленным тарифам; сверх этой суммы могут взимать штрафы, размер которых обусловлен убытками поставщика. Такие условия не способствуют конкуренции на рынке электроэнергии и, следовательно, замедляют темпы развития отрасли [16].

Оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) состоит из двух основных частей:

регулируемой (регулируемый сектор);

свободный (сектор свободной торговли и балансирующий рынок).

Тарифы в регулируемом секторе определяет ФСТ. Сектор свободной торговли подразумевает свободное ценообразование, когда тариф на электроэнергию является равновесной ценой спроса и предложения. Свободный рынок является привлекательным для многих компаний, но сделки в нем могут осуществляться в объеме не более 5% (15%) от отпуска генерации и не более 15% (30%) - потребления.

Исходя из условий функционирования рынков электроэнергии, на уровне розничных рынков электроэнергии (РРЭ) сложилась определенная система взаимоотношений между потребителями и энергоснабжающими компаниями (ЭСК) (рис. 6.1).



Рис. 6.1 - Схема взаимоотношений энергоснабжающей организации с потребителями

Проект правил функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии предполагает жесткую взаимосвязь между ними. Промежуточным звеном станут гарантирующие поставщики и независимые ЭСК, которые будут осуществлять покупку электроэнергии на ОРЭ и ее реализацию на РРЭ, причем они получили право переносить сложившиеся на ОРЭ цены на своих конечных потребителей (цены могут быть как выше, так и ниже установленного тарифа, но в рамках предельных уровней).

Покупку электроэнергии на РРЭ будут определять те же принципы, что и на оптовом; мощность будет выступать в качестве отдельного товара. Покупка фактического месячного объёма будет осуществляться по фактической стоимости поставки (вместо тарифа, установленного РЭК).

Плановое потребление определяют при помощи различных методов прогнозирования. На балансирующем рынке (БР) покупают или реализуют разницу между фактическим и плановым потреблением. Цену на БР также определяют спрос и предложение.

Основными действиями, позволяющими минимизировать издержки для ЭСК, вызванные новыми правилами рынка, являются:

оптимизация базовой поставки;

прогнозирование электропотребления на «рынок на сутки вперед» (РВС);

минимизация отклонения на БР;

изменение затратной части.

При прогнозировании потребления на РСВ (если метод прогнозирования дает 3-4% погрешности) затраты относительно сегодняшних возрастут на 3%; при введении диспетчеризации, следящей за исполнением плановой заявки, регулирующей уровень нагрузки - будут минимизированы.

В новых условиях ЭСК предполагает изменить схему взаимоотношений с потребителями (рис. 6.2) и предлагает им следующие мероприятия, которые в дальнейшем позволят снизить затраты на покупку электроэнергии.

Рис. 6.2 - Механизм взаимоотношений субъектов РРЭ в сфере покупки и реализации электроэнергии в новых рыночных условиях

Базовая составляющая покупки. Поскольку график поставки по двустороннему регулированию договора (РД) может быть изменен, целесообразно определить оптимальные графики поставки по каждому потребителю, а затем, сложив их, попытаться оптимизировать полученный результат и согласовать его с контрагентом по договору.

Подача заявок. Для определения объемов планового потребления на РСВ ЭСК необходима информация от отдельных предприятий о плановом потреблении. Так как большинство предприятий не имеет ресурсов для прогнозирования почасового потребления, ЭСК по имеющимся методикам, на основе данных о суточном потреблении, самостоятельно производит такое прогнозирование. Заявки на изменение планового суточного потребления принимаются за 36 часов до начала операционных суток.

Контроль нагрузки. Поскольку невозможно абсолютно точно спрогнозировать электропотребление на сутки вперед, неизбежно возникают отклонения, покупаемые на БР. Для минимизации затрат вводят коммерческую диспетчеризацию, основной целью которой являются отслеживание электропотребления абонента и выдача рекомендаций о снижении или увеличении нагрузки (с уведомлением о величине планового отклонения и дополнительных затратах, им вызванных).

1. Введение новых правил функционирования рынков электроэнергии предполагает существенное изменение договоров энергоснабжения и купли-продажи. Потребители в новых условиях будут заинтересованы в тщательном планировании потребности в электроэнергии и проведении анализа ее внепланового использования.

2. Основными действиями, позволяющими минимизировать издержки для ЭСК, вызванные новыми правилами рынка, являются:

оптимизация базовой поставки;

прогнозирование потребления на РСВ (рынок на сутки вперед);

минимизация отклонения на БР;

изменение затратной части.

7. ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТЬ НА ОРУ 110 КВ.

7.1 Общие сведения

Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушения и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом [21-24].

При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:

- короткие замыкания;

- перегрузки;

- повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;

- перенапряжение;

- возникновение токов утечки;

- неаккуратное обращение с огнём;

- неправильное проведение сварочных работ.

При возникновении аварийных ситуации происходит резкое выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной возникновения пожара. На долю пожаров, возникающих в электроустановках приходится 20%.

Таблица 7.1 - Статистические данные о пожарах

Основные причины	Короткие замыкания	Перегрузка проводов/кабелей	Образование переходных сопротивлений
Процентное соотношение	43	13	5

Режим короткого замыкания - появление электрического искрения, частиц расплавленного металла, электродуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.

Причины возникновения короткого замыкания:

- ошибки при проектировании;

- старение изоляции;

- увлажнение изоляции;

- механические перегрузки.

Пожарная опасность при перегрузках - чрезмерное нагревание отдельных элементов, которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение.

Пожарная опасность переходных сопротивлений - возможность воспламенения изоляции или др. горючих близлежащих материалов от тепла, возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах, переключателях и др.),

Пожарная опасность перенапряжения - нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов, проходящих через них, за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

Пожарная опасность токов утечки - локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями.

В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:

а) предотвращение образования горючей среды;

б) предотвращение образования в горючей среде или внесения в неё источников зажигания;

в) поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально допустимых по горючести;

г) уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести.

Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается системой предотвращения пожара путём организационных и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него. Классификация взрыво и пожароопасных зон помещений в соответствии с ПУЭ.

Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий правила устройства электроустановок выделяют пожаро- и взрывоопасные зоны.

Пожароопасные зоны - пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, как при нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.

П-I - помещения, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61 °С.

П-II- помещения, в которых выделяются горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости > 65 г/м3

П-IIа - помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества.

П-III - пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61 °С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3.

Взрывоопасные зоны - помещения или часть его или вне помещения, где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть I или II степени огнестойкости. Степень огнестойкости зданий и сооружений определяется группой возгораемости и пределом огнестойкости их основных строительных конструкций (несущие стены, перекрытия и т.д.).

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется временем в часах от начала испытания конструкции на огнестойкость до возникновения одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий, через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности конструкции в среднем более чем на 140 °С или в любой точке этой поверхности более чем на 180 °С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более 220 °С независимо от температуры конструкции до испытания;

в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).

7.2 Меры пожарной безопасности на ОРУ

Наземные кабельные лотки ОРУ должны иметь огнестойкое уплотнение в местах прохода кабелей из кабельных сооружений в эти лотки, а также в местах разветвления на территории ОРУ. Несгораемые уплотнения должны выполняться в кабельных каналах в местах их прохода из одного помещения в другое, а также в местах разветвления канала и через каждые 50 м по длине.

Места уплотнения кабельных лотков и каналов должны быть обозначены нанесением на плиты красных полос. При необходимости делаются поясняющие надписи. В кабельных лотках и каналах допускается применять пояса из песка или другого негорючего материала длиной не менее 0,3 м.

На территории ОРУ следует периодически скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории объекта и прилегающих к ограждению площадках. Допускается на отдельных участках территории ОРУ иметь декоративный кустарник или низкорослые деревья лиственных пород, в том числе фруктовые, если они не мешают общему обзору территории, а расстояния между деревьями и токоведущими частями исключают возможность электрического перекрытия в соответствии с требованиями ПУЭ. За насаждениями должен быть организован агротехнический уход.

На территории ОРУ первичные средства должны размещаться на специальных постах в удобном для персонала месте (в помещениях щитов, в тамбурах камер и т.п.). Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, должны иметься на тропах обхода территории ОРУ.

В местах установки на ОРУ передвижной пожарной техники (в соответствии с оперативным планом пожаротушения) должны быть обозначены и оборудованы места заземления.

7.3 Пожарная безопасность масленых трансформаторов

Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.

Соблюдением норм качества масла и, особенно, его изоляционных свойств и температурных режимов.

Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.

Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.

Маслоприемные устройства под трансформаторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.

В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться. При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью. При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.

Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.

В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.

Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.

Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей. В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.

Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.

Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.

Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.

Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту. Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.

Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании. Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания - в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.

Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.

Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям. Запрещается их выполнение из материала, не предусмотренного заводом-изготовителем. При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.

При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.

При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.

Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления. Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.

Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов на электростанциях и подстанциях, если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения, предусмотренных проектом.

Пожарная безопасность (ПБ) на ОРУ должна обеспечиваться в соответствии с требованиями ПБ, чтобы при возникновении пожара он был быстро локализован во избежание отключения потребителей от энергоснабжения.

При соблюдении правил ПБ, эксплуатационных норм основного силового оборудования можно избежать аварийных ситуаций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам исследования электрической схемы подстанции «Симахинская», выполненных в данной дипломной работе необходимо сделать следующие заключения:

1. На основании произведённого расчета нагрузок исследуемой подстанции определено, что расчетная нагрузка для каждого трансформатора составляет: для Т4 S=7,58 МВА, для Т3 S=9,06 МВА.

2. В результате проверки силового трансформатора определен коэффициент загрузки в нормальном режиме: для Т4 Кз=0,15, для Т3 Кз=0,18, и аварийном режиме: для Т4 Кз=0,21, для Т3 Кз=0,25, из чего следует, что трансформаторы ТРДН-25000/110/10,5/10,5 кВ, установленные в настоящее время на подстанции, соответствует проходящей через него нагрузке, имея при этом резерв по мощности.

3. Технико-экономический расчет показал, что установка одного двухобмоточного трансформатора ТРДЦН-63000/110 с расщепленной обмоткой взамен имеющихся, не выгодна не только экономически, но и технически.

4. Произведен расчет токов короткого замыкания. Максимальный ток КЗ составил IПО3 = 14,9 кА. На основании результатов расчета токов короткого замыкания произведена проверка оборудования, установленного на подстанции. По результатам проверки все оборудование, установленное на подстанции, удовлетворяет условиям длительной работы при нормальном режиме и соответствует условиям стойкости к воздействию токов КЗ, так выключатель ВМП-10К-630-20 следует заменить на ВВ/TEL-10-12,5/1000 У2.

5. В специальной части дипломной работы была спрогнозирована электрическая нагрузка на п/ст Осиновка и участке ВСЖД Гидростроитель-Коршуниха моделями АРПСС и ИНС. Выяснилось, что при значительной нерегулярной составляющей (нагрузка на ВСЖД), меньшую погрешность прогноза обеспечивает модель ИНС.

6. В экономической части дипломного проекта проанализированы проблемы ЭСК в новых рыночных условиях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций // И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев. Учебное пособие. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 610 с.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербинского. Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1974.

3. Емцев А.Н. Электрическая часть станций и подстанции. Проектирование электрической части ТЭЦ: Учебное пособие / А.Н. Емцев.- Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2007,- 169 с.

4. Емцев А.Н. Проектирование систем электроснабжения, электрических систем и сетей: методические указания / А.Н. Емцев, В.А. Попик.- Братск: БрГУ, 2007.- 43 с.

5. Борбат А.С. Электроснабжение промышленных предприятий. Разработка схемы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие / В.С. Борбат.- 4-е изд., перераб. и доп.- Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2005.- 123 с.

6. Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов / А.А. Федоров, В.В. Каменев.- 4-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1984.- 472 с., ил.

7. Правило устройства электроустановок.- М.: НЦ ЭНАС, 2005 г.

8. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст]. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007. - 251 с.

9. Межотраслевые правила по охране труда по эксплуатации электротехнических установок.- М.: НЦ ЭНАЦ, 2001.- 216 с.

10. Межотраслевые правила по охране (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок[Текст]. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2008. - 172 с.

11. Бокс Дж. Анализ временных рядов. Прогноз и управление / Дж. Бокс, Г. Дженкинс. - М.: Мир, 1974. - Вып. 1, 2.

12. Гамм А.З. Вероятностные методы расчёта режимов электроэнергетических систем / А.З. Гамм, В.Г. Курбацкий. - Братск: БрИИ, 1990. - 91 с.

13. Бэнн Д. В. Сравнительные модели прогнозирования электрической нагрузки / Д. В. Бэнн, Е.Д. Фармер: Пер. с англ. - М.: Энергоатомиздат, 1987.- 200 с.

14. Хайкин С. Нейронные сети. / С. Хайкин. - Полный курс. 2-е издание. : Пер. с англ. - М.: Издательский дом «Вильямс», 2006. - 1104 с.

15. Манов Н.А. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами / Н.А. Манов [и др.]. - Екатеринбург, Изд-во УрО РАН, 2002. - 205 с.

16. Александрова Н.С. Повышение конкурентоспособности энергосбытовых компаний - гарантирующих поставщиков на розничном рынке электроэнергии / Н.С. Александрова // Промышленная энергетика. - №2. - 2007. - С.9-12.

17. Боровиков В.П. Прогнозирование в системе STATISTICA в среде Windows: Основы теории и интенсивная практика на компьютере: Учеб. пособие / В.П. Боровиков, Г.И. Ивченко. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2006. - 368 с.

18. Курбацкий В.Г. Прогнозирование электрической нагрузки с использованием искусственных нейронных сетей / В.Г. Курбацкий, Н.В. Томин // Электрика - 2006 - №7. - С. 26-32

19. Аринин С.А. Проблемы энергосбытовой компании потребителя в рыночных условиях / Аринин С.А., Федосеева А.В. // Электрика. - 2006. - №9. - С. 8-10.

20. Кудрин Б.И. Реформа электроэнергетики и права потребителей / Кудрин Б.И. // Промышленная энергетика. - 2007. - №2. - С. 2-8.

21. Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности. 7-е изд., исправ. и доп.- М.: Высшая школа, 2007.-448 с.

22. Арустамов Э.А. Безопасность жизнедеятельности. Учебник 12-е изд., перераб. и доп.- М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и К?», 2007-456 с.

23. Марченко А.В. Безопасность жизнедеятельности. Учебное пособие. Москва. 2007.- 359 с.

24. Кукин П.П., Пономарев Н.Л. и др. «Безопасность жизнедеятельности. Производственная безопасность и охрана труда». М.: Высшая школа, 2001.- 430 с.

Приложение 1

Данные по потребителям подстанции «Симахинская»

Таблица П 1.1

Наименование потребителя	Ia, А	Ib, А	Ic, А	P, МВт	Q, МВар	S, МВА	Ua, В	Ub, В	Uc, В
РП-14-1	74	-	74	1,2	0,4	1,26	-	-	-
ВЛ-10-108	13	-	12	0,2	0,1	0,22	-	-	-
ВЛ-10-112	1	-	1	0	0	0	-	-	-
РП-5-1	42	-	41	0,6	0,4	0,72	-	-	-
КЛ-2-1	1	-	2	0	0	0	-	-	-
ТП-11-13-1	7	-	8	0,1	0	0,1	-	-	-
РП-2-2	129	-	134	2,2	0,6	2,28	-	-	-
РП-1-2	133	-	132	2,2	0,7	2,31	-	-	-
ВЛ-10-137	13	-	12	0,2	0,1	0,22	-	-	-
РП-2-1	139	-	138	2,3	0,8	2,44	-	-	-
ТП-11-18-2	25	-	25	0,4	0,2	0,45	-	-	-
ТП-16-02-1	24	-	23	0,4	0,1	0,41	-	-	-
ТП-16-08	6	-	6	0,1	0	0,1	-	-	-
ВЛ-10-125	8	-	8	0,1	0,1	0,14	-	-	-
РП-1-1	93	-	96	1,6	0,5	1,68	-	-	-
ВЛ-115	30	-	26	0,4	0,3	0,5	-	-	-
ТП-16-02-2	28	-	28	0,5	0,1	0,51	-	-	-
ТП-11-18-1	42	-	41	0,7	0,2	0,73	-	-	-
ВЛ-10-107	11	-	11	0,2	0,1	0,22	-	-	-
РП-14-2	68	-	0	0,4	0,5	0,64	-	-	-
ТП-11-5	32	-	31	0,5	0,2	0,54	-	-	-
РП-5-2	87	-	87	1,3	0,8	1,5	-	-	-
ВЛ-10-128	7	-	7	0,1	0	0,1	-	-	-
КЛ-2-2	1	-	1	0	0	0	-	-	-
ТП-11-13-2	11	-	11	0,2	0,1	0,22	-	-	-
ТСН-1	0	34	73	23,3	1,6	23,35	0	222,1	217,9
ТСН-2	31	50	14	22	1,4	22,04	219,3	222,1	224,4

Приложение 2

Таблица П 2.1 - Расчет токов короткого замыкания, выполненный в программе GTCURR. Расчет для данных из файла work.tkz при S б = 1000 MBА

Номер эл-та 1 2 3	Обозначен-ие эл-та Линия l1 Трансформ. t1 Система s1	Исходные параметры Расчетные параметры элемента R,o.e. X,o.e. E,o.e. l = 2.8 кM.0000.086 X =.400 Oм/кM R =.0000 Oм/кM U ср.нoм = 115.0 кB Числo цепей 1. S нoм = 25. MBA.0000 8.400 U вн = 10.5 %.0000 8.400 U нн = 15.0 %.0000 9.333 P кз = 0. кВт S нoм = 3984. MBA.0178.251 1.000 X с = 1.000 о.е. Куд = 1.800

Для КЗ # 1 в узле сo средним номинальным напряжением 115.0 кВ отключаемом при t от.сб., c =.000 и t от., c =.000:

Эл. I пo,кА I пt,кА T a,c i уд,кА i at,кА i кt,кА Beta,% Bк,кA2*c 1 14.87 14.87.060 38.83 21.025 42.05 100.0.00

KЗ 14.87 14.87.060 38.83 21.025 42.05 100.0

Сопротивление узла КЗ,о.е.: Rэкв =.1783E-01 Xэкв =.3372

Для КЗ # 3 в узле сo средним номинальным напряжением 10.5 кВ отключаемом при t от.сб., c =.000 и t от., c =.000:

Эл. I пo,кА I пt,кА T a,c i уд,кА i at,кА i кt,кА Beta,% Bк,кA2*c 2 9.11 9.11 1.078 25.64 12.880 25.76 100.0.00

KЗ 9.11 9.11 1.078 25.64 12.880 25.76 100.0

Сопротивление узла КЗ,о.е.: Rэкв =.1783E-01 Xэкв = 6.037

Размещено на Allbest.ru