Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

Дипломный проект

Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

 

Введение

трансформатор замыкание подстаниция высоковольтный

Электроэнергетика - есть производство электрической энергии, ее транспорта и реализации, за счет электрификации производственных процессов и развития бытовых потребителей.

В современном мире электрификация сельского хозяйства отводится особое место. На рубеже 20-21 веков экономика сельского хозяйства вынуждена перейти к интенсивному и малозатратному производству и самостоятельной переработки сельскохозяйственной продукции, что является единственным средством в достойном конкурировании на рынке сбыта.

Успеха добивается лишь те хозяйства, которые внедряют высокотехнологичное оборудование.

Для эффективной работы высокотехнологичных процессов беспрерывность их работы, что может обеспечить надежное электроснабжение и управление процессом через ЭВМ. Внедрение новых технологий требует перехода ранее существовавших производственных площадок из III категории электроснабжения во II а порой и в I (например, инкубация яиц).

Также наблюдается бурный рост потребления электрической энергии в бытовой сфере. Появление в продаже различного электроинструмента по анализу наращивает рост потребления электроэнергии с 2,5 до 10 кВт на одну семью.

Как промышленная, так и современная бытовая аппаратура требует высокого качества напряжения, даже при пиковых нагрузках и стихийных явлениях.

Производитель электроэнергии (энергосистема) заинтересованы в рентабельности своего производства, т.е. в разумной дешевизне электроэнергии. Что позволяет быть продукции доступной и обеспечивает больший сбыт.

Рентабельность в транспорте электроэнергии основывается на следующих моментах:

1)  обслуживание передаточных устройств высококвалифицированным персоналом;

2)       надежность в поставке продукции (надежность схем электроснабжения);

)         сокращение потерь на транспорт.

Сокращение потерь на транспорт электроэнергии заключается в следующем:

1)  обоснованная дешевизна передаточных устройств, не исключающая надежности;

2)       максимальная по времени длительность эксплуатации электрических сетей;

)         максимальная загрузка передаточных устройств по экономической плотности тока;

)         сокращение издержек на ремонт и эксплуатацию.

Однако, в «перестроечное» время, в попытках выжить, многие промышленные предприятия взяли в аренду сельскохозяйственные земли совместно с населенными пунктами, тем самым, получая продукцию напрямую, исключая перепродавцов. Далее убедившись в убыточности производства сельхозпродукции неспециалистами, промышленные и строительные предприятия отказались от сельских хозяйств, сбросив населенные пункты муниципальным образованиям.

В настоящее время в сельских акционерных обществах и муниципальных унитарных предприятиях сложились неблагоприятные условия эксплуатации электрических сетей. После перестройки финансирование данных предприятий резко сократилось, произошел отток специалистов, упал профессиональный уровень штата. Эксплуатацией сетей уделялось все меньшее внимание, оборудование старело, приходило в упадок и у эксплуатирующей организации едва хватало средств поддерживать его рабочее состояние.

Также имеет место самовольное разрастание потребителей в связи с индивидуальной застройкой, в результате изменялись нагрузки, а с ними, изменялось и качество электроэнергии. Многочисленные жалобы в адрес энергоснабжающей организации оставались безответными из-за отсутствие возможности реконструировать сети. Многократные аварийные отключения формировали в людях потребность в качественной электроэнергии.

Ослабление архитектурного надзора и надзора со стороны энергоснабжающей организации дало почву для самовольного расширения земельных участков владельцами индивидуальных построек. Наблюдается нарушение охранной зоны ВЛ. Создается опасность для населения (электроопасность и пожароопасность), а также затрудняется возможность произвести плановый или послеаварийный ремонт из-за трудности подхода ремонтной технике к опорам ВЛ. Насаждения под ВЛ способствуют схлесту или обрыву проводов при ветровых нагрузках.

Так как распались организации, ранее построившие и эксплуатировавшие данные сети (оптовый потребитель) осуществлявшие расчет с энергосетями 10, а порой 110 кВ, то энергосистема вынуждены вести расчет за электропотребление с конкретным потребителем (в частности бытовым). Следовательно, все потери в некачественных сетях 0,4-10 кВ вынуждена нести энергосистема. Вследствие чего энергоснабжающей организации целесообразно выкупить бросовые сети и сократить расход на транспорт электроэнергии (потери).

 

1. Характеристика объекта проектирования

РФ действует ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к ее сетям общего назначения».

В реальных условиях работы электрической сети параметры ее режима изменяются в достаточно широких пределах вследствие непрерывного изменения нагрузки потребителей, плановых и аварийных включениях и отключений отдельных приемников электроэнергии, элементов сети.

Для наиболее распространенных сетей трехфазного тока показателями качества отпускаемой электроэнергии является отклонение напряжения.

Филиал Минусинские электрические сети ОАО «Красноярскэнерго» 662600, г. Минусинск, Красноярский край, улица Пушкина 135. Дата государственной регистрации - 20.04.94 г. №276 в администрации

г. Красноярска. Регистрационный номер №12873 серии 8 - Б в администрации города Красноярска.

Филиал «ОАО Красноярскэнерго» «Минусинские электрические сети» обслуживает электрические сети семи административных районов юга Красноярского края: Минусинского, Шушенского, Ермаковского, Каратузского, Курагинского, Краснотуранского, Идринского.

На балансе предприятия 52 понизительных подстанций 35-220 кВ с установленной мощностью 1083750 кВА.

ЛЭП-220кВ-491 км, ЛЭП-110кВ-709 км, ЛЭП-35кВ-737 км, ЛЭП-10кВ-4562 км, ТП-10/0,4кВ-2328 шт. Объем эксплуатационного обслуживания составляет-31086 условных единиц.

На 01.01.2005 года на балансе предприятия было пятьдесят две понизительных подстанции с установленной мощностью 1058500 кВА

Увеличение установленной трансформаторной мощности произошло за счёт замены трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 кВ «Имис», трансформатора ТМ - 4000 кВА на ТМ - 6300 кВА на ПС 35/10 кВ «Шалаболино», установки второго трансформатора ТМН - 6300 кВА на ПС 35/10 «Док», замены трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 кВ «Ширыштык», замена трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 «Субботино» и принятия на баланс двух трансформаторов ТМ - 2500 кВА на ПС 35/6 «Артёмовск» и двух трансформаторов: ТМН - 3150 кВА и ТМН 4000 кВА на ПС 35/6 кВ «Чибижек». Электрооборудование» подстанции находится в удовлетворительном состоянии. Капитальные и текущие ремонты выполняются в соответствии с годовыми графиками ремонтов.

Чтобы обеспечить бесперебойную работу энергосистемы необходимо иметь полные сведения о оборудовании, линиях электропередачи и подстанциях, которых на сегодняшней день на балансе предприятия МЭС не мало, одна из подстанций «Колмаково».

Понизительная подстанция «Колмаково» напряжением 35/10 кВ расположена в Знаменском районе в селе Колмаково.

Она была построена по заказу МЭС Красноярскэнерго и присоединена к единой энергосистеме Красноярскэнерго.

Подстанция расположена в районе, где средняя температура воздуха самой холодной пятидневки составляла -40⁰С, климат умеренный. Максимальная температура воздуха летом +40⁰С, а минимальная зимой -50⁰С. Среднегодовая температура составила 0⁰С. Загрязнённость атмосферы имеет вторую степень, так же второй район по гололёду и третий район по ветру. Снеговой покров достигает 0,39 м. Что касается грунта, то это супесь твёрдая без грунтовых вод, с глубиной промерзания 2,0 м. Сейсмическая устойчивость равна шести баллам.

Подстанция конструктивно принята блочная, КТП с беспортальным приёмом ВЛ-35 кВ типа КТП 35/10-2*4000-35-5 В, с проектной мощностью 8 мВА.

Основное оборудование подстанции помимо силовых трансформаторов это:

1 Ячейки КРУН (КРУ) типа КРН-IV-10У1,10 кВ-14 шт.

2 Трансформаторы собственных нужд типа ТМ-25/10, 10/0,4кВ-2 шт.

3 Выключатели типа ВТ-35-800-12,5У1, 35кВ-3 шт., ВММ-10, 10кВ-10 шт.

На подстанции используется оперативный переменный ток с напряжением 220 В.

Поскольку подстанция находится в районе с годовой интенсивностью грозовой деятельности равной 40-60 часов, защита от прямых ударов молнии осуществляется при помощи концевой опоры. Заземляющее устройство подстанции рассчитано по условию растекания и не превышает 10 Ом.

Данная подстанция предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расположенных в зоне действия сетей 10 кВ этой подстанции. Также подстанция имеет потребителей первой категории это КМН-800 голов в селе «Колмаково».

 

2. Обоснование реконструкции участка сети РЭС-1

Понизительная подстанция «Колмаково» напряжением 35/10 кВ расположена в Знаменском районе в селе Колмаково.

Подстанция построена в 1989 году, имеет четыре отходящих линии, на ней установлен трансформатор типа ТМН 1000/35, мощностью 1000 кВА.

Нагрузка подстанции неоднородна.

С развалом колхоза «Прогресс» с. Майское утро произошло перераспределение нагрузки от сельскохозяйственного потребителя в частный сектор и фермерским хозяйствам. Также в селе строятся жилые дома с электроотоплением нагрузка у каторых значительно отличается, поэтому фидер 7-04 перегружен.

В следствии чего появилась необходимость подключения еще двух отходящих линий 10 кВ (фидер Ф 7-01 и Ф 7-05). Следовательно, нагрузка увеличилась, ее расчетное значение составило 5625,0 кВА.

Исходя из этого, ясно видно, что ныне установленный трансформатор не устраивает требованиям по мощности, так же предлагается установить второй трансформатор, для бесперебойной подачи электроэнергии. Немаловажную роль играет и то, что оборудование подстанции морально и физически устарело.

Со стороны строительных норм, фундамент рассчитанный на установку трансформатора мощностью 1000 кВА, допускает установку трансформатора мощностью 1600 кВА но не более, что в свою очередь тоже не удовлетворяет условиям по мощности.

Исходя из выше перечисленного, можно сделать вывод, что необходима реконструкция подстанции с установкой двух трансформаторов мощностью 4000 кВА, что так же связано с перспективным расширением мощностей.

3. Расчет электрических нагрузок потребителей

Расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом (одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии) без электронагревательных приборов определяется в зависимости от существующего внутриквартирного потребления. Значение существующего электропотребления принимается по данным обследования потребителей электроэнергии в сельской местности.

Примем расчетные нагрузки на вводе жилых сельских домов с электроплитами, равными 6 кВт [1] (стр. 758).

Коэффициент участия в дневном максимуме для расчетной нагрузки на вводе в жилой дом с электроплитами k_уд=0,6, а коэффициент участия в вечернем максимуме k_ув=1.

Максимальные нагрузки неоднородных потребителей и отличающихся по мощности более чем в четыре раза суммируют табличным методом путем сложения большей нагрузки с табличной добавкой DР, соответствующей меньшей нагрузке.

Если максимальные нагрузки потребителей однородны и отличаются друг от друга не более чем в четыре раза, то расчетные мощности участков определяют путем суммирования максимальных нагрузок потребителя с учетом коэффициента одновременности k₀ по следующим формулам:

Р_д=k₀*S Р_дп

Р_в=k₀*S Р_вп,

где k₀ - коэффициент одновременности

Р_д и Р_в - дневная и вечерняя расчетные нагрузки на участке линии, кВт

Р_дп и Р_вп - дневной и вечерней максимумы нагрузок на вводе п-го потребителя, кВт.

Значение коэффициента одновременности в зависимости от числа ТП принимаем по таблице. [3]

Если расчетную мощность ТП определяют по одному из максимумов, то коэффициенты дневного kд и вечернего kв максимумов нагрузок принимают следующими;

а) для ТП с производственной нагрузкой

kд= 1; kв = 0,6;

б) для ТП с коммунально - бытовой нагрузкой при наличии электроплит

kд = 0,5; kв = 1;

в) для ТП с коммунально - бытовой нагрузкой без электроплит

kд = 0,3; kв =1

Определим дневную и вечернюю мощность ТП 10/0,4 кВ питающихся от ТП 35/10 кВ по формулам:

Р_д = Рном * k_д

Р_в = Рном * k_в,

где Р_д и Р_в - дневная вечерняя максимальная нагрузка ТП, кВт;

Р_ном - номинальная мощность ТП, кВт;

k_д и k_в - коэффициенты дневного и вечернего максимумов.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1 Расчетные нагрузки потребителей

№ фидера, ТП	Потребитель	Рном кВт	Рд кВт	Рв кВт
Ф7-04 2340 2331 2341 2337 139 143 142 141 2336 147 2339 145 138 148 Ф7-01 2345 2342 2343 2338 2347 Ф7-05 165 2335 2331 2332 2333 Ф7-02 2111 Ф 7-07 110 111 112 113 114 Ф7-08 115 116 117	ЗАВ-50 МТФ контора Клуб село Жерлык село Жерлык АВМ школа заправка село Жерлык пасека рассадник зерноток зерноток  село Жерлык село Жерлык пекарня село Жерлык село Жерлык  ФКРС л/дойка МТФ. водокачка село Жерлык  новая улица  Село ФКРС Село АВМ Мтф  Кошара Кошара АЗС	160 100 100 160 160 160 250 160 100 160 63 100 630 630  100 250 100 250 630  160 160 160 160 250  100  250 100 250 160 630  63 63 63	160 30 100 48 48 160 250 160 100 48 63 100 630 630  100 250 100 250 630  48 48 160 48 250  30  250 30 250 48 630  63 63 63	96 100 60 160 160 96 150 96 60 160 37,8 60 378 378  60 150 60 150 378  160 160 6 160 150  100  150 100 150 160 378  37,8 37,8 37,8

Зная дневной и вечерний максимум, составляем расчётную схему

Рисунок 1 - Расчётная схема ВЛ 10 кВ поселка Колмаково

Определяем расчётные нагрузки на каждом из фидеров ВЛ 10 кВ по расчётной схеме. Дневные (в числителе) и вечерние (в знаменателе) максимумы нагрузок ТП даны на схеме. Производим расчёт для фидера

Ф7-04

Таблица 2 - Дневные и вечерние мощности

ТП / Участок	Рд, кВт	Рв, кВт
	Рд=Рдм+DР	Рв= Рвм+DР
141-8 2336-8 8-6 143-7 139-7 6-7 2337-6 3-6 147-5 2339-5 4-5 142-4 145-4 3-4 138-3 2-3 2331-2 148-2 1-2 2340-1 2341-1 ТП35/10-1	160 100 160+74,5=234,5 160 48 160+34,8=194,8 48 234,5+151+34,8=420,3 48 63 63+34,8=97,8 250 100 250+73+74,5=397,5 630 630+310+332=1272 30 630 1272+20,4+508=1800,4 160 100 1800,4+123+74,5=1997,9	96 60 96+44=140 96 160 160+71,5=231,5 160 231,5+123+106=406,5 160 37,8 160+26,5=186,5 150 60 186,5+115+44=349,5 378 460,5+297+275=1032,5 100 378 1032+74,5+295=1402 96 60 1402+71,5+44=1517,5

Расчёт остальных фидеров выполняем аналогично, полученные данные сносим в таблицу 3.

Таблица 3 - Дневные и вечерние мощности

ТП / Участок	Рд, кВт	Рв, кВт
Ф7-01 2342-11 2343-11 10-11 2338-12 2347-12 10-12 2345-10 ТП35/10-10  Ф 7-05 2332-14 2335-14 15-14 2331-15 16-15 2333-16 165-16 ТП35/10-16  Ф7-02 ТП35/10-2111  Ф7-07 112-17 111-17 114-17 18-17 113-18 110-18 ТП35/10-18  Ф7-08 116-13 115-13 117-13 ТП35/10-13	250 100 324,5 250 630 824 100 1151,5   48 48 86,4 160 224 250 48 459   30   250 30 630 884,4 48 250 1113,2   63 63 63 160	150 60 194 150 378 493 60 687   160 160 288 96 359,5 150 160 597,5   100   150 100 378 567,5 160 150 805,5   37,8 37,8 37,8 96,4

Определяем расчётную мощность трансформаторной подстанции 35/10 кВ от которой отходят шесть фидеров 10 кВ с максимальной нагрузкой головных участков в дневной и вечерний максимум.

Ф7-04 Р_д=1998 кВт Р_в =1517,5 кВт

Ф7-01 Р_д =1151,5 кВт Р_в =687 кВт

Ф7-08 Р_д =160 кВт Р_в =96,4 кВт

Ф7-05 Р_д =459 кВт Р_в =597,5 кВт

Ф7-02 Р_д =30 кВт Р_в =100 кВт

Ф7-07 Р_д =1113,2 кВт Р_в =805,5 кВт

Выполняем суммирование табличным методом:

Р_д =1998+960+123+365+20,4+923=4389,4 кВт

Р_в =1517,5+558+71,5+479+74,5+655=3355,5 кВт

Трансформаторы выбираем по большему максимуму. Коэффициенты мощности на шинах 10 кВ подстанции при Sд/Sв=4389,4 / 3355,5=1,3, находим из таблицы 4.7 [3]: Cosj д=0,78; Cosj в=0,82

Определяем полную мощность трансформаторов

S_т=Р / Cosj

S_тд=Р_д / Cosj _д =4384,4/0,78=5621,9 кВА

S_тв=Р_в / Cosj _в =3355,5/0,82=4092 кВА

4. Расчет месторасположения подстанции

При выборе площадки для строительства подстанции нужно руководствоваться рядом требований, одно из которых - расположение подстанции в центре нагрузок.

Центр нагрузок можно определить тем же способом, что и определение центра тяжести фигуры, используя аналогию между массами и электрическими нагрузками потребителе в зоне электроснабжения от проектируемой подстанции.

Координаты расчётного центра нагрузок Хр и Ур определяются по следующим формулам:

Хр= и Yp=,

где Si - расчетная мощность i-й потребительской подстанции

xi и yi - проекция Si соответственно на оси x и y;

å Si - сумма расчетных мощностей всех потребительских подстанций в зоне электроснабжения от проектируемой ТП.

Определяем центр нагрузок для потребителей изображенных выше на рисунке 1.

По построенным координатам определяем Xp и Yp.

Xp=(160*13,3+100*15+100*15,5+160*16,5+160*17,5+160*11,4+160*8,8+160*18,3+100*17,2+160*2,2+63*21,2+100*20+630*18,7+630*17,8+100*16,6+250*18,3+10*19,6+250*20,5+630*20,3+250*10,4+100*9+160*4+160*5+160*2+630*2,2+100*3,5+250*4,5+160*7,0+630*1,0+63*13,7+63*10+63*13,8)/(160+100+100+160+160+160+160+160+100+160+63+100+630+630+100+250+100+250+630+250+100+160+160+160+160+630+100+250+160+630+63+63+63)=87651/7122=

,3 см.

Yp=(160*8,1+100*10+100*8,3+160*11,5+160*12+160*19+160*10,5+ 160*10+100*8,6+160*7,5+63*6,7+100*6,3+630*7,3+630*6,9+100*4+250*1,6+100*2,7+250*4,7+630*5,7+250*10,4+100*7,3+160*2,2+160*1+160*2,5+160*1,5+630*4,5+100*6+250*7,5+160*11,5+630*9,5+63*4,5+63*2,5+63*0,5)/(160+100+100+160+160+160+160+160+100+160+63+100+630+630+100+250+100+250+630+250+100+160+160+160+160+630+100+250+160+630+63+63+63+)=49189,6/7122=6,9 см.

Если центр нагрузок находится в пункте, не удовлетворяющим требованиям НТПС, то площадка для строительства подстанции намечается в ближайшем от центра нагрузок пункте, удовлетворяющем этим требованиям.

Пользуясь полученными координатами, находим центр нагрузок на рисунке 2.

Центр нагрузок удовлетворяет требованиям НТПС, поэтому площадка под строительство будет находиться в месте, как показано на рисунке 2.

Рисунок 2 - Определение месторасположения подстанции

5. Расчет мощности трансформатора, выбор числа и типа трансформаторов

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа ТМН 4000/35-80У1.

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

К_з= S _расч. / 2 S_н.тр.= 5625,9/2*4000=5625,9/8000=0,55

Проверяем возможность работы трансформаторов при отключении одного из них.

В аварийном режиме коэффициент загрузки составит

К_{З АВ} =  =1,4, что допустимо.

Учитывая, что в этом режиме питание потребителей I категории не нарушается, а потребители II и III категории допускают перерыв на некоторое время считаем, что установка второго трансформатора такой же мощности приемлемо.

Выбираем для установки два трансформатора мощностью по 4000 кВА. (таблица 4.1 и 4.2)

Таблица 4.1 Параметры трансформаторов ТМН 4000/35-80У1.

Тип (мощность)	UВН, кВ	UНН, кВ	РХХ, кВт	РКЗ, кВт	UК %	IХХ%
ТМН 4000/35-80У1.	35	11	6,7	36,850	7,54	0,83

Таблица 4.2 Габаритные размеры трансформатора ТМН 4000/35-80У1.

Длина, м	Ширина, м	Высота, м	Масса масла, кг	Масса полная, кг
3,71	3,57	3,71	3750	12625

6. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания проводим для выбора электрооборудования, средств защиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему замещения для первого источника питания.

Рисунок 3 - Схема замещения от энергосистемы первого источника питания

Мощность системы 80,0 МВА.

Определяем сопротивление схемы замещения от подстанции

Xc=, где

U_cp - среднее напряжение, кВ

U_cp2=37кВ

S_c - мощность системы от которой питается подстанция, кВА

S_c=80000 кВА

X_C1=37²/80000=1369/80000=0,02 Ом

Определяем сопротивление ВЛ-35 кВ

X₁=R_o*L,

где L-длина линии, км.

L =25,19 км.

R_o=0,24 Ом/км для провода АС-120

X₁=0,24*25,19=6 Ом

Определяем сопротивление трансформатора

X₃=X₄=U_K% /S_н,

где U_K=7,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА

S_н=4000 кВА

X₃=X₄=7,5/4000=1,8^-3 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К-1

Суммируем сопротивление системы и сопротивление воздушной линии.

X_å1=X_C1+X₁=0,02+6=6,02 Ом

Определяем ток короткого замыкания в точке К-1:

I_к.з.=U_cp/* X_å1=37/1,73*6,02=37/10,4=3,55 кА.

Ударный ток короткого замыкания в точке К-1:

i_y=*K_y*I_к.з.,

где K_y - ударный коэффициент

K_y=1,608

i_y=1,41*1,608*3,55=8,07 кА

Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К-2

X_å2= X_å1+X₃=6,02+1,8^-3=6,02 Ом

Определяем ток короткого замыкания в точке К-2 при U_cp=10,5 кВ

I_к.з= U_cp/* X_å2=10,5/(1,73*6,02)=10,5/10,4=1,0 кА

Рассчитываем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*1,0=2,27 кА

Составляем схему замещения от системы энергоснабжения второго источника питания мощностью 32000кВ*А

Рисунок 4 - Схема замещения от подстанции

Определяем сопротивление схемы замещения от подстанции

X_C2=U²_cp/S_C=37²/32000=1369/32000=0,04 Ом

Определяем сопротивление воздушной линии 35кВ

X₂=R_o*L=0,24*18,64=4,47 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К-3

Для этого суммируем сопротивление системы и воздушной линии.

X_å3= X_C2+X₂=0,04+4,47=4,51 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания

I_к.з= U_cp/* X_å3=37/(1,73*4,51)=4,74 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*4,74=10,7 кА

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К-4

X_å4= X_å3+X₃=4,51+1,8^-3=4,51 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания

I_к.з= U_cp/* X_å4=10,5/(1,73*4,51)=10,5/7,8=1,34 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*1,34=3 кА

 

7. Выбор электрооборудования подстанции на ВН и НН

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частот может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Выбор оборудования на стороне 35 кВ

7.1 Выбор шин 35 кВ.

на стороне 35 кВ принимаем гибкую ошиновку и проверяем ее по следующим условиям:

а). По допустимому току

I_MAX £ I_ДОП., где

I_MAX=Р_НАГР./*U_H, где

Р_НАГР - максимальная мощность нагрузки

U_H - номинальное напряжение

I_MAX=4389/(1,7*35) = 4389/59,5 = 73,7 А.

Принимаем гибкие шины марки АС-70 с I_ДОП=265 А [2.]

,7 А £ 265 А

б). Проверяем шины на термическую стойкость.

Необходимо чтобы выполнялось следующее условие:

q_MIN. £ q, где

q-выбранное сечение

q_MIN.-минимальное сечение проводника по термической стойкости.

q_MIN.=/C, где

С - коэффициент соответствующий разности выделяемого тепла в проводнике до и после короткого замыкания. Принимаем С=91.

Вк - тепловой импульс

В_к=I²_П.О.(t_ОТК.+Т_А), где

I_П.О. - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания. I_П.О.=2 кА

I_П.О.=U_НОМ/*X_å, где

U_НОМ - номинальное напряжение линии U_НОМ= 37 kВ

X_å - суммарное сопротивление системы и ВЛ

X_å = X_C1 + X₁ + X₂, где

X_C1 - сопротивление системы, Ом

X₁ - сопротивление ВЛ от первого потребителя, Ом

X₂ - сопротивление ВЛ от второго потребителя, Ом

X_å = 0,02 + 6 + 4,47 = 10,49 Ом

I_П.О.= 37/(1,7*10,49) = 37/ 17,8 = 2 kА

t_ОТК - время отключения (время действия к.з.), с

t_ОТК = t_РЗ + t_ОТК.В., где

t_РЗ - время действия основной релейной защиты данной цепи

t_РЗ = 0,1 с

t_ОТК.В. - полное время отключения выключателя t_ОТК.В. = 0,14 с

t_ОТК.В. = 0,1 + 0,14 = 0,24 с

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей

тока к.з. Т_А = 0,115 с

В_К = 2² * (0,24 + 0,115) = 1,42 кА²*с

g_MIN = Ö 1,42 / 91= 13,0 мм²

13,0 < 13,5 мм²

Сечение провода АС-70 удовлетворяют всем условиям.

7.2 Выбор ограничителя перенапряжений на стороне 35 кВ

Ограничитель перенапряжений выбираем по установленному напряжению,

Выбираем ограничитель перенапряжений типа ОПН-П1-35II УХЛ1 [2]

Ограничитель перенапряжений ОПН-П1-35II УХЛ1, предназначен для защиты электрооборудования подстанций и сетей на класс напряжения 35 кВ с изолированной нейтралью переменного тока частоты 50 Гц от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Условия эксплуатации

Ограничитель перенапряжений предназначен для работы в условиях, нормированных ГОСТ 15543.1-89, для климатического исполнения УХЛ категории 1 по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение

В структуре условного обозначения принято:

О	- ограничитель;
П	- перенапряжения;
Н	- нелинейный;
П	- полимерная изоляция;
1	- опорное исполнение установки;
35	- класс напряжения сети, кВ;
II	- степень загрязнения атмосферы по ГОСТ 9920-89;
УХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Технические данные

Класс напряжения сети	35
Наибольшее рабочее напряжение (длительно действующее)	40,5
Номинальный разрядный ток	10
Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс
· с амплитудой тока 500 А	102
· с амплитудой тока 5000 А	120
· с амплитудой тока 10000 А	127
Расчётный ток коммутационного перенапряжения на волне 30/60 мкс	400
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения	101
Установленное число разрядов максимальной интенсивности
· при волне тока 8/20 мкс с амплитудой 10 кА	20
· при комбинационной волне (прямоугольная волна 2000 мкс с амплитудой 400А)	20
· при волне импульсного тока 4/10 мкс с амплитудой 65 кА	2

U_ном ³ U_уст кВ

35 = 35 кВ

Ограничитель подходит по условию, поэтому принимаем его к монтажу.

7.3 Выбор разъединителя

Разъединители серии РДЗ предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрической сети высокого напряжения, а также заземления отключённых участков при помощи стационарных заземляющих ножей.

Разъединители серии РДЗ состоят из отдельных полюсов, которые могут использоваться в однополюсном и трёх полюсном варианте установки на горизонтальной плоскости. Разъединители на класс напряжения 35 и 110 кВ на номинальный ток 1000 А допускают установку на вертикальной плоскости. Полюс разъединителя выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей в горизонтальной плоскости и состоит из цоколя, изоляционных колонн, токоведущей системы и заземляющего устройства.

Контактные ножи разъединителя на 1000А выполнены из двух медных параллельных шин, установленных «на ребро», один конец которых гибкими связями соединён с контактным выводом, а на другом образован разъёмный контакт. Контактные ножи разъединителей на 2000 и 3150А состоят из двух контактных ножей на 1000А. В заземляющее устройство разъединителя входят ножи заземления, стационарно установленные на цоколе разъединителя и неподвижный контакт, установленный на главном контактном ноже. Основные части разъединителей, выполненные из чёрных металлов, имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк.

Условия эксплуатации

Температура окружающей среды от +40С до -60С - для исполнения УХЛ1; и от -10С до +45С - для исполнения Т1;

Относительная влажность воздуха до 100% при температуре +25С; толщина корки льда до 10 мм - для разъединителей 35 и 110кВ; до 20 мм - для разъединителей 150 и 220кВ;

Скорость ветра без гололёда 40 м/с; скорость ветра с гололёдом не более 15 м/с;

Категория изоляции - «А» или «Б»;

Климатическое исполнение - УХЛ1 и Т1.

Привод

Разъединители серии РДЗ приводятся в действие ПРГ-2Б УХЛ1.

В структуре условного обозначения принято:

Р	- разъединитель;
Д	- двухколонковый;
З	- наличие заземлителей;
2	- количество заземлителей;
35	- номинальное напряжение;
Б	- усиленное исполнение изоляции;
1000	- номинальный ток;
НУХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Принимаем разъединитель типа РДЗ-2-35/1000 и проверяем его по условиям

а). По напряжению установки

U _уст. £ U_ном. кВ

£ 37 кВ

б). По току

I_max £ I_ном. А

,7 < 1000 А

в). По электродинамической стойкости

i_у £ i_пр.с., где

i_пр.с. - предельный сквозной ток при к.з., кА

i_у-ударный ток при к.з., кА

10,7 < 64 кА [2]

г). По термической стойкости

Вк £ I²тер.* tтер. кА²*с, где

I_тер. - предельный ток термической стойкости

Iтер.=25 кА [2]

t_тер. - длительность протекания предельного тока термической стойкости

t_тер.=4 с

В_к £ 25²*4=2500 кА²*с

,42 £ 2500 кА²*с

Принимаем к нему привод ПРН-220М [2]

7.4 Выбор трансформатора тока на стороне 35 кВ

Принимаем трансформатор тока типа ТФЗМ 35-У1 вариант исполнения 200/5 А и проверяем его по условиям:

а). По напряжению установки

U_уст. £ U_ном., кВ, где

=35 кВ

U_ном. - напряжение номинальное трансформатора тока

б). По току

I_max £ I_1ном кА, где

I_1ном. - первичный номинальный ток трансформатора тока

,7 < 200 кА

в). По электродинамической стойкости

i_у £ i_дин. кА, где

i_дин. - ток электродинамической стойкости трансформатора тока

,7 < 20 кА

г). По термической стойкости

Вк £ I²_тер.* t_тер. кА²*с, где

I_тер. - ток термической стойкости трансформатора тока

I_тер.=15 кА

t_тер. - время термической стойкости трансформатора тока. t_тер.=3 с.

,42 < 675 кА²*с

По всем параметрам этот трансформатор подходит, аналогом его является трансформатор тока ТВ-35/10 исполнения 200/5 А

К монтажу принимаем любой из этих трансформаторов.

7.5 Выбор выключателя на стороне 35 кВ

Принимаем вакуумный выключатель типа ВВВ и проверяем его по условиям:

а). По напряжению установки

U_уст.£ U_ном.

=35 кВ

б). По длительному току

I_max £ I_ном.

,7 < 800 А

в). По отключающей способности

I_п.о. £ I_{ном.отк.} кА

< 5,0 кА

i_у t £ i_{а ном}.=*bн. *I_{отк. ном.}

t=1-номинальное время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов

b_н. - нормированное содержание апериодической составляющей в отключенном токе %

b_н.=10%

,7 < 1,4 * 10 * 5

,7 < 70 кА

г). По электродинамической стойкости

I_п.о. £ i_дин.

< 10 кА

д). На термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу тока к.з.

В_к £ I_тер.² * t_тер. кА²*с

,42< 26²*4

,42 < 2704 кА²*с

Принимаем к нему привод ПП-67

Выбор оборудования на стороне 10 кВ

.7 Выбор ошиновки 10 кВ

Ошиновку выполняем жесткими шинами прямоугольного сечения.

а). Шины выбираем по длительно допустимому току:

I_max £ I_доп А

I_max=Р_нагр/*U_н=4389/*10=258 А

Принимаем шины прямоугольным сечением алюминиевые, одна полоса на фазу, размером 25*3 мм, для которых ток допустимый

I_доп=265 А [2]

< 265 А

б). Проверяем шины на термическую стойкость

g_min £ g мм², где

g-выбранное сечение,

g_min-минимальное сечение проводника по термической стойкости.

g_min=ÖВк/С, где

В_к - тепловой импульс,

С - коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике до и после короткого замыкания. С=91

В_к=I_п.о.²*(t_отк+T_a), где

I_п.о.²=0,5 кА

t_отк=0,18 с

T_a=0,115 с

В_к=0,5²*(0,18+0,115)=0,073 кА²*с

g_min=Ö0,073 / 91=3,0 мм²

Сечение выбранных шин удовлетворяет условию термической стойкости.

Пролёт между изоляторами L при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц для алюминиевых шин, определяется по формуле:

L² £ (173,2/200)*ÖJ/g^, где

g - поперечное сечение шины

g =75 мм²,

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴

J=b*h³/12, где

b - толщина шины

h - ширина шины

J = 0,3*2,5³/12 = 0,39 см⁴

L² £ (173,2/200)*Ö0,39/7,5 = 0,19 см²

L £ 0,43 м

Принимаем пролёт L=0,4 м

в). Проверка шин на механическую прочность

Определяем наибольшее удельное усилие при трёхфазном к.з.

F=*10^-7(i_у²/a) Н/м, где

a - расстояние между соседними фазами

а = 0,8 м

i_у - ударный ток трёхфазного к.з. А

F=*10^-7*(3000²/0,8)=1,9 Н/м

Определим изгибающий момент

s_расч £ s_доп

для алюминиевых шин s_доп=40 МПа

s_расч=M/W=*10^-8(i²_у*L²/W*a), где

W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия, см²

W=b*h²/6=0,3*2,5²/6=0,31 см²

s_расч=1,7*10^-8*(3000²*0,43²/0,31*0,8)=0,11 МПа

,11 < 40 МПа

Шины механически прочны.

7.8 Выбор изоляторов 10 кВ

Для крепления ошиновки на стороне 10 кВ принимаем опорные изоляторы марки ОНШ-10-500.

7.9 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ

Предохранители токоограничивающие ПКТ, ПКН

Рисунок 7.9.1 Внешний вид ПКТ, ПКН

Предохранители предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий 10 кВ.

Выбор предохранителей для защиты трансформаторов напряжения и собственных нужд производим по напряжению установки.

U_уст £ U_ном

=10 кВ

Принимаем предохранитель типа ПКТ-10 для трансформаторов напряжения и ПКТ-10 для трансформатора собственных нужд.

Выбор разъединителей 10 кВ

Разъединитель - высоковольтный коммутационный аппарат, предназначенный для разъединения и переключения отдельных участков электрических цепей при отсутствии в них тока; создаёт видимый разрыв электрической цепи. Разъединители применяются в высоковольтных распределительных устройствах, главным образом для обеспечения безопасности профилактических и ремонтных работ на отключенных участках. В отдельных случаях с помощью разъединителей отключают небольшие токи (например, токи намагничивания трансформаторов небольшой мощности или токи ненагруженных линий небольшой длины).

Разъединители применяют также для секционирования шин и переключения электрических линий с одной системы шин распределительного устройства на другую.

Разъединитель состоит из подвижных и неподвижных контактов, укрепленных на изоляторах. Для приведения в действие подвижного контакта используется изолятор, с помощью которого он сочленяется с приводом.

Разъединители различают:

·              по роду установки (внутренние, наружные);

·              по числу полюсов (однополюсные, трёхполюсные и др.);

·              по способу управления (ручные, дистанционные).

Для предотвращения ошибочных операций применяют механические, электрические или комбинированные блокировочные устройства, предотвращающие отключение или включение разъединителя, когда соответствующий высоковольтный выключатель находится в положении «включено». Разъединители должны обладать способностью длительно пропускать номинальный ток нагрузки, а также высокой термической и динамической устойчивостью (стойкостью) при сквозных токах короткого замыкания.

Разъединители серии РЛНД-1 предназначены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высокого напряжения, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей.

Конструкция

Рисунок 7.9.2 - Разъединитель серии РЛНД-1

Разъединитель серии РЛНД-1 выполнен в виде трехполюсного (на одной раме) аппарата горизонтально-поворотного типа, каждый полюс которого имеет один поворотный и один неподвижный изоляторы, на которых расположена контактная система. Разъединитель имеет один или два стационарных заземлителя. Размыкаемые соединения главного и заземляющего контуров осуществляются через ламельные контакты, контактное нажатие в которых создается пружинами. Основные части разъединителя, выполненные из черных металлов, имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк. Разъединитель РЛНД-1 -10Б выполнен на фарфоровых изоляторах, РЛНД-1-10, II и РЛНД-1-10.IV - на полимерных изоляторах с трекинг-эрозионностойким покрытием, имеющих высокие разрядные характеристики в загрязненном и увлажненном состоянии и механические характеристики, обеспечивающие надежную работу разъединителя при сейсмических воздействиях до 9 баллов по шкале МSК-64.

Условия эксплуатации

Температура окружающейсреды от +40°Сдо -6ОС;

Высота над уровнем моря не более 1000 м;

Толщина корки льда до 10 мм;

Скорость ветра без гололеда не более 40 м/с;

Скорость ветра с гололедом не более 15 м/с.

Привод

Разъединители серии РЛНД управляются приводом ПРГ-2 УХЛ1 или ПРН-10 МУ1. Приводы имеют механическую блокировку между главными ножами и заземлителями.

Условное обозначение

В структуре условного обозначения РЛНД-X-10Б-XXXН УХЛ1 принято:

Р	- разъединитель;
Л	- линейный;
Н	- наружной установки;
Д	- количество опорных изоляторов (два);
I	- исполнение с неподвижнымконтактнымвыводом на поворотном изоляторе;
1, 2	- количество заземлителей;
10	- номинальное напряжение;
Б	- усиленное исполнение изоляции;
200,400	- номинальный ток;
Н	- повышенной надежности;
УХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Предлагаем следующие виды разъединителей: РЛНД-10/400, РВЗ-10/630, РВФЗ-10/630, РДЗ-10/630 и РДЗ-110/1000.

а). По напряжению установки

U_уст £ U_ном кВ

=10 кВ

принимаем разъединитель РВЗ-10 [2]

б). По току

I_max £ I_ном, А

< 400 А

в). По электродинамической стойкости

I_п.о. £ I_пр.с., кА

,5 < 41 кА

г). По термической стойкости

В_к £ I_тер²*t_тер

I_тер - предельный ток термической стойкости,

I_тер=16 кА

t_тер - допустимое время протекания тока,

t_тер=1 с

В_к £ 16²*1=256 кА²*с

,073 < 256 кА²*с

Тип привода ПР-10. [2]

7.10 Выбираем выключатель 10 кВ

Выключатели предназначены для частых коммутаций электрических цепей в нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с напряжением 6-10 кВ и для замены маломасляных выключателей в действующих КРУ, КСО и других распределительных устройствах.

Основные параметры

	ВБТЭ-М (М1) - 10-20	ВБТЭ-М (М1) - 10-31,5
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	630,1000,1600
Номинальный ток отключения, кА	20	31,5
Собственное время вкл., с, не более	0,1
Собственное время откл., с, не более	0,03
Ток потребления электромагнита:  влючения, А, не более отключения, А, не более	60 2,0 (1,0)
Номинальное напряжение питания цепей управления:  постоянного тока, В  переменного тока, В	-220 (-110*) -220,50 Гц
Привод	электромагнитный
Климатическое использование	У2
Масса, кг, не более	96…112 в зависимости от исполнения
Габаритные размеры, мм	612x550x738

Вакуумные выключатели серии ВВ/TEL

Вакуумные выключатели ВВ/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.

Вакуумные выключатели ВВ/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска.

Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВ/TEL-10:

.         Высокий коммутационный и механический ресурс

Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL-10-20/1000 общепромышленного исполнения рассчитаны на коммутационный ресурс - 50 000 циклов «ВО» при номинальном токе, механический ресурс привода при этом составляет 150 000 циклов «ВО», а выключатели для частых коммутаций, ориентированные на работу в электротермических установках выдерживают 150 000 циклов «ВО» при номинальном токе, при этом все выключатели имеют ресурс 100 циклов «ВО» или 150 операций отключения при номинальном токе отключения 20 кА. Такого числа циклов В-О не могут предложить даже зарубежные аналоги, стоимость на приобретение которых значительно превосходят стоимость выключателей ВВ/TEL.

. Отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов

Выключатель ВВ/TEL действительно не требует проведения планово-предупредительных ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации благодаря высокой надежности конструкции, отсутствию изнашивающихся деталей и высокой стабильности заводских регулировок выключателя. Для поддержания высокой эксплуатационной готовности рекомендуются следующие операции по обслуживанию выключателя (согласно ИТЕА 674152.003 РЭ р. 3):

·              протирка изоляции сухим безворсовым материалом;

·              проверка электрической прочности главных цепей выключателя промышленным напряжением 42 кВ (1 мин);

·              замер переходного сопротивления главных цепей выключателя;

·              проверка выключателя многократными опробываниями (не менее 5 включений - отключений).

Таблица 7.9.1 Основные технические параметры выключателя типа ВБЧЭ 10

Наименование параметра

Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Предельный ток термической стойкости, кА Ток электродинамической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Собственное время отключения, с не более Собственное время включения, с не более Коммутационная износостойкость, циклов ВО: - при номинальном токе отключения - при номинальном токе 630 А, 1000 А 1600 А Механический ресурс, циклов ВО

10 630, 1000, 1600 20 20 51 3 0,03 0,2  50  50 000 40 000 50 000

а). По напряжению установки

_уст £ U _ном кВ

£ 10 кВ

б). По длительному току

I_мах £ I_ном А

< 400 А

в). По отключающей способности

I_п.о. £ I_{ном. отк} кА

,5 < 10 кА

i_yt £ i_{a ном}=*b_н *I_{ном.отк.}

t=1-номинальное время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов.

b_н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключенном токе%

< 1,4*10*10 = 140 кА

< 140 кА

г). По включаемой способности

I_п.о. £ I_дин кА

0,5 < 25 кА

д). По электродинамической стойкости

I_п.о. £ I_дин кА

,5 < 10 кА

е). На термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу тока к.з.

В_к £ I_тер²*t_тер кА²*с

,073 £ 10²*4 кА²*с

,073 £ 400 кА²*с

Принимаем выключатель BB/TEL.

.11 Выбор трансформатора тока в цепи 10 кВ

Принимаем трансформатор тока типа ТВК-10

а). По напряжению установки

_уст £ U_ном кВ

= 10 кВ

б). По длительному току

I_мах £ I_ном А

< 300 А

в). По электродинамической стойкости

i_y £ i_дин кА

< 175 кА

г). По термической стойкости

В_к £ I_тер²*t_тер кА²*с

,073 £ 34²*3 кА²*с

,073 £ 3468 кА²*с

д). Проверяем на класс точности

Проверка состоит в том, что выбирается сечение соединительных проводов приборов с трансформаторами тока такими, чтобы суммарная нагрузка вторичной обмотки трансформатора не превышала допустимую нагрузку в выбранном классе точности:

Z₂ £ Z_2ном.,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Перечень приборов, подключение к трансформаторам тока и нагрузки по фазам приведены в таблице 5.

Таблица 5. Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Приборы	тип	А	В	С
Амперметр	Э 351	0,5	0,5	0,5
Счётчик активной энергии	И680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И673	2,5	-	2,5
Ваттметр	Д365	0,5	-	0,5
Итого		6	0,5	6

Так как к трансформатору тока подключаются приборы денежного расчёта (счётчики) он должен работать в классе точности 0,5. Для выбранных трансформаторов тока допустимая нагрузка в классе точности 0,5 составляет 10ВА [2], что соответствует

R_доп = S_доп / I_ном2 ² = 10/5² = 0,4 Ом

Определим сопротивление подключенных к трансформатору тока приборов:

R_приб= S_приб /I_ном2 ² = 6/5² = 0,24 Ом

Сопротивление контактов принимаем при числе приборов три и более

Z_к = 0,1 Ом,

Тогда определим допустимое сопротивление проводов:

R_{пров доп} = R_2ном-R_приб-R_к= 0,4-0,24-0,1 =0,06 Ом.

Для подстанции 35/10 кВ применяем контрольный кабель с аллюминиемыми жилами, ориентировочная длина 25 м, трансформаторы соединены в полную звезду, поэтому l_расч=l, тогда сечение

F_пров = 0,0283 (25/0,06) = 11,79 мм ²;

Принимаем три контрольных кабеля АКРВГ с жилами сечения 4мм².

Фактическое сопротивление проводов получим

R_{пров фак.}= (r*l_расч)/ F)

R_{пров фак.}= (0,0283*25)/ 4х3)=0,06 Ом

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока

R_2ф= R_приб+ R_пров+ R_к=0,24+0,06+0,1 =0,4 Ом.

7.12 Выбор трансформатора напряжения на шинах 10 кВ

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10 и проверяем

его по напряжению установки

_уст £ U_ном кВ

= 10 кВ

7.13 Выбор ограничителя перенапряжений 10 кВ

Рисунок 7.13 ОПН-КР/TEL 10/11,5 УХЛ

Ограничитель выбираем по напряжению установки

_уст £ U_ном кВ

= 10 кВ

8. Монтаж вакуумного выключателя

Выключатели в стационарном исполнении предназначены для замены маломасляных выключателей типа ВМПЭ-10, ВМГ-133 в любых типах распределительных устройств

Выключатели в виде выкатного элемента устанавливаются в КРУ типа К-104, К-59, КМ-1Ф. По своим присоединительным размерам и схемам управления взаимозаменяемы с выключателями ВК-10, ВКЭ-10.

Рисунок 8.1 - Стационарное исполнение ВБЧЭ 10

Рисунок 8.2 - Габаритно-установочные размеры

Монтаж высоковольтных выключателей.

Вакуумные выключатели обычно поставляются собранными на раме и отрегулированными. Поэтому их монтаж не отнимает много времени и состоит в закреплении рамы на основании, ревизии цилиндров, соединении с приводом и регулировки.

Вакуумные выключатели, расположенные в камерах КСО или шкафах КРУ, регулируют и ревизуют, как правило, на заводе, поэтому на месте монтажа только контролируют их совместную работу с приводом. При монтаже и регулировке предохранители в цепях управления выключателем должны быть сняты.

9. Расчёт релейной защиты

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.

9.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

Тип защиты - газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ГПП и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла - реле уровня в расширителе трансформатора.

9.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

 (9.2.1)

где S_hom - номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;

u_{hom.cp -} номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ. Ток для высшей стороны напряжения:

для низшей стороны напряжения:

Применяем трансформаторы тока с n_твн⁼50/5 и n_тнн=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне Д, на низшей стороне - Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

 (9.2.2)

где К_сх - коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен , для НН - 1.

Тогда с использованием выражения (9.2.2):

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [9] на трансформаторах с расщеплённой обмоткой тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщеплённой обмоток.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

 (9.2.3)

где Котс - 1,5 - коэффициент отстройки.

I_с.₃=1,5·50,2=75,3 А.

Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

 (9.2.4)

где Fcp=100 - магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

Согласно условию W_bh ≤ W_BHpacn принимаем число витков W_BH =8, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Принимаем ближайшее к W_HHpacч целое число, то есть W_HH=13.

Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

 (9.2.6)

где е=0,1 - относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

Дu - относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

б - угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75. Для ТДН-4000/35 Дu=0,16

Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 w_T=7.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

 

Коэффициент чувствительности:

 (9.2.7)

> 2, что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

 (9.2.8)

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

Рабочая МДС реле:

 (9.2.9)

F_раб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:

F_ТОР=I_ТОР·W_ТОР, (9.2.10)

F_ТОР=2,1·7=14,7 A.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: F_c._p=100 A. Тогда коэффициент чувствительности:

 (9.2.11)

>1,5; что удовлетворяет условиям.

.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

Расчёт МТЗ.

Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.

 (9.3.1)

где К_о =1,2 - коэффициент отстройки реле;

К_в=0,85 - коэффициент возврата реле РТ-40;

К_сз=2,3 - коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

 (9.3.2)

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

 (9.3.4)

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

 (9.3.5)

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

 (9.3.6)

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

 (9.3.7)

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

,

чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.

.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

.5 Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Расчёт тока срабатывания от перегрузки.

ток срабатывания от перегрузки равен:

 (9.5.1)

где k_отс=1,05, для реле РТ-40.

K_в=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40

ток срабатывания реле равен:

 (9.5.2)

10. Экономическое обоснование проекта

При проектировании систем электроснабжения сельских районов и в процессе их эксплуатации постоянно решают задачи выбора наиболее целесообразного варианта, т.е. с лучшими технико-экономическими показателями. К таким задачам относят выбор сечений проводов, мощностей трансформаторов подстанций, оптимального варианта развития сетей, мероприятий по снижению потерь электрической энергии, повышению надежности электроснабжения.

В данном проекте рассчитываются экономические показатели строительства подстанции «Колмаково» напряжением на 35/10 кВ с дмумя трансформаторами.

10.1 Общие положения

В связи с переходом отдельных производственных площадок из 3 категории во 2, а порой и в 1 возврасла необходимость в более качественном и надежном электроснабжении. На данном этапе работы подстанция 35/10 кВ «Колмаково» перегружена в результате чего возникла необходимость в её реконструкции. В результате реконструкции подстанции возрастает надежность электрооборудования, а увеличение мощности подстанции дает перспективы предприятиям дальнейшему росту и развитию.

При определении капитальных вложений учитывают следующие составляющие:

К= К_см+ К_об+ К_пр+ К_обор          (10.1)

где: К_см - капитальные вложения на строительно-монтажные работы;

К_об - стоимость оборудования, транспортных средств, инвентаря;

К_пр - затраты на проектно-изыскательские и подготовительные работы;

К_обор - затраты на создание оборотных средств;

В связи с тем, что на нашем этапе, то есть на этапе дипломного проектирования, все составляющие данного уравнения предусмотреть очень сложно, поэтому мы затраты на проектно-изыскательские и подготовительные работы примем в размере 5% от стоимости оборудования, а затраты на создание оборотных средств не будем учитывать вовсе.

Методика комплексной оценки эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса, рекомендует при выборе оптимального варианта кроме приведенных затрат учитывать также сопутствующие экономические эффекты, в качестве которых можно принимать ущербы от снижения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, расход металла, удобство эксплуатации, экологические и социальные факторы. Во многих случаях указанные факторы по своей значимости не уступают основным экономическим показателям. Так, например, такие показатели, как качество электрической энергии и надежность электроснабжения, даже находясь в допустимых нормативных границах, все же для различных вариантов неодинаковы.

Величина ущерба от перерыва электроснабжения рассчитывается в двух случаях:

. При разработке специальных технических и организационных мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей.

. При технико-экономическом сравнении вариантов схем электроснабжения с различной степенью надежности.

При возникновении аварии или других критических ситуаций на ПС ее потребители смогут получать электроэнергию от подстанции «Минусинская-Городская», поэтому при технико-экономическом обосновании реконструкции подстанции принимаем, что степень надежности остается неизменной. Для упрощения расчетов годовых приведенных затрат ущербом от перерыва в электроснабжении пренебрегаем.

10.2 Расчет капитальных затрат на строительство подстанции

Расчет капитальных затрат на строительство подстанции проводится по формуле (10.1).

Капитальные затраты на строительство подстанции складываются из затрат:

демонтаж старого оборудования;

приобретение и монтаж силовых трансформаторов;

приобретение и монтаж электрической аппаратуры подстанции

Стоимость оборудования и затраты на монтажные работы должны определяться согласно локальной сметы, с учетом действующего уровня цен. В локальной смете необходимо учесть не только основное дорогостоящее техническое оборудование как: масляные и вакуумные выключатели, разъединители, трансформаторы и прочее, но и мелки расходные материалы как болты, гайки и др., что также достаточно сложно сделать на данном этапе, поэтому примем стоимость оборудования приблизительно, равной шести миллионам рублей.

.3 Методика определения годовых эксплуатационных затрат в сетях электроснабжения

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

, (10.2)

где И_АМ - амортизационные отчисления, тыс. руб./год;

И_Т.Р.ОБС - затраты на текущий ремонт и обслуживание, тыс. руб./год;

И_ПОТ - затраты на компенсацию потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

Величина амортизационных отчислений по элементам сети - подстанциям определяется:

, (10.3)

где  - годовые амортизационные

отчисления по ТП, тыс. руб. / год;

 - капиталовложения в ТП, тыс. руб.;

 - норма амортизационных отчислений по подстанциям, %;

Издержки на обслуживание электрических сетей включают в себя стоимость израсходованного сырья и других материальных средств, заработную плату обслуживающего персонала, расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание. Эти издержки определяются по элементам сети:

, (10.4)

где  - норма на текущий ремонт и обслуживание ТП, %;

Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети приведены в таблице10.1.

Таблица 10.1 - Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов электрических сетей[14]

Наименование элементов	Нормы амортизации , %Нормы на текущий ремонт и обслуживание амортизации , %
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства подстанций напряжением 110, 35, 10 кВ	4,4	4,0

 тыс. руб./год;

 тыс. руб./год;

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

,                          (10.5)

где C - тариф на электрическую энергию, С = 1,04 руб./(кВт ·ч);

ДW - суммарные потери электроэнергии в трансформаторе подстанции 35/10 кВ «Колмаково», кВт ·ч;

Потери энергии в трансформаторе определяются:

ДW_тр= 8760×ДP_хх+ДP_кз× ×ф, кВт ч (10.6)

где ДP_хх, ДP_кз - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора ТМ 4000/35 взяты из справочника Б.Н. Неклепаева;

S_маx - максимальная полная мощность, передаваемая через один трансформатор в течение года, кВА

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА

ДW_тр=8760×5,6+33,5××2500=123593 кВт ч

И_пот=1,04×123593=128,536 тыс. руб./ год

Годовые эксплуатационные издержки составляют:

 тыс. руб.

На основе технических данных проектируемой подстанции и расчетов экономических показателей составляем итоговую таблицу технико-экономических показателей.

Таблица10.2 - Технико -кономические показатели проектируемой подстанции 35/10 кВ «Колмаково»

Наименование показателя	Значение
Количество и мощность трансформаторов, шт.*кВ·А	2х4000
Капиталовложения в подстанцию, тыс. руб.:	3418,065
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб./год: в т.ч. - на амортизацию: - на техническое обслуживание и ремонт: - на компенсацию потерь электроэнергии:	415,65  150,39 136,72 128,536

.4 Организованная структура районных электрических сетей (РЭС)

Управление техническим обслуживанием и ремонтом сетей 0,4-20 кВ сосредоточено в РЭС, которые считаются производственными подразделениями ПЭС. Совпадение границ РЭС с административными границами районов облегчает взаимодействие организаций с органами управления сельским хозяйством района. Для выполнения оперативного обслуживания и ремонтов в РЭС создаются ремонтно-эксплуатационные участки и специализированные бригады.

Рисунок 2.1 - Варианты организации структур ЭТС

Организационные структуры РЭС устанавливаются ПЭС в зависимости от специализации персонала и местных условий. На рис. 6.4 приведены две организационные структуры РЭС. В первом случае оперативное и эксплуатационное обслуживание сетей 0,4-10 кВ и подстанций 35-110 кВ осуществляется персоналом участков РЭС. На участках предусмотрено выполнение капитальных ремонтов ВЛ 0,4-10 кВ. Во втором случае в РЭС централизованы оперативно-эксплуатационное обслуживание подстанций 35-110 кВ, капитальный ремонт сетей 0,4-10 кВ, а оперативное и эксплуатационное обслуживание этих сетей выполняется выездными бригадами. В РЭС сконцентрированы бригады по комплексному ремонту трансформаторных подстанций, профилактическим испытаниям оборудования, защитных средств. В рамках участков, как правило, проводятся эксплуатационные работы на ВЛ и ТП 0,4-20 кВ.

Техническое и организационное руководство районами в части ремонтов и эксплуатационных работ принимает на себя служба РЭС, признанная структурным производственным подразделением

ПЭС. Службе вменяется в обязанность проведение множества мероприятий:

планирование совместно с РЭС сроков капитальных ремонтов и эксплуатационных работ;

анализ надежности работы сетей, разработка совместно с

РЭС противоаварийных мероприятий и контроль за их исполнением;

составление и корректировка местных инструкций по ремонту и эксплуатации ВЛ 0,4-20 кВ и ТП;

контроль за соблюдением правил техники безопасности, расследование на месте причин несчастных случаев;

составление сводных заявок на инструмент, механизмы и машины, материалы и оборудование, а также формирование их резервного запаса.

10.5 Планирование мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту электрических сетей

В процессе эксплуатации элементы оборудования и ЛЭП изменяют свои свойства сообразно-времени работы, нагрузкам и среде, в которой востребовано упомянутое оборудование. При этом утрачиваются прочность, способность противостоять воздействующим нагрузкам, вследствие чего многократно возрастает опасность отказа. На время эксплуатации рекомендуется разработать перечень мероприятий по обеспечению работоспособности объектов, как-то:

определение рациональных правил, объемов и сроков проведения предупредительных работ;

выполнение расчетов расхода и запасов материальных ресурсов (оборудования, запасных частей и материалов), востребуе-мых для проведения ремонтов, разработка способов снижения расходов и запаса ресурсов;

выявление оптимальной численности работников для технического обслуживания и ремонтов, рациональной организации управления действиями персонала.

Организация и последовательность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту установлены комплексом положений и норм, зафиксированных в Правилах технической эксплуатации (ПТЭ). Упомянутый комплекс норм и положений формирует систему технического обслуживания, направленную на обеспечение предусмотренных технической документацией качества и надежности изделий. В ПТЭ система технического обслуживания электроустановок определена как система планово-предупредительного ремонта (ППР), имеющая целью предупреждение недопустимого снижения прочности и своевременную замену дефектных элементов. Система ППР предусматривает проведение плановых и внеплановых ремонтов и мер по обслуживанию элементов.

Система ППР предполагает, что элемент имеет один или более параметров §((-), которые прогнозируют отказ в момент достижения упомянутыми параметрами граничного значения §гр. Причем означенные параметры реально контролировать путем измерения, осмотра или иным способом. В качестве контролируемых параметров привлекаются внутренние характеристики элементов, как-то: износ, коррозия металла, загнивание древесины, величина раскрытия трещин в железобетоне, электрическое сопротивление контактов и изоляции и т.д., а также показатель наработки, возраст, измеряемые в годах, часах и др.

.6 Организация оперативно-эксплуатационного обслуживания электрических сетей

Под оперативным обслуживанием электросетей понимают проведение совокупности мер:

ликвидацию перерывов электроснабжения потребителей и других нарушений режима работы путем переключений в схеме сети;

проведение доступных нетрудоемких ремонтов; выполнение плановых переключений для подготовки рабочих мест по заявкам ремонтных или других подразделений ПЭС;

осуществление в экстренных случаях допуска к работе и надзора за безопасным ведением работ.

Оперативное обслуживание подстанций 35 кВ и выше осуществляется круглосуточно дежурными сменами в составе двух или, при наличии стационарных заземляющих ножей, одного дежурного. На опорных подстанциях, где размещены диспетчерские пункты ПЭС, районов или групп подстанций, оперативное обслуживание осуществляется дислоцированным на них дежурным персоналом. С опорных подстанций осуществляется также контроль за состоянием подстанций без постоянного дежурного персонала. Опорных подстанций в электросети обычно 10-15% от общего их числа.

На подстанциях, расположенных в труднодоступных местах или на значительном расстоянии от диспетчерских пунктов, предусматривается дежурство работника на дому. Подстанции, расположенные в районах с цивилизованной сетью дорог и оборудованные аварийно-предупредительной телесигнализацией, обслуживаются выездными оперативными бригадами (ОВБ). В качестве базовой опорной подстанции выбирается подстанция, расположенная при РПБ, с теплым гаражом в центре обслуживаемой зоны. ОВБ оснащается автомашиной, радиостанцией, необходимыми инструментами и нормативно-справочной документацией по схемам подстанций и зонам работы радиостанции. Оперативное руководство ОВБ осуществляет диспетчер ПЭС или РЭС, а административное и техническое - начальник группы подстанций.

Оперативное обслуживание сетей 0,4~20 кВ в целом организуется так же, как и подстанций 35 кВ и выше. При организации оперативного обслуживания электросетей следует учитывать:

плотность электросетей, состояние связи, дорог и обеспеченность соответствующим транспортом;

ожидаемое количество аварийных и плановых выездов в приемлемом радиусе обслуживания;

возможности оперативного персонала изучить схемы сетей, трассы линий, расположение обслуживаемых объектов и основных потребителей электроэнергии.

Оперативное обслуживание призвано обеспечить требования норм к допустимым длительностям перерывом электроснабжения потребителей.

Оперативные работы выполняются оперативными (ОВБ) или оперативно-эксплуатационными (ОЭВБ) выездными бригадами. ОВБ специализированы на оперативной работе, а ОЭВБ наряду с оперативными выполняют и другие работы на закрепленном участке. К таким работам относятся: участие в работах бригад централизованного ремонта, согласование отключений с потребителями, осмотры сетей, взятие проб и доливка масла в трансформаторы, надзор за работами и т.д.

Управление оперативной работой в целом осуществляется диспетчерскими службами, а непосредственное управление - дежурными диспетчерами. Круглосуточное оперативно-диспетчерское управление работой электростанций и электросетей имеет целью обеспечить удовлетворение потребителей электроэнергией установленного нормами качества при максимально возможной экономичности работы энергосистемы.

11. Экологичность проекта

При разработке рабочего проекта учтены требования законодательства об охране природы и основ земельного законодательства Российской Федерации

Площадка под строительство подстанции и трасса ВЛ в основном размещены на малопродуктивных землях.

Общая площадь земель, изымаемых в постоянное пользование определена с соответствии с нормами отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4… 500 кВ и составляет в га:

под подстанцию - 0,7

под ВЛ-35 кВ на подстанции Колмаково - 0,0211

С участка изымаемого в постоянное пользование для строительства подстанции, в местах разработки котлованов под опоры ВЛ предусматривается снятие плодородного слоя почвы с последующим использованием его для озеленения площадки для подстанции и защиты спланированной площадки от эрозии, а излишки плодородного слоя складируются вблизи площадки в «кавальер», откосы которого укрепляются посевами дёрнообразующих трав или вывозятся в места определяемые землепользователем и в дальнейшем используются для улучшения и восстановления земельных угодий.

После сооружения подстанции и ВЛ земельные участки, используемые при строительстве во временном пользовании приводятся в прежнее состояние.

Трасса ВЛ не пересекает месторождение полезных ископаемых.

Проектируемые подстанция и ВЛ не имеют (в нормальных условиях эксплуатации) выделений, загрязняющих водоемы, почву и атмосферный воздух.

Для предохранения почвы от загрязнения сбросами масла, при аварии трансформаторов, предусмотрено сооружение закрытых маслотоков и открытого бетонного маслоуловителя.

Снижение шума от трансформаторов, расположенных вблизи подстанции жилых домов и других помещений до уровня, обеспечивается за счёт удаления от них силовых трансформаторов на нормируемое расстояние.

Современный научно-технический прогресс во всем мире непосредственным образом связан с глобальным использованием природных ресурсов. Развитие трудовых процессов, обусловливающих накопление материальных благ в обществе, имеет многоаспектный характер, который в экологическом смысле интегрируется по трем основным направлениям:

формирование региональных природно-технических геосистем (на локальном уровне) и техносферы Земли (на планетарном уровне);

исчерпание природных сырьевых ресурсов;

возникновение экологического иммунодефицита планеты в результате глобальной антропогенной трансформации природной среды и подавления естественных механизмов саморегулирования биосферы.

По выражению академика В.И. Вернадского, «человек становится крупнейшей геологической силой, меняющей облик нашей планеты». В результате производственной деятельности людей возникли сложные структуры взаимодействия технических и природных комплексов, называемые природно-техническими геосистемами. Это специфические новообразования, распространение которых ныне во многом определяет сущность географической оболочки Земли: состояние природных комплексов, процессы распределения и перераспределения вещества и энергии, баланса вещества и трансформированных свойств океанов и континентов Земли, баланс между природообразующими сферами: атмосферой, гидросферой, литосферой и биосферой.

С развитием электроэнергетики, радио- и телевизионной техники, средств связи, электронной офисной техники, специального промышленного оборудования и др., появилось большое количество искусственных источников электромагнитных полей (ЭМП), что обусловило интенсивное «электромагнитное загрязнение» среды обитания человека. Длительное воздействие этих полей на организм человека вызывает нарушение функционального состояния центральной нервной и сердечно сосудистой систем, что выражается в повышенной утомляемости, снижении качества выполнения рабочих операций, сильных болях в области сердца, изменении кровяного давления и пульса.

.1 Экологическое влияние линий электропередачи

Вопросы экологического влияния высоковольтных линий электропередачи (ВЛ) приобретают особую актуальность в связи с развитием электрических сетей сверхвысокого напряжения (СВН) 500-750 кВ и освоением ультравысокого напряжения (УВН) 1150 кВ и выше.

Влияние ВЛ на окружающую среду (рисунок 11) крайне разнообразно. Рассмотрим его подробнее.

Влияние магнитного и электрического полей обычно рассматривается отдельно. Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряженностях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1_,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением.

Основные проблемы для линий СВН и УВН связаны с влиянием электрического поля, создаваемого ВЛ. Это поле определяется, в основном, зарядами фаз. С повышением напряжения ВЛ, числа проводов в фазе и эквивалентного радиуса расщепленного провода заряд фазы быстро увеличивается. Так, заряд фазы линии 750 кВ в 5-8 раз больше заряда одиночного провода линии 220 кВ, а линии 1150 кВ в 10-20 раз. Это создает напряженности электрического поля под проводами ВЛ, опасные для живых организмов.

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля линий СВН и УВН на человека связано с воздействием на сердечно сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека в сильном электрическом поле зависят от напряженности поля и от продолжительности его воздействия.

Без учета длительности воздействия на человека допустимая напряженность электрического поля составляет: 20 кВ/м-для труднодоступной местности; 15 кВ/м-для ненаселенной местности; 10 кВ/м-для пересечений с дорогами; 5 кВ/м-для населенной местности. При напряженности 0,5 кВ/м на границах жилых застроек допускается пребывание человека в электрическом поле по 24 ч в сутки в течение всей жизни.

Для эксплуатационного персонала подстанций и линий СВН и УВН установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряженностях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли) [20]:

5 кВ/м-время пребывания неограниченно;

10 кВ/м -180 мин;

15 кВ/м-90 мин;

20 кВ/м-10 мин;

25 кВ/м-5 мин.

Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течение суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

При невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля применяется экранирование рабочих мест: тросовые экраны над дорогами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между фазами, съемные экраны при ремонтных работах. Как показали эксперименты, надежный экранирующий эффект создают кустарники высотой 3-3,5 м и плодовые деревья высотой 6-8 м, растущие под ВЛ. Это объясняется тем, что кусты и плодовые деревья обладают достаточной проводимостью и выполняют роль экрана на высоте, превышающей рост человека или высоту транспортных средств.

Косвенное воздействие электрического поля заключается в возникновении тока или кратковременных разрядов при прикосновении человека, имеющего хороший контакт с землей, к изолированным объектам или, наоборот, при прикосновении изолированного от земли человека к заземленным объектам. Такие явления объясняются наличием повышенных потенциалов и ЭДС, наведенных электромагнитным полем на машинах, механизмах или протяженных металлических предметах, изолированных от земли.

Разрядный ток, протекающий через человека, зависит от напряжения линии, активного сопротивления человека, объема и емкости объектов относительно линии. Длительный ток, достигающий 1 мА, для большинства людей является «порогом восприятия». При токе 2-3 мА возникает испуг, при 8-9 мА («порог отпускания») - болевые ощущения и мышечные судороги. Токи свыше 100 мА, протекающие через человека более 3 с, могут привести к смертельному исходу.

Кратковременные искровые разряды, при которых через человека протекает импульсный ток даже с достаточно большими амплитудными значениями, не представляют опасности для жизни. Указанные воздействия электромагнитного поля устанавливают определенные условия труда и возможности пребывания населения в охранной зоне ВЛ, имеющей границы в виде параллельных линий.

Напряженность электрического поля внутри охранной зоны превышает 1кВ/м. Для ВЛ 330-750 кВ зона составляет 18-40 м от крайних фаз, для ВЛ 1150кВ-55 м.

Акустический шум является одним из проявлений интенсивной короны на проводах. Он воспринимается человеческим ухом в диапазоне частот от 16 Гц до 20 кГц. Громкость звука особенно велика на линиях с большим числом (более пяти) расщепленных проводов в фазе при дожде и сырой погоде. Если при сильном дожде шум от короны сливается с шумом дождя, то при слабых осадках он воспринимается как превалирующий источник шума.

Проведенные расчеты показывают, что для линий СВН и УВН за пределами охранной зоны уровень шумов меньше допустимых. В Российской Федерации предельная допустимая громкость звука не нормируется.

Радиопомехи возникают при короне на проводах, частичных разрядах и короне на изоляторах и деталях арматуры, искрениях в контактах линейной арматуры. На уровень радиопомех оказывают влияние радиус проводов, условия погоды, состояние поверхности проводов (наличие загрязнений, осадков и др.). Для устранения радиопомех в охранной зоне снижается допустимая напряженность на поверхности провода.

11.2 Эстетическое воздействие линий

В районах с высокой плотностью населения одновременно с экономическими и техническими проблемами, возникающими при строительстве линий СВН и УВН, появляются проблемы эстетического воздействия этих линий на окружающую среду. Это воздействие связано с размерами (высотой) опор, их архитектурными формами, с окраской всех элементов линий. Для лучшего визуально-эстетического восприятия рекомендуется: выбор опор, отвечающих требованиям промышленной эстетики и правильным архитектурным формам; естественное прикрытие (экранирование) в виде леса, холмов и др.; маскировка (окраска) элементов линий для снижения их блеска; использование двухцепных опор или опор разной высоты.

.3 Изъятие земель из землепользования

По нормам Российской Федерации постоянному изъятию подлежат площадки под опорами и фундаментами. Размеры этих площадок равны основанию опоры плюс полоса земли шириной 2 м в каждую сторону. При опорах на оттяжках периметр их основания проходит через точки крепления оттяжек к фундаментам.

Кроме постоянного отвода земель производится временное изъятие полосы земли вдоль трассы линии на период строительства, которая затем входит в охранную зону ВЛ.

Стоимость изымаемой земли устанавливается по нормативам для отдельных районов страны и определяется как стоимость восстановления земли с аналогичными по плодородию характеристиками. Изъятие земель из землепользования.

Строительство всех сетей напряжением 35 кВ и выше требует в Российской Федерации отвода земель под подстанции и опоры ВЛ в среднем 0,1-0,2 га на каждый 1 МВт прироста нагрузки. Строительство электростанций ведет к изъятию земель до 0,1-0,3 га/МВт и более.

Значительные площади занимают водохранилища, определяющие более чем на 90% размеры изымаемой из пользования земли, под все энергетические объекты.

Природно-технические геосистемы (ПТГ), формирующиеся в соответствии с законами развития и взаимодействия природы и общества, являются объектом сравнительно нового направления экологической науки - инженерной экологии. Одной из основных задач инженерной экологии является создание таких методов и средств формирования и управления ПТГ, которые обеспечивали бы их функционирование, не нарушая механизмов саморегуляции объектов биосферы и естественного баланса природообразующих геосфер. В этой связи перед авторами стояла задача проработать и систематизировать обширный круг инженерно-прикладных вопросов, формирующих необходимую базу знаний современного инженера.

.4 Материальное стимулирование природоохранной деятельности

Материальное стимулирование природоохранной деятельности, т.е. обеспечение заинтересованности, выгодности, для предприятия и его работников природоохранной деятельности, предполагает применение не только мер наказания, но и поощрения.

К мерам материального поощрения относятся такие, как - установление налоговых льгот (сумма прибыли, с которой взимается налог, уменьшается на величину, полностью или частично соответствующую природоохранительным затратам).

освобождение от налогообложения экологических фондов и природоохранного имущества;

применение поощрительных цен и надбавок на экологически чистую продукцию (овощи с пониженной концентрацией содержания нитратов, пестицидов ядохимикатов и других вредных веществ могут стоить дороже, а значит, их выгодней будет продавать, и выращивать); применение льготного кредитования предприятий.

К мерам материального наказания относятся:

введение специального добавочного налогообложения экологически вредной продукции и продукции, выпускаемой с применением экологически опасных технологий;

штрафы за экологические правонарушения.

Предприятия только тогда охотно займутся природоохранной деятельностью, когда будет разобран и повсеместно внедрён такой механизм стимулирования, при котором соблюдается следующее неравенство:

Р_ут + Н_л + К_л + Ц_н

Э_под < (П_с.и. + П_с.з. + П_с.р. + Ш + Н_доп)

где З_под - затраты предприятия на природоохранную деятельность;

Р_ут - прибыль от утилизации отходов;

Н_л - льготы по налогообложения;

К_л - кредитные льготы;

Ц_н - надбавка к цене;

П_с.и. - плата за сверх нормативное использование ресурсов природы;

П_с.з. - плата за сверхнормативное загрязнение окружающей среды;

П_с.р. - плата за размещение отходов в окружающей среде;

Ш - штрафы;

Н_доп - дополнительное налогообложение.

Элементы формулы должны увеличивать доход, остающийся в распоряжении предприятия в случае проведения эффективной природоохранной деятельности, а элементы второй формулы - снижать его, когда предприятие пытается экономить на природоохранных затратах.

Меры стимулирования в виде дополнительного премирования или, наоборот, лишение премии, вручение ценных подарков и других мер поощрения, и наказания по природоохранной деятельности должны быть предусмотрены и для отдельных работников принимающих непосредственное в ней участие.

Заключение

В данном дипломном проекте были приведены расчеты необходимые для проекта подстанции 35/10 кВ предназначенной для питания потребителей района. Необходимость строительства подстанции появилось с увеличением потребляемой мощности и появлением потребителей первой категории.

Установка двухтрансформаторной подстанции мощностью 2х4000 кВА позволит обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии потребителям первой категории, а также в перспективе подключение новых улиц села.

Если бы спроектировать подстанцию без запаса перспективной мощности, то это привело бы к большим затратам на ее строительство с учетом дальней шей реконструкции, чем на строительство с запасом мощности.

 

Библиография

1 И.Л. Каганов «Курсовое и дипломное проектирование.» Москва ВО «Агрорпромиздат» 1990.

И.П. Крючков, Н.Н. Кувшинский, Б.Н. Неклепаев «Электрическая часть электростанции и подстанции» Справочные материалы. Москва «энергия» 1978.

3 Костюченко Л.П. Электроснабжение объектов народного хозяйства: Учеб. пособие. - Красноярск: СибГТУ, 1999.

4 Л.Д. Рожков, В.С. Козулин «Электрооборудование станции и подстанции» Москва Энергоатомиздат 1987.

Под редакцией академика ВАСХНИЛ И.А. Будзко «Практикум по электроснабжению сельского хозяйства» Москва «Колос» 1982.

6 Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйствам.:Колос, 2000.

Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). Сельэнергопроект, 1981-1992.

Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии

в электрических сетях: Руководство для практических расчетов М.: Энергоатомиздат, 1989.

9 Воронина А.А., Шибенко Н.Ф. Техника безопасности при работе в электроустановках. - М.:Высшая школа, 1979.

10 Найфельд М.Р. Заземления и защитные меры безопасности. - М.-Л.: Энергия, 1965.

Рябкова Е.Я. Заземления в установках высокого напряжения. - М.: Энергия, 1978.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1.

Электроснабжение / Под общ. ред. А.А, Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Т.2.

Электрооборудование / Под общ. ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства/ Л.И. Васильев, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Агропромиздат, 1989.

15 Охрана труда / А.В. Луковников, В.С. Шкрабак - М.: Агропромиздат, 2003.

Правила устройства электроустановок /. - 7-е изд., перераб. и доп. - Красноярск, 2005.

Безопасность и экологичность проекта. Методические указания. Красноярск, 1998.

ГОСТ 21.614-88 Изображение условные графические, электрооборудования на плане. М: Издательство стандартов, 1988.

Справочник проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. В.И. Креповича, Ю.Г. Барыбина, М.Т. Самовер. 3-е издание переработано и дополнено. М.: Энергоиздат, 1981.

СанПиН 5802-91 Госкомсанэпиднадзора РФ. Санитарные нормы и правила выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленных частот.

Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергических специальностей: Учеб. пособие для студентов вузов - М: Высшая школа 1981.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций «.Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов 4-е издание, переработанное и дополненное - Москва «Энергоатомиздат» 1989.

Ю.Б. Гук и др. Проектирование электрической части станции и подстанций; Учебное пособие для вузов-Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1985.

А.Д. Смирнов, К.М. Антипов Справочная книга энергетика. - 4-е изд., переработана и допол. - М.: Энергоатомиздат, 1984.