Расчет защиты с ДЗТ-21.

1) Определяется первичный минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии торможения) , А, по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора блока под напряжение

, (6.17)

где - коэффициент, обеспечивающий отстройку защиты от бросков тока намагничивания; принимается равным 0,3;

- номинальный ток тpансфоpматоpа, приведенный к стороне высшего напряжения, А;



, (6.18)

А;

А

Для удобства значение минимального тока срабатывания защиты выражается в долях от номинального тока трансформатора , о.е.,:

(6.19)

2) Определяются вторичные токи , А, и , А, протекающие в плечах защиты для сторон высшего и низшего напряжения, в номинальном режиме работы трансформатора защищаемого блока

, (6.20)

где - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока;

- коэффициент тpансфоpмации тpансфоpматоpов тока;

А,

А,

А,

А

Значения токов в обоих плечах защиты не выходят за пределы диапазона номинальных токов трансреактора (2.05.5 А), что позволяет отказаться от установки выравнивающего автотрансформатора.

На стороне низшего напряжения блока выбирается ответвление трансреактора с номинальным током, ближайшим меньшим по отношению к вторичному номинальному току, протекающему в плече защиты.

3) Производится выбор ответвлений трансреактора исходя из условий выравнивания действия токов плеч защиты.

На стороне низшего напряжения блока выбирается ответвление трансреактора , А,

, (6.21)

А (ответвление №2).

Номинальный ток ответвления трансреактора , А, на стороне высшего напряжения блока выбирается как ближайший меньший к расчетному току

, (6.22)

Принимается А.

4) Выбираются уставки реле.

Для стороны высшего напряжения , о.е.,

(6.23)

Для стороны низшего напряжения , о.е.,

(6.24)

За расчетную величину уставки принимается наибольшая, т.е. о.е.

5) Выбираются ответвления трансформаторов тока тормозных цепей реле.

По [16] выбирается номинальный ток ответвления трансформатора тока тормозной цепи со стороны высшего напряжения I_отв.т1 как ближайший больший или меньший ко вторичному номинальному току I_в1, протекающему в плече защиты.

Следует принять I_отв.т1 = 3,75 А (ответвление №2).

Выбор ответвлений на трансформаторе ТА2, присоединяемом к трансформаторам тока в цепи ответвления к собственным нуждам, производиться в соответствии с вторичным номинальным током источника питания собственных нужд , А,

, (6.25)

,

где - номинальная мощность трансформатора собственных нужд;

- минимальное значение напряжения, В, принимается ;

- коэффициент трансформации трансформатора тока в цепи собственных нужд;

А (ответвление №1).

6) Определяются коэффициент торможения

Коэффициент торможения реле ДЗТ-21 к_т, о.е., определяется как отношение приращения тока в рабочей дифференциальной цепи реле к полусумме приращения тока в тормозной цепи реле

, (6.26)

Где и -относительное значение рабочего и тормозного токов при внешнем КЗ;

- выбранная уставка реле;

- относительное значение тока начала торможения, =1;

- коэффициент отстройки, принимается равным 1,5.

Расчетными точками при определении коэффициента торможения являются:

а) внешнее трехфазное КЗ К1 на стороне высшего напряжения трансформатора блока при подключении цепей дифференциальной защиты к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых выводов генератора;

б) внешнее трехфазное КЗ К2 на ответвлении к собственным нуждам в режиме, когда выключатель на стороне высшего напряжения блока отключен.

При внешнем трехфазном КЗ по рабочей цепи реле протекает ток , А, равный максимальному значению расчетного вторичного тока небаланса, протекающему в реле защиты,

(6.27)

Ток небаланса , А, определяется как сумма двух составляющих

, (6.28)

где - составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока, А;

- составляющая, обусловленная неточностью установки расчетного значения токов на ответвлениях трансреактора, А;

, (6.29)

где - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

е=0,1 - допустимая погрешность трансформаторов тока;

- максимальный ток при внешнем трехфазном коротком замыкании в расчетной точке, протекающего в плече защиты на стороне высшего напряжения блока, А;

, (6.30)



где - периодическая составляющая первичного тока при внешнем трехфазном коротком замыкании в расчетной точке, А;

А; (6.31)

А,

А.

Значение , А, определяется по формуле:

, (6.32)

А;

А.

По тормозной цепи реле протекает ток , А, равный периодической слагающей вторичного тока трехфазного КЗ

(6.33)

Относительное значение рабочего тока , о.е.



(6.34)

Относительное значение тормозного тока , о.е.

(6.35)

Коэффициент торможения определяется по формуле (7.24),

Расчет по пункту б).

При внешнем повреждении на ответвлении к потребителям и собственным нуждам в точке К2 в режиме, когда отключен выключатель на стороне высшего напряжения блока, ток в рабочей цепи , А, равен вторичному току трехфазного КЗ

, (6.36)

где - периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания при повреждении в точке К2, приведенная к низшему напряжению трансформатора блока, кА;

- коэффициент трансформации трансформатора тока установленного на стороне низшего напряжения блока;



, (6.37)

, (6.38)

;

тогда:

По тормозной цепи реле протекает тормозной ток , А, равный периодической составляющей вторичного тока трехфазного короткого замыкания при повреждении в точке КЗ

, (6.39)

Относительные значения рабочего и тормозного токов , о. е.,

, (6.40)

, (6.41)



Коэффициент торможения , необходимый для отстройки защиты от внешнего повреждения на ответвлении к собственным нуждам, определяется по выражению:

, (6.42)

В качестве уставки коэффициента торможения защиты принимается большее из двух полученных расчетных значений и , т.е. 0,795.

7) Выбор уставок дифференциальной отсечки.

Уставка тока срабатывания дифференциальной отсечки , о.е., выбирается из условия отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора блока под напряжение

, (6.43)

где =4 - коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания при включении трансформатора блока;

- относительное значение вторичного рабочего тока в плече защиты, соответствующее номинальному току трансформатора блока, о.е.;

, (6.44)

;

;



Согласно данным завода-изготовителя отсечка имеет две уставки тока срабатывания =6 или =9. Уставка тока срабатывания отсечки принимается ближайшей большей по отношению к ее расчетному значению:

8) Определение чувствительности защиты

Чувствительность защиты определяется при повреждении в защищаемой зоне только при отсутствии торможения. Расчетной точкой является металлическое короткое замыкание на выводах высшего напряжения трансформатора блока при отключенном выключателе со стороны высшего напряжения,

, (6.45)

, (6.46)

В соответствии с ПУЭ минимальный коэффициент чувствительности защиты должен быть не менее 2.

6.7 Газовая защита трансформатора

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающиеся значительным нагревом и выделением газа. Выделяющиеся в трансформаторе газы поступают в газовое реле, расположенное в маслопроводе между трансформатором и расширителем.

Газовая защита имеет две ступени. Первая ступень действует на сигнал, а вторая - на отключение. Первая ступень срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, после накопления определенного объема газа в реле. Вторая ступень срабатывает при значительных повреждениях, сопровождающихся бурным выделением газа.

Газовая защита обладает высокой чувствительностью и в ряде случаев выявляет повреждения в начальной стадии. На некоторые виды опасных повреждений (пожар в стали сердечника трансформатора, замыкание малого числа витков обмоток, снижение уровня масла) реагирует только газовая защита, тогда как другие защиты при этом не приходят в действие.

На трехфазных трансформаторах защита выполняется на одном газовом реле, а на группе из трех однофазных трансформаторов - на трех газовых реле.

Защита выполняется на газовом реле типа РГТ.

6.8 Защита от повышения напряжения

Предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения в обмотке статора. Устанавливается на всех энергоблоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более.

Защита выполняется с помощью реле максимального напряжения KV1 типа РСН 14-30 (или РН-58/200), подключенного к трансформатору напряжения.

Уставка на реле напряжения , В,

, (6.47)

Где - номинальное напряжение генератора, кВ;

кВ

Защита не имеет выдержки времени и может действовать только на холостом ходу генератора (на гашение поля). При работе блока на нагрузку она автоматически выводится из действия с помощью трехфазных токовых pеле типа РТ-40/Р (KA1-KA3), размыкающих свои контакты при появлении тока и устанавливаемых для использования в схемах УРОВ с целью контроля тока в выключателях.

Реле KA2 и KA3 вводят в действие защиту при отключенном выключателе в цепи генератора. При включенном положении этого выключателя и отключении выключателя (или двух выключателей) на стороне высшего напряжения реле KA2 и KA3 могут разомкнуть свои контакты из-за значительного возрастания тока намагничивания трансформатора блока. Для ввода защиты в действие в этом случае предусмотрено использование реле KA1.

При отсутствии выключателя в цепи генератора в схеме защиты должно предусматриваться токовое реле, подключенное к трансформаторам тока на стороне высшего напряжения.

При переходе генеpатоpа блока в режим холостого хода защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около 3 с (реле KT), перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генеpатоpе при его отключении от сети./25/

6.9 Дифференциальная защита блока

Защита устанавливается в качестве дополнительной резервной быстродействующей защиты к продольным дифференциальным защитам на блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток. Она защищает от междуфазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах, а также от всех видов повреждений в обмотках трансформатора блока и на его выводах.

При применении резервной дифференциальной защиты на блоках без выключателя в цепи генератора рекомендуется предусматривать отдельные основные дифференциальные защиты генератора и трансформатора.

Резервная дифференциальная защита действует так же, как и основные защиты блока, но через другую группу выходных реле. На выходе ее предусматривают выдержку времени около 0,3 с для отстройки по времени от дифференциальной защиты генератора.

Защита присоединяется к трансформаторам тока, установленным на стороне высшего напряжения блока, и к трансформаторам тока со стороны нулевых выводов генератора.

Продольная дифференциальная защита блока может выполняться на реле ДЗТ-21 и ДЗТ-11.

При расчете защита должна отстраиваться по току срабатывания от КЗ за трансформатором собственных нужд, так как ток ответвления в защиту не подается.

6.10 Защита от внешних коротких замыканий на землю

На блоках с заземленной нейтралью трансформаторов от внешних КЗ на землю устанавливается резервная токовая защита нулевой последовательности. Защита выполняется с помощью двух реле тока КА1 и КА2 типа РТ - 40.

Реле подключается к трансформатору тока в нейтрали силового трансформатора. Реле КА1 и КА2 имеют разную чувствительность, каждое реле обеспечивает возможность действия защиты с двумя выдержками времени. Более чувствительное реле КА1 создает команду на деление шин высшего напряжения (с выдержкой ) и на ускорение ликвидации неполнофазных режимов блока (). Более грубое реле КА2 формирует команду на отключение выключателей со стороны высшего напряжения при неотключившемся КЗ в сети (дальнее резервирование) с временем и на полный останов блока (ближнее резервирование) с большим временем действия .

6.11 Токовая защита обратной последовательности

Hа блоках с генераторами 300 МВт для защиты от внешних несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок устанавливается токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержек времени типа РТФ-6М.

Реле РТФ-6М содержит пять отдельных органов: пусковой, сигнальный, интегральный и две отсечки.

Сигнальный орган действует на сигнал при появлении несимметрии токов генератора, которая должна быть устранена дежурным персоналом.

Пусковой орган обеспечивает пуск интегрального органа.

Интегральный орган предназначен для защиты генератора от перегрузки токами обратной последовательности и действует с выдержкой времени, зависящей от величины тока обратной последовательности. В типовых схемах защиты блоков интегральный орган действует обычно с двумя выдержками времени, для этого на его выходе устанавливается выносное реле времени. С меньшей выдержкой времени (проскальзывающий контакт реле времени) интегральный орган действует на отключение выключателей высшего напряжения блока, а с большей (упорный контакт) - на останов блока.

Отсечка I (чувствительная отсечка) является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ и действует с двумя выдержками, устанавливаемыми на отдельном реле времени. С меньшей выдержкой времени защита обычно действует на деление шин высшего напряжения, а с большей - на отключение выключателей высшего напряжения блока.

Отсечка II (грубая отсечка) предназначена для ближнего резервирования основных защит при двухфазных КЗ на выводах генератора и в его статорной обмотке. Используется на блоках с генераторными выключателями и действует с выдержкой времени на отключение этого выключателя и останов турбины. Выдержка времени обеспечивается с помощью отдельного реле времени. При наличии на блоке резервной дифференциальной защиты или при отсутствии генераторного выключателя отсечка II обычно не используется.

Защита подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых или линейных выводов генератора, чем обеспечивается действие защиты при внутренних несимметричных КЗ.

Расчет токовой защиты обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержек времени:

1. Ток срабатывания отсечки II , о.е., определяется исходя из обеспечения заданной чувствительности при к.з. на выводах генератора

(6.48)

Где - коэффициент чувствительности, для блоков мощностью 300 МВт принимается равным 1,2;

- сверхпереходный относительный ток обратной последовательности, протекающий при двухфазном к.з. на выводах генератора, о.е., (точка К3);

, (6.49)

Время срабатывания отсечки II в секундах выбирается по условию согласования с основными защитами

с. (6.50)

2. Ток срабатывания отсечки I выбирается по условию согласования с резервными защитами от междуфазных КЗ присоединений распределительного устройства на стороне высшего напряжения блока

о.е. (6.51)

Выдержка первой ступени отсечки I , с, предназначенной для деления шин высшего напряжения, выбирается по условию согласования с максимальным временем резервных защит присоединений, отходящих от шин

(6.52)

Где - время срабатывания резервных защит присоединений, с;

с -ступень селективности, с;

с.

Указанная выдержка времени , с, должна быть меньше времени действия интегрального органа при двухфазном КЗ за трансформатором блока

, (6.53)

Где - время срабатывания интегрального органа, с, определяется по типовой характеристике в относительных единицах при двухфазном КЗ за трансформатором блока, с;

, (6.54)



Где - постоянная, задаваемая заводом-изготовителем;

- относительное значение тока обратной последовательности, приведенное к номинальному току генератора; рисунок 6.3 точка К1;

с,

с.

Выдержка времени второй ступени отсечки I , с, выбирается на ступень больше времени действия первой ступени:

, (6.55)

с

3. Hа интегральном органе реле устанавливается уставка , соответствующая значению этой постоянной для защищаемого генератора.

4. Ток срабатывания пускового органа для надежного пуска интегрального органа рекомендуется выбирать равным, о.е.,

(6.56)

5. Ток срабатывания сигнального органа выбирается исходя из длительно допустимой несимметрии токов статора турбогенератора, равной 10%; при этом длительно допустимый ток обратной последовательности должен быть не более 5-7 %, поэтому принимается равным, о.е.,

(6.57)

Вpемя действия сигнального органа выбирается больше, чем время действия резервных защит блока, и принимается обычно равным 9 с.

Допустимое время устранения , с, несимметрии токов статора определяется по тепловой характеристике при токе равном току срабатывания пускового органа

, (6.58)

с.

Для генераторов мощностью 160 - 800 МВт мин.

За это время несимметрия должна быть устранена дежурным персоналом энергосистемы.

6.12 Защита от внешних симметричных коротких замыканий

На блоках с генераторами мощностью 300 МВт для защиты от внешних симметричных коротких замыканий устанавливается односистемная дистанционная защита AKZ1, выполненная с использованием блока реле типа БРЭ 2801.

Блок реле сопротивления содержит три одинаковых реле сопротивления типа С 108, что позволяет выполнить защиту двухступенчатой (третье реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения).

Каждое реле сопротивления (KZ) включается на междуфазное напряжение от трансформатора напряжения TV1, установленного на выводах генератора, и разность токов соответствующих фаз трансформаторов тока, установленных в нейтрали генератора или со стороны линейных выводов его статорной обмотки.

Реле сопротивления выполняются на основе схемы сравнения по фазе двух электрических величин и имеют характеристики срабатывания в виде окружности или пересекающихся дуг окружности (эллипса). Характеристики могут располагаться в I квадранте плоскости и проходить через начало координат или смещаться в I или III квадранты (направленное реле полного сопротивления), а также выполняться с центром в начале координат (ненаправленное реле).

Соотношения осей эллипса у эллиптической характеристики могут быть равны 1; 0,75; 0,5.

Угол максимальной чувствительности у направленного реле (ц_мч) равен 65° или 80°.

Смещение окружности в III квадрант Z_см/Z_уст может выбираться равным 0,06; 0,12; 0,2; 1.

Для дистанционной защиты генератора рекомендуется выбирать круговые характеристики, расположенные в I квадранте комплексной плоскости и смещенные и III квадрант. Для лучшей отстройки от сопротивления нагрузки характеристику второй ступени защиты можно выбирать в виде эллипса. Характеристики реле сопротивления первой и второй ступеней дистанционной защиты приведены на рисунке 6.5.

Если на блоке установлена резервная дифференциальная защита, то дистанционная защита должна обеспечивать дальнее резервирование и может выполняться одноступенчатой (соответствует третьей ступени дистанционной защиты линий). В этом случае дистанционная защита, действует с двумя выдержками времени: с меньшей - на деление шин высшего напряжения, с большей - на отключение выключателей высшего напряжения блока.

При отсутствии резервной дифференциальной защиты дистанционную защиту целесообразно выполнять двухступенчатой. Первая ступень (соответствует второй ступени защиты ЛЭП) осуществляет ближнее резервирование, согласуется со вторыми ступенями дистанционных защит отходящих ЛЭП и действует с двумя выдержками времени: с меньшей - на отключение выключателей высшего напряжения блока, с большей - на полное отключение и останов блока. Вторая ступень дистанционной защиты при этом выполняет дальнее резервирование.



6.13 Защита от симметричной перегрузки статора

Защита от симметричной перегрузки выполняется с помощью реле тока КА5, включенного на ток одной фазы. В защите используется реле тока с высоким коэффициентом возврата типа РТВК, выполненное на полупроводниках.

Ток срабатывания защиты определяется по выражению, А,

, (6.59)

Где - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

- коэффициент возврата реле, равен 0,99;

- номинальный ток генератора, А,

А

Защита действует на сигнал с выдержкой времени 9 с.

6.14 Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения

Для защиты обмотки ротора от перегрузки током возбуждения на турбогенераторах мощностью 300 МВт применяют токовую защиту с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени, соответствующей тепловой характеристике генератора.

Защита выполняется на реле АКJ2 типа РЗР-1М, которое подключается к датчику тока ротора. При тиристорном и высокочастотном возбуждении датчиком тока является трансформатор постоянного тока UА, при бесщеточном возбуждении используется индукционный короткозамкнутый датчик тока ИКДТ.

Трансформатор постоянного тока представляет собой магнитный усилитель, в котором управляющая обмотка, включенная на ток ротора, выполнена в виде стержня, проходящего внутри двух магнитопроводов. Рабочая обмотка, к которой подключается защита, располагается на обоих магнитопpоводах и питается переменным током от вспомогательного устройства АКN. Для предотвращения тpансфоpмации переменного тока из рабочей обмотки в управляющую соединение рабочих обмоток, размещенных на разных сердечниках, выполняется так, чтобы м.д.с. этих обмоток наводили в управляющей обмотке встречные, взаимно компенсирующие э.д.с.

Защита РЗР-1М содержит входное пpеобpазовательное устройство UV, пусковой, сигнальный и интегральный органы.

Входное пpеобpазовательное устройство служит для настройки защиты на заданный номинальный вторичный ток pотоpа.

Пусковой оpган служит для пуска интегрального оpгана.

Интегральный орган защиты имеет две ступени действия и, следовательно, две зависимые характеристики выдеpжки вpемени.

Пеpвая ступень интегрального оpгана на туpбогенеpатоpах с тиpистоpным возбуждением используется для двухступенчатого pазвозбуждения (сначала действует на pазвозбуждение чеpез цепи АРВ, затем с большим временем на отключение АРВ). Hа туpбогенеpатоpах с высокочастотным возбуждением пеpвая ступень интегрального оpгана действует на устройство ограничения фоpсиpовки.

Втоpая ступень интегрального оpгана защиты действует на отключение выключателя генеpатоpа, гашения поля и останов турбины. Вpемя данной ступени с, защиты выбирается по тепловой хаpактеpистике генеpатоpа с учетом накопления тепла в обмотке pотоpа пpи перегрузке и охлаждении pотоpа после ее устpанения

, (6.60)

Где - постоянная, учитывающая накопление тепла в pотоpе;

и - коэффициенты, зависящие от вида характеристик и диапазона уставок;

- относительное значение тока pотоpа, о.е.

Сигнальный оpган действует на сигал пpи перегрузках pотоpа.

Расчет и выбоp уставок защиты.

1. Выбирается первичный номинальный ток тpансфоpматоpа постоянного тока и пpовеpяется соотношение , о.е.,

, (6.61)

Где - вторичный номинальный ток pотоpа генеpатоpа, А;

- номинальный ток устpойства РЗР, А, равный 2,5 А.

Вторичный номинальный ток pотоpа , А,

(6.62)

Где - номинальный ток pотоpа, А;

- коэффициент тpансфоpмации трансформатора постоянного тока UA;

2. Выбирается уставка пускового оpгана

Диапазон уставок пускового оpгана по току pотоpа в относительных единицах равен от 1,05 до 1,25. Принимается 1,1.

3. Для интегрального оpгана выбирается исполнение защиты.

Исполнение I выбирается, если допустимая длительность двухкpатного номинального тока в обмотке pотоpа составляет 20 с, а исполнение II, если 30 с.

В таблице 6.1 приведены выдеpжки вpемени для интегрального оpгана защиты.

4. Уставки сигнального оpгана могут регулироваться в пpеделах от 1,0 до 1,2. Рекомендуется пpинять 1,05.

5. Выдеpжка вpемени действия сигнального оpгана защиты принимается равной =10с.

Таблица 6.1

Выдеpжки вpемени защиты РЗР-1М пpи pазличных кратностях тока на максимальной уставке

	Выдержка времени ,с
	Исполнение I	Исполнение II
	I ступень	II ступень	I ступень	II ступень
1,1	480	600	480	600
1,2	215	265	250	310
1,5	50	60	74	92
2	16	20	24	30

6.15 Защита от асинхронного хода

На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения.

При переводе в асинхронный режим турбогенератора, потерявшего возбуждение, указанные выше устройства защиты или автоматического гашения поля должны действовать на сигнал о потере возбуждения и производить автоматическое переключение нагрузки собственных нужд на резервный источник питания.

Все турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима, а также остальные турбогенераторы в условиях дефицита реактивной мощности в системе при действии указанных устройств должны отключаться от сети.

Защита от асинхронного режима реагирует на изменение величины и фазы полного сопротивления на выводах генератора при потере возбуждения.

В нормальных режимах работы вектор полного сопротивления генератора располагается обычно в I квадранте комплексной плоскости сопротивлений. При исчезновении возбуждения вектор полного сопротивления перемещается в IV квадрант, так как в этом режиме генератор продолжает выдавать в сеть активную мощность, потребляя из сети реактивную мощность.

При замыкании обмотки ротора на выпрямитель в схеме тиристорного возбуждения это сопротивление может уменьшаться примерно до 0,5·х_d'. Следовательно, для реагирования на потерю возбуждения реле сопротивления должно выполняться с характеристикой, размещенной в IV квадранте комплексной плоскости и охватывающей область от х_d до 0,5 0,5·х_d'. Защита от асинхронного режима выполняется с помощью одного из трех реле сопротивления (КZ3), входящих в дистанционную защиту АК21 типа БРЭ 2801. Реле включается на разность фазных токов и линейное напряжение.

Угол максимальной чувствительности реле принимается равным 80°. Полярность цепей напряжения изменяется при наладке защиты, при этом угол ц_мч становится равным 260°. Специальным регулированием угол ц_мч доводится до 265-266°. Таким образом, обеспечивается то, что характеристика реле сопротивления располагается в III и IV квадрантах комплексной плоскости сопротивлений. Диаметр окружности характеристики выбирается равным, о.е.,

(6.63)



смещение в III квадрант, о.е.,

(6.64)

Для предотвращения излишних срабатываний защиты при нарушениях динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе время действия защиты принимается равным 1-2 с.

Для того, чтобы защита не подействовала в режиме самосинхронизации генератора, она вводится в действие с выдержкой времени 1 с после появления тока в статоре генератора.

Для предотвращения излишних срабатываний защиты при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от токовой защиты обратной последовательности.

Защита может действовать на перевод генератора в асинхронный режим. При этом должны обеспечиваться условия допустимой работы генератора в асинхронном режиме: защита действует на разгрузку турбины до мощности 0,4·Р_ном1, в блок релейной форсировки турбины для ее торможения, на отключение выключателей со стороны 6 кВ рабочего трансформатора собственных нужд, на отключение АГП.

Действия защиты на разгрузку турбины и на гашение поля генератора импульсные, чтобы не препятствовать ресинхронизации генератора при восстановлении цепей возбуждения или при переводе генератора на резервное возбуждение.

Если асинхронный режим недопустим для генератора или для энергосистемы, то защита действует на отключение генератора, гашение поля и останов турбины.

7. Разработка конструкции РУ 220 кВ

В настоящее время разработаны типовые схемы распределительных устройств повышенных напряжений (35-750 кВ). Выбор той или иной схемы зависит от номинального напряжения и количества присоединений.

Исходя из главной схемы станции, необходимо выбрать конструкцию РУ для последующей увязки с ней электрических аппаратов, токоведущих частей и их расположения. Выбор компоновки производится на основе технико-экономических показателей: шаг ячейки, габариты и площадь РУ, количество изоляторов, расход ошиновки и несущих конструкций, стоимость материалов и монтажных работ.

В дипломном проекте разрабатываются конструкции РУ 110, 220 и 500 кВ. РУ 110 и 220 кВ выполняются по схеме «Две системы сборных шин с обходной системой шин». Две рабочие системы шин примыкают друг к другу; обходная система шин отнесена за линейные порталы. Сборные шины, разъединители, выключатели расположены рядами по длине ОРУ. Для выключателя принята однорядная установка, что позволяет примерно на 20% уменьшить ширину РУ по сравнению с двухрядным расположением. Преимущество данной схемы в том, что можно выводить в ремонт систему шин и любой выключатель без отключения присоединений, возможность параллельной работы автотрансформаторов связи, а также сравнительно малое количество выключателей на присоединение - 1,18. К недостаткам схемы можно отнести сложность при обслуживании и малую наглядность. Кроме того, разъединители используются не только для вывода оборудования в ремонт, но и для и для изменения схемы, что несколько снижает надежность.

Размеры ОРУ 110 кВ:

Длина = 9 х 12 = 108 м

Ширина = 37 м.

Размеры ОРУ 220 кВ:

Длина = 15,4 х 13 = 200,2 м

Ширина = 86,5 м.

Для ОРУ 500 кВ принята схема «2/3», также называемая «полуторной». Она состоит из двух систем шин, между которыми включены цепи из трех выключателей. Присоединения подключаются между двумя выключателями. Так как число присоединения равно семи, то в данном распредустройтсве будет три ячейки по три выключателя в каждой, и одна ячейка с двумя выключателями. Отключение любого присоединения производится срабатыванием двух выключателей. Преимущества такой схемы: можно выводить в ремонт любую систему шин и любой выключатель без отключения присоединений, применение разъединителей только для вывода в ремонт оборудования, возможность некоторых присоединений при отключении отключении обоих систем шин. Недостатками является сооружение двухярусных порталов для переноса ошиновки оборудования над системами шин, а также то, что поскольку число присоединений нечетно, приходится завышать число выключателей на присоединение.

Размеры ОРУ 500 кВ:

Длина = 31 х 4 = 124 м

Ширина = 281,5 м.

8. Безопасность жизнедеятельности

8.1 Расчет заземляющего устройства ОРУ 220 кВ

Расчет заземляющих устройств в установках 110 кВ и выше производится по предельно допустимому напряжению прикосновения, которое нормируется в зависимости от длительности воздействия. Расчет производится по методике, изложенной в [22].

На рисунке 8.1 показан разрез ячейки и заземляющее устройство ОРУ 220 кВ.

РУ 220 кВ состоит из 13 ячеек. Длина ОРУ с учетом ограждений составляет 206,8 м, ширина 102,9 м. Заземляющее устройство выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние от заземляющего устройства до ограды ОРУ - 2 м. В соответствии с этим длина заземляющего устройства 189,5 м, а ширина - 98,9 м.

Принимается в качестве верхнего слоя супесок ( Омм), в качестве нижнего слоя глина ( Омм). РУ находится в третьей климатической зоне, где толщина верхнего слоя h₁= h_С=1,8 м.

Принимается глубина заложения электродов t=0,6 м, длина вертикальных электродов l_В=9 м. Вертикальные электроды установлены по периметру сетки в местах пересечения внутренних проводников с контурным.

Площадь заземляющего устройства , м²,

м²

Периметр заземляющего устройства , м,

м

Общая длина горизонтальных проводников , м,

м.

Число вертикальных электродов шт.

Полная длина вертикальных электродов , м,

, (8.1)

м.

Среднее расстояние между вертикальными проводниками , м,

, (8.2)

м.

Определяется сопротивление заземлителя , Ом,

,(8.3)

где при ;

при ;

- эквивалентное удельное среднее сопротивление земли, Ом·м;

, (8.4)

где при ;

при ;

,

,

,

,

Ом•м.

Ом.

Сопротивление заземляющего устройства, включая естественные заземлители , Ом,

, (8.5)

где Ом - сопротивление естественных заземлителей;

Ом.

Наибольшее допустимое напряжение прикосновения составляет В для времени воздействия с.

Напряжение, приложенное к человеку , В,

, (8.6)

где - коэффициент распределения потенциала по поверхности земли;

- начальное значение периодической составляющей тока при однофазном КЗ на ОРУ, А, при расчете заземления принимается ;

А,

, (8.7)

, (8.8)

где М=0,75;

=1000 Ом - сопротивление тела человека;

-сопротивление растекания тока от ступней, Ом;

- сопротивление верхнего слоя земли, Ом·м.

,

,

В.

Проверяется условие

_., (8.9)

385,49 В < 400 В.



Потенциал заземляющего устройства в аварийном режиме , В,

, (8.10)

где - ток, стекающий с заземлителя в аварийный период, А;

В.



9. Экологический раздел

9.1 Применение электрофильтров для очистки газов

Электрофильтр - пылеуловитель, в котором улавливание частиц пыли или жидкости осуществляется с помощью электрических сил. Частицы пыли получают (как правило) отрицательный электрический заряд в поле коронного разряда и движутся под действием электрического поля к заземленным электродам, оседают на них и после регенерации электродов собираются в бункерах. Небольшая часть пыли, примерно 0,5-1 % от общего количества, приобретает положительный заряд и осаждается на коронирующих электродах и также периодически удаляется. Характер распределения количества уловленной пыли по длине осадительного электрода выражается (за исключением начальной части) кривой, близкой к экспоненте.

Для создания электрического поля в электрофильтрах применяются повысительно-выпрямительные агрегаты напряжением 80 кВ и выше с системами регулирования, обеспечивающими требуемый режим питания.

Область применения электрофильтров

Среди других способов обеспыливания газов электрический является наиболее эффективным, а электрофильтр - самым универсальным аппаратом, т.к. сила, обеспечивающая улавливание, приложена непосредственно к частице, несущей электрический заряд. Необходимо, однако, особо отметить, что универсальность принципа действия электрофильтров ни в коей мере нельзя относить к конструкции аппарата, которая для успешной реализации возможностей электрогазоочистки, должна быть индивидуальной, применительно к конкретным условиям его эксплуатации. Другими словами, конструкции электрофильтров, устанавливаемых в различных отраслях промышленности, имеют существенные отличия. А аппараты, устанавливаемые даже в одной отрасли промышленности, например, в теплоэнергетике, должны иметь индивидуальные особенности, вплоть до конструктивных отличий, обусловленных проектными, технологическими и режимными особенностями их работы. Основные преимущества электрической очистки газов следующие: - широкий диапазон производительности - от нескольких м³/час до миллионов м³/час; - степень очистки газов - до 99,9 % и выше; - гидравлическое сопротивление - не более 0,2 кПа (является основной причиной низких эксплуатационных затрат); - электрофильтры могут улавливать сухие частицы, капли жидкости и частицы тумана; - в электрофильтрах улавливаются частицы размером от 0,01 мкм (вирусы, табачный дым) до десятков микрон. Преимущественная и экономически более целесообразная область применения электрофильтров - очистка больших объемов газов, отходящих от технологических агрегатов большой мощности, однако, в ряде случаев, применение электрофильтров может оказаться целесообразным и при очистке относительно малых объемов газов.

Особенностью электрофильтров является высокая чувствительность процессов электрической очистки газов к неудовлетворительной центровке электродной системы и отклонениям технологического режима от проектного, а также к механическим дефектам внутреннего оборудования, которые могут являться результатом недостаточно тщательного проведения монтажных работ или неквалифицированного обслуживания при эксплуатации. Применение электрофильтров ограничено, если очищаемый газ представляет собой взрывоопасную смесь или такая смесь может образоваться в ходе процесса в результате отклонения от нормального технологического режима, так как при работе электрофильтра существует вероятность возникновения искровых разрядов.

В исключительных случаях электрофильтры могут устанавливаться в условиях возможного образования взрывоопасных сред, однако при этом принимаются особые меры предосторожности, включающие специальные конструктивные решения, автоматическое выключение электропитания при возникновении взрывоопасных ситуаций и др. В тех случаях, когда удельное электрическое сопротивление осажденного слоя пыли (УЭС) чрезмерно высоко, применение электрофильтров требует использования специальных мер по снижению УЭС пыли, что удорожает стоимость пылеулавливающей установки. В зависимости от вида улавливаемых частиц электрофильтры подразделяются на сухие (пластинчатые горизонтальные и вертикальные) и мокрые.

Осадительные электроды мокрых электрофильтров представляют собой трубы с различной формой сечения. Они изготавливаются для агрессивных и не агрессивных газов, имеющих различную температуру. В сухих электрофильтрах очистка осадительных электродов от пыли осуществляется путем их встряхивания с помощью специальных механизмов. В мокрых электрофильтрах удаление пыли производится с помощью жидкостей (слабая кислота, вода и др.). Для обеспечения равномерного распределения очищаемого газа по сечению электрофильтра их корпуса снабжаются специальными газораспределительными решетками и газонаправляющими устройствами, определение параметров которых производится на моделях. Корпуса электрофильтров рассчитаны на использование в районах определенной сейсмичности.

Для районов повышенной сейсмичности разрабатываются специальные корпуса. В районах с умеренным климатом электрофильтры обычно размещают на открытом воздухе, а при необходимости защиты от атмосферных осадков - под навесом. Климатическое исполнение аппаратов и сейсмичность района установки указываются в описании конкретных типов электрофильтров.

Производительность конкретного типоразмера электрофильтра по очищаемому газу не является величиной постоянной. Ее величина зависит от скорости газа в электрофильтре, которая определяется физико-химическими свойствами пылегазового потока, проектными решениями и технологическими особенностями пылевыделяющего агрегата. Для ориентировочного сравнения аппаратов в справочной литературе приводится производительность электрофильтров при условно принятой скорости газов в активном сечении электрофильтра равной, например, 1 м/с (фактическая скорость может существенно отличаться от этой величины в большую или меньшую сторону).

Подвод электрического тока от повысительно-выпрямительных агрегатов осуществляется с помощью высоковольтных кабелей или шин (при установке источников питания на крышке электрофильтра). Степень очистки газов электрофильтрами зависит от многих факторов (физико-химических свойств пылегазового потока, скорости и времени пребывания газа в электрофильтре, конструкции электродов, режимов питания и встряхивания электродов, качества газораспределения и др.). Режимы электропитания полей и встряхивания электродов необходимо безусловно поддерживать на оптимальных уровнях, учитывающих все особенности работы электрофильтра.

Качество газораспределения обеспечивается на стадии проектирования установки электрогазоочистки путем продувки физических моделей, а при необходимости инструментальным обследованием непосредственно промышленного электрофильтра и внесением требуемых изменений в конструкции газораспределительных устройств. Степень очистки газов электрофильтром неразрывно связана с технологическими и режимными условиями его работы. Величина степени очистки газов электрофильтров, требуемый типоразмер электрофильтра, ряд режимов его работы определяются фирмой-разработчиком аппарата по специально разработанным методикам.

10. Организационно-экономическая часть

10.1 Расчёт капитальных вложений в Нижнесалдинскую ГРЭС

Капитальные вложения в энергоустановки и их структура зависят от многих факторов: типа установки и ее мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства, степени индустриализации строительно-монтажных работ, вида используемого топлива, и др. Стоимость строительства тепловой электростанции К, млн. руб., может быть определена по показателю капитальных удельных затрат К_уд, который принимается равным 21000 руб./кВт., так как мощность агрегата составляет 300 МВт и основным топливом выбран уголь.

Стоимость строительства тепловой электрической станции , млн. руб., может быть определена по показателю капитальных удельных затрат руб./кВт,

(10.1)

где установленная мощность станции, кВт;

удельные капитальные затраты, руб./кВт;

21000•1800•10^-3=37800 млн. руб.,

10.2 Расчет годового расхода топлива

Годовой расход условного топлива, т.у.т.,

,(10.2)

где В_Э - расход топлива на выработку электроэнергии, т.у.т.;

В_Т - расход топлива на отпуск теплоты из отборов турбины, т.у.т.

Расход топлива на выработку электроэнергии, т.у.т.,

, (10.3)

где (кг.у.т./кВт·ч), - удельный расход условного топлива на выработку э/э. 0,294 [технологическая часть проекта];

- годовая выработка электроэнергии, кВт·ч [технологическая часть проекта];

0,294•13128,6=3859808,7 т.у.т.

Расход топлива на отпуск теплоты из отборов турбины, т.у.т.,

, (10.4)

где (кг.у.т./ГДж) - удельный расход условного топлива на отпуск тепла, 37,39 [технологическая часть проекта];

- отпуск турбоустановкой тепловой энергии за год, ГДж, [технологическая часть проекта];

471360 МВт•ч=1696,9.

37,39•1696,9=63447 т.у.т.

3859808,7+63447 =3923255,7 т.у.т.

10.3 Расчет себестоимости производства электро и теплоэнергии

Себестоимость отпущенной потребителям энергии может быть определена на основе составления укрупненной сметы затрат, включающие следующие элементы:

- топливо на технологические цели - ;

- амортизация основных средств - ;

- расходы на оплату труда - ;

- отчисления на социальные нужды - ;

- отчисления в ремонтный фонд - ;

- прочие расходы - .

. (10.5)

Затраты на топливо и технологические нужды , млн. руб./год,

, (10.6)

где - годовой расход условного топлива, т.у.т.;

- теплота сгорания топлива, ккал/кг, для каменного угля Кузбасского месторождения, [9];

- цена добычи и транспортировки топлива, руб. /т.н.т., принимается на основе цен на котельно-печное топливо по данным действующих энергокомпаний;

- стоимость транспортировки топлива, руб. /т.н.т.;

Р =1 - потери топлива при транспортировке, разгрузке и хранении, %;

,



где - тариф на перевозку топлива, руб./т.н.т., принимается равным 2,5 руб./т.н.т., на основе дейтвующих тарифов на транспортироку;

- дальность транспортировки топлива, км, принимается равной 1800 км;

руб. /т.н.т.

млн. руб./год

К расходам на оплату труда относятся расходы на оплату труда основного производственного персонала станции, включая премии рабочим, специалистам и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты, а также расходы на оплату труда не состоящих в штате станции работников , руб./год

,(10.7)

где - среднегодовая зарплата 1 ППП, руб. расчет производится в таблице 10.1,

645 чел. - численность эксплуатационного персонала за вычетом административно-управленческого персонала по укрупненным нормативам численности ППП ГРЭС [9];

645•27741,56•12=214,72 млн. руб/год.

Таблица 10.1

Расчет средств на оплату труда

Наименование показателя	Величина показателя
Минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда, руб.	5554
Средняя ступень оплаты труда	6
Тарифный коэффициент, соответствующий средней оплате труда	1,76
Среднемесячная тарифная ставка 1 ППР, руб.	9775,04
Доплата к тарифу за вредные условия труда
- в процентах	5
- в рублях на человека	488,75
Доплата к тарифу за многосменный режим работы
- в процентах	15
- в рублях на человека	1466,26
Текущее премирование
- в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия и многосменный режим	70
- в рублях на человека	8211,03
Выплата вознаграждений за выслугу лет
- в процентах к тарифу	12,5
- в рублях на человека	1221,88
Выплата вознаграждений по итогам работы за год
- в процентах к тарифу	20
- в рублях на человека	1955,01
Выплата районных коэффициентов и северных надбавок (Свердловская область, г. Нижняя Салда)
- в процентах к заработку	20
- в рублях на человека	4623,59
Итого расчетная средняя заработная плата ППП на 1 человека в месяц, руб.	27741,56

По закону о страховых взносах в 2014 году установлены следующие тарифные ставки: ПФР-22%, ФСС-2,9%, ФОМС-5,1%, страховой риск в отрасли - 0,2% [15]:

,(10.8)

0,302•214,72=64,85 млн. руб/год.

Размер амортизационных отчислений , руб./год,

,(10.9)

где - средневзвешенная норма амортизации для электростанций (для ГРЭС на угле принимается 6%) [13];

- капитальные вложения в станцию, руб.

0,06•37800 = 2268 млн. руб./год.

Отчисления в ремонтный фонд , руб./год., определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов (которая может быть принята равной величине капитальных вложений) и нормативов отчислений в ремонтный фонд [15]:

, (10.10)

где - норматив отчислений в ремонтный фонд (принимается 5%) [15];

5 •37800/100 = 1890 млн. руб/год.

К прочим расходам относятся платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, вознаграждения за изобретения и рациональные предложения, плата по процентам за краткосрочные кредиты и т.д. Величина прочих расходов , руб./год, принимается в размере 15% от суммы условно-постоянных расходов

,(10.11)

0,15•(2268+193,31+58,38+1890)=661,45 млн. руб/год.

Общая сумма затрат

13208,3+2268+193,31+58,38+1890+661,45=18279,44 млн. руб/год.

Себестоимость отпущенной электроэнергии на ГРЭС , руб./кВт·ч,

, (10.12)

где - издержки, относимые на электроэнергию, тыс. руб./год;

- отпущенная электроэнергия за год, кВтч;

(11.13)

18279,44 3859808,7 =17983,8 млн. руб/год.

,(10.14)

13128,6(1-0,08)=12078,3 кВтч,

17983,8/12078,3 = 1,49 руб/кВтч.

Себестоимость отпущенной теплоэнергии на ГРЭС , руб./ГДж,

,(10.15)

где - издержки, относимые на теплоэнергию, млн. руб./год;

(10.16)

Определяется распределение затрат по статьям расходов между электрической и тепловой энергией.

Издержки на выработку электроэнергии , %,по отношению к суммарным затратам:

На тепловую энергию , %

,

100-98,4=1,6 %.

Тогда затраты топлива на выработку теплоэнергии:

13208,30•0,016=192 млн. руб.

Дальнейшие расчеты аналогичны, результат расчета в таблице 10.2.

Таблица 10.2

Структура годовых затрат на производство энергии на Нижнесалдинской ГРЭС

Статьи затрат	Величины затрат
	э/э	т/э	итого	-
	млн. руб	млн. руб	млн. руб	%
Ит	12996,97	211,33	13208,3	70,19
Ирф	1830	29,76	1859,76	11,11
Иа	2196	35,71	2231,71	13,33
Ипр	651,28	10,59	661,87	3,89
Изп	187,18	3,04	190,22	1,14
Исн	56,53	0,92	57,45	0,34
Итого	17986,54	292,46	18279	100,00

Число часов использования установленной мощности станции , ч,

(10.17)

Таблица 10.3

Сводная таблица основных технико-экономических показателей электростанции

Наименование показателя	Условное обозначение	Един. измерения	Величина
Установленная мощность		МВт	1800
Количество электроэнергии, отпущенной станцией за год		кВт•ч	12078,3
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции		у.е	0,08
Годовой отпуск тепла со станции		ГДж	1696,9
Число часов использования установленной мощности		ч	7293
КПД станции по выработке электроэнергии		%	43,2
КПД станции по отпуску тепловой энергии		%	91,2
Удельный расход условного топлива на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии		кг.у.т./кВт•ч	0,294
Удельный расход условного топлива на 1 ГДж выработанной тепловой энергии		кг.у.т./ГДж	37,39
Капитальные вложения		млн. руб.	37800
Удельные капитальные вложения		Руб./кВт	21000
Годовые производственные издержки		млн. руб./год.	17009,44
Себестоимость отпущенной электроэнергии		руб./кВт•ч	1,39
Себестоимость отпущенной тепловой энергии		руб./ГДж	162,1

Выводы

Удельные расходы условного топлива на выработку электроэнергии составляют 294 г/кВт•ч. Для действующих электростанций этот показатель при наиболее оптимальной загрузке основного оборудования составляет в среднем 300-350 г. К.п.д. станции по производству электроэнергии и отпуску тепла, равные соответственно 43,2% и 91,2%, сравнимы со значениями к.п.д. действующих тепловых электростанций. Увеличение кпд ГРЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины

Себестоимость электро и тепловой энергии составляет соответственно 1,39 руб./кВтч и 162,1 руб./ГДж. Себестоимость производства электроэнергии в России (по последним данным) колеблется в пределах от 0,5 до 1,5 рубля за кВт•ч.

Полученные технико-экономические показатели свидетельствуют о конкурентоспособности станции

10.4 Анализ безубыточности работы Нижнесалдинской ГРЭС

Целью анализа безубыточности работы ТЭС является при заданной нагрузке и установленной цене определить минимальный объем продаж электроэнергии, обеспечивающий получение прибыли и выявить зону безопасности работы ТЭС.

В основе анализа безубыточности лежит взаимосвязь затрат, выручки, объема производства и прибыли.

Выручка от реализации энергии , руб., может быть определена:

,(10.18)

где - годовой отпуск электроэнергии электростанцией за год (кВтч);

- цена рынка (руб/кВтч) [16];

Рисунок 10.1 - Определение точки безубыточности работы Нижнесалдинской ГРЭС

Зона, которая находится правее точки безубыточности, называется зоной безопасности, - находясь в ней, ТЭС получает прибыль.Зона безопасности в % от годового отпуска электроэнергии определяется следующим образом:

,(10.19)

Зона безопасности проектируемой электростанции составляет 9,8% от годового отпуска электроэнергии. В условиях конкуренции и сложных внешних условий величина подобного запаса играет важную демпфирующую роль, позволяя станции даже при снижении продаж всех видов энергии оставаться в положительном балансе, и давая время руководству на претворение в жизнь каких-либо действий, направленных на увеличение прибылей.

11. Диагностика заземляющих устройств ОРУ 500, 220 и 110 кВ

Одним из важнейших условий безопасности персонала на электрической станции является надежное и исправное заземление. С целью выявления и устранения дефектов необходима периодическая проверка состояния заземляющих устройств. Однако такие мероприятия затруднены из-за того, что основная часть заземляющих конструкций находится в грунте и их визуальный осмотр невозможен. С этой целью разработан ряд методов диагностики заземления. Один из таких методов приведен в специальном разделе данного проекта.

Диагностика заземляющих устройств (ЗУ) выполнялась Уральским участком Новосибирской СПБ электросетьсервиса ЕНЭС.