Электрические сети сельскохозяйственного назначения

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения относятся сети, на которых электрические нагрузки сельскохозяйственных потребителей составляют 50% и более от полных расчетных нагрузок. Электрические сети сельскохозяйственного назначения являются частью электрических систем.

В настоящее время осуществляется электроснабжение сельских потребителей, которое характеризуется высоким уровнем электрификации бытовых нужд сельского населения, а также более качественным и надежным электроснабжением сельских потребителей.

Для внешнего электроснабжения потребителей в сельской местности используются высоковольтные электрические сети напряжением 6/10/35/110 кВ.

Выполненные институтом «Сельэнергопроектом» исследования показали, что экономически целесообразно сохранить существующую систему напряжений электрических сетей, а именно 110/35/10/0,38 кВ. с подсистемами 110/10/0,38 и 110/35/0,38 кВ.

Системы 110/35/10 кВ. перспективна и гибка, она обеспечивает возможность осуществления глубоких вводов и переходов в дальнейшем к более широкому внедрению подсистем 110/35/0,38 кВ. и соответствует тенденции укрупнения населенных пунктов в сельской местности и концентрации сельскохозяйственного производства и объектов по переработке сельхозсырья, и, следовательно, и электрических нагрузок.

Намечается тенденция сооружения в каждом административном районе подстанции 110/35/10кВ., а в каждом крупном сельскохозяйственном предприятии подстанции 35/10 или 110/10 кВ.

Строительство подстанции 110/35/10 кВ. «Кочетовка» вызвано ростом нагрузок и необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей. Рост нагрузок объясняется в основном применением электроэнергии в малых перерабатывающих сельскохозяйственную продукцию предприятиях и отопления личных домовладений, а также появлением новых достаточно крупных потребителей.

При выполнении проекта использованы следующие материалы:

1. Карта схема существующих электрических сетей 10−35−110 кВ. РЭС.

2. Схема развития электрических сетей 35−110кВ. в сельской местности Тамбовской области на 2005 г.

3. Правила устройства электроустановок и другие действующие нормативные материалы, данные типовых проектов.

1. Электрическая часть

1.1 Краткая характеристика объекта проектирования

Объектом проектирования является подстанция сельскохозяйственного 110/35/10 кВ назначения для электроснабжения части Мичуринского района Тамбовской области.

Проектируемая подстанция присоединяется к сети 110 кВ подстанции «Барыш-220» ответвлением от двухцепной линии 110 «Барыш-220» — «Механический завод».

Расчетная нагрузка ПС «Кочетовка» составляет 18 МВт. Распределение нагрузки по отходящим фидерам показано в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Распределение нагрузки

От проектируемой подстанции планируется питать следующих потребителей: село Радостное, село Заводское, село Турмасово, село Ранино и прочих потребителей.

Питание района также можно осуществить от второго источника питания ПС «Кочетовская» 35/10 кВ по ВЛ 10 кВ.

1.2 Обработка графиков нагрузок потребителей

Суточные графики нагрузок в относительных единицах приведены на рисунках 1.1 и 1.2.

Рисунок 1.1- Суточный график в относительных единицах Рисунок 1.2 — Суточный график в относительных единицах Пунктирной линией представлены летние графики, сплошной линией зимние графики.

Продолжительность летнего периода принимаем 182 суток, зимнего 183.

Распределение нагрузки между СН и НН:

Smax 10 = 15 000 кВА;

Smax 35 = 3000 кВА.

где Smax — максимальная нагрузка.

Коэффициент участия потребителей I и II категории KI-II=0,2;

коэффициент мощности Соsц= 0,8.

Находим активную максимальную мощность Pmax, кВт

Pmax = Smax Соsц (1.1)

Для НН Pmax = 15 000 Ч 0,8=12 000 кВт;

Для СН Pmax = 3000 Ч 0,8=2400 кВт;

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки Кн.:

(1.2)

где — количество электроэнергии потребляемое за сутки, МВт.ч.

(1.3)

где — продолжительность нагрузки, ч.

Для НН

=12000(1Ч4+0.9Ч8+0.8Ч2+0.6Ч2+0.9Ч4+0.4Ч4) = 230.4МВт;

Кн.нн. =

Для СН

.=2400(1Ч4+0.9Ч8+0.8Ч2+0.6Ч4+0.9Ч4+0.5Ч6) = 43.68МВт;

Кн.сн =

Построение суточных графиков нагрузок на ВН показаны на рисунках 1.3,1.4.Годовые графики по продолжительности нагрузок — соответственно для ВН, СН, НН на рисунках 1.5, 1.6, 1.7.

По годовым графикам вычисляем количество электроэнергии потребляемое за год:

кВт. ч; (1.4)

Среднегодовую нагрузку:

МВт; (1.5)

Коэффициент заполнения:

; (1.6)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

ч; (1.7)

Время потерь максимума ф для каждого напряжения:

ф =, ч; (1.8)

Используя формулы (1.4−1.8) находим числовые показатели.

Для ВН:

=14.8Ч750+13.95Ч375+13.65Ч1125+12.55Ч380+12 Ч

Ч2250+11.35Ч376+9.65Ч3.85+8.15Ч380+7.73Ч375+6.4Ч1250+5.7Ч375+4

9 Ч Ч1120=93 060.6 МВт. ч;

=10.623 кВт;

Рисунок 1.3 — Суточный график (лето) Рисунок 1.4 — Суточный график (зима) Рисунок 1.5 — Годовой график по продолжительности нагрузок на ВН Рисунок 1.6 — Годовой график по продолжительности нагрузок на СН Рисунок 1.7 — Годовой график по продолжительности нагрузок на НН.

0.71;

= 0.71Ч 8760 = 6220 ч;

ф ==4876, ч;

Для СН:

= 2.4Ч750+2.25Ч1875+2.05Ч3062.5+1.45Ч380+1.2 Ч

Ч2000+0.95Ч1250=16 435.375 МВт. ч;

=1.876 кВт;

0.78;

= 0.78Ч 8760 = 6847 ч;

ф = =45 729, ч;

Для НН:

= 12Ч750+11Ч937+10Ч1469+6.9Ч375+6Ч

Ч625+5Ч625+4Ч1250=48 459.5 МВт. ч;

=5.53 кВт;

= 0.46;

= 0.46Ч 8760 = 4038 ч;

ф = =2440, ч;

1.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

НА проектируемой подстанции предусматриваем установку двух трансформаторов, для обеспечения резервирования потребителей по условию надежности электроснабжения.

При установке на подстанции 2-х трансформаторов расчетным режимом является отказ одного из трансформаторов, когда оставшийся в работе, с учетом аварийной перегрузки должен передать всю необходимую мощность:

где =1,4коэффициент допустимой аварийной перегрузки ГОСТ 14 209–85.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

?W=

n = 2

Smax = 15МВА ф = 4876 ч/год

?W 1 = 1 315 694.40кВч/год

?W 2 = 1 049 599.13кВч/год

1.3.1 Технико-экономический расчет проведем использованием интегральных показателей

Интегральные показатели экономической эффективности и их использование.

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся [3]:

— интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДЦ);

— индекс доходности (ИД);

— внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Э_инт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где — результат (доходы), достигаемый на 1-м шаге расчета;

— затраты (без капитальных), осуществляемые на 1-м шаге расчета;

Т — продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

— коэффициент дисконтирования:

где Е — норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t — номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений где — сумма дисконтированных капиталовложении;

— капиталовложения на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД)представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Е_ВН при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, Е_ВН (ВНД) является решением уравнения.

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости — минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Сроком окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показания финансовой эффективности После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используется рентабельность продукции.

Рентабельность производства определяется по формуле:

где П_в — валовая прибыль от производственно-хозяйственой деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

— стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т — период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

гдечистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года, тыс. руб./год;

— выручка от реализации t-го года, тыс. руб./год;

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии.

Исходные данные.

1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%=0.01)(рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2006 по2018 год (данные Волжское МРК)

4. При определении затрат на обслуживание 6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5. Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т. д.

6. Сроком строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год — 20%

2 год — 40%

3 год — 40%

7Капиталовложения в первый вариант экономичной мощности трансформаторов на подстанции составляют К1=33 966 тыс. руб., соответственно К2=42 624 тыс. руб.

?W1=1315,69 тыс. кВт ?W2=1049,59 тыс. кВт Результаты расчета технико-экономических показателей по вариантам представлены в таблицах 1.3 и1.4. Графическое определение сроков окупаемости проектов показано на рисунках 1.8 и1.9. Технико-экономическое обоснование варианта экономической мощности показано в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов электроснабжения

На основании анализа экономической эффективности принимаем к реализации вариант 1 экономичной мощности трансформаторов (2Ч16МВА), т.к.

53 736,27 т.р 42 264,10 т.р.

1.4 Выбор главной схемы подстанции

Проектируемая ПС «Кочетовка» 110/35/10 кВ является ответвительной двухтрансформаторной подстанцией сельскохозяйственного назначения. Питание производится от двухцепной ВЛ, присоединенной глухим ответвлением к линии 110кВ ПС «Барыш 220» — «Механический завод».

Согласно требованиям ПУЭ сооружение подстанции напряжением 35−220 кВ преимущественно выполняется по упрощенным схемам, без выключателей и сборных шин на высшем напряжении.

На ВН для ответвительных подстанций рекомендуются схемы с отделителями и. короткозамыкателями. При этом мощность трансформаторов ограничивается номинальными токами отделителей: 630 А при напряжении 110 кВ.

Вычисляем величину тока в цепи трансформатора:

(1.9)

где — номинальная мощность устанавливаемого трансформатора, кВ А;. номинальное напряжение трансформатора, кВ На стороне среднего и низшего напряжений применяем одиночную секционированную систему сборных шин. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворять требованиям надежности. Расширение РУ осуществляется заполнением резервных ячеек.

С учетом изложенного выше, в соответствии с «Нормами технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35−750 кВ» и «Рекомендациями по учету требований надежности электроснабжения потребителей при проектировании электрических сетей сельскохозяйственного назначения», принимаем комплектного изготовления завода «Электрощит», типа 2 КТПБ 11 0/3 5/1 0−4-2- 16 000−47У1, РУ 1 10 кВ выполнено по схеме два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии 1 10 кВ, а РУ 10 кВ — по схеме одна секционированная выключателем система шин с линейными ячейками, которое комплектуется шкафами КРУН серии К-47.

Выбранная главная схема электрических соединений представлена на рисунке 1.8.

Питающая линия ПС «Барыш» — ПС «Кочетовка» 110 кВ является двухцепной — W1, W 2. Для большей гибкости схемы цепи соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS2 и QS3. В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен.

Например, если линия W 1 выведена в ремонт, а трансформатор Т 2 неисправен, то действиями дежурного персонала, или оперативно — выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1. Включается разъединитель в перемычке, и трансформатор Т 1 ставится под нагрузку включением выключателей Q 5, Q1 и Q 6.

Выбранная схема обеспечивает надежность электроснабжения потребителей, обеспечивает возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ без нарушения электроснабжения потребителей.

В перспективе с ростом электрических нагрузок возможно увеличение проектируемой подстанции действующих ячеек РУ.

Рисунок 1.8 — Упрощенная принципиальная схема электрических соединении.

1.5 Расчет токов короткого замыкания

1.5.1 Расчет токов КЗ для выбора электрооборудования, и токоведущих частей

Расчет токов КЗ производится для выбора электрических аппаратов, шин, кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ, а также для проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики. Расчетная схема 3-х фазного КЗ представлена на рисунке 1.9.

Рисунок 1.9 — Расчетная схема Т: ТДТН — 16 000/110; ,

С:

Схема замещения приведена на рисунке 1.10. Расчет ведем в относительных единицах приближенным методом: Базисные условия:

Рассчитываем сопротивление схемы замещения: Сопротивление системы

(1.10)

где SБ — базисная мощность, МВА

Sн — мощность короткого замыкания, МВА Сопротивление обмоток трансформатора Xтв, Xтс, Xтн:

Рисунок 1.10 — Схема замещения.

Рассчитываем токи КЗ в точке К1

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 1.11

Рисунок 1.11 — Схема замещения Начальное значение апериодической составляющий тока КЗ где. — Результирующие сопротивление для данной точки КЗ в относительных единицах.

Ударный ток КЗ Iу:

где — ударный коэффициент где — постоянная времени затухания стериодической составляющей тока КЗ, с.

Принимаем = 0,02с [2]; In, t = const[1]

Расчетное время для выбора коммутационной аппаратуры ф:

где tсв.- собственное время отключения выключателя с приводом, с. Апериодическая составляющая тока КЗ:

Расчетное время для проверки оборудования на термическую стойкость tрасч:

где — время действия основной защиты ближайшего выключателя, принять = 0.2 с.

— полное время отключения выключателя, с.

Находим выше перечисленные величины по формулам (1.14 — 1.20).КЗ в точке К1:

КЗ в точке К2 (К3):

Схема замещения и эквивалентная схема представлены на рисунках 1.12 и 1.13.

Дальнейший расчет аналогичен, что результаты сведены в таблицу 1.6

Таблица 1.6

Результаты расчетов токов КЗ

Анализ полученных значений показывает, что установки реакторов для ограничения токов короткого замыкания не требуется.

Рисунок 1.12- Схема замещения Рисунок 1.13 -Эквивалентная схема замещения

1.5.2 Расчет токов КЗ для проектирования

Для расчета токов короткого замыкания при проектировании релейной защиты и автоматики необходимо составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательности.

Рисунок 1.14 — Схема замещения прямой последовательности Находим XУ для каждой точки КЗ.

Схема замещения обратной последовательности отличается от схемы замещения прямой последовательности тем, что ЭДС = 0. Параметры схемы не изменились.

Составляем схему замещения нулевой последовательности. Она приведена на рисунке 1.15.

Так как действительный полный ток в месте КЗ пропорционален току прямой последовательности в месте КЗ, модуль фазного тока в месте любого (п) несимметричного КЗ можно представить в общем виде.

Для двухфазного КЗ:

Для однофазного КЗ В итоге, согласно формулам (1.21) — (1.23) и умножая полученные значения на базисный ток, получаем значения тонов КЗ для каждой точки. Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Результаты расчетов КЗ

Рисунок 1.15 — Схема нулевой последовательности

1.6 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей.

В РУ 10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Согласно 1.328 ПУЭ с, сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбирается, поэтому выбор производится по допустимому току I_ДОП.

Imax? I_{ДОП (1.24)}

Ток в цепи 10кВ:

Принимаем шины алюминиевые 608, 1_доп =1025А[з]

Условие (1.24) выполняется. Выбираем однополосные шины 608 мм, Iдоп. ном =1025А, g

Проверяем шины на термическую стойкость при КЗ по условию

(1.25)

где g min — минимальное сечение по термической стойкости, мм²;. g — выбранное сечение, мм²

где В _к — тепловой импульс, кА² -с,. с — постоянная с=91 -для алюминиевых шин, =0,02с, по таблице 1.17

Условие (1.25) выполняется, выбранные шины проходят по термической стойкости.

Для проверки шин на электродинамическую стойкость проводим механический расчет. Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ:

где, а — расстояние между соседними фазами, м.

Напряжение в материале однополюсной шины:

где Wмомент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, смі;

L — длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м;

При расположении шин плашмя где b — ширина шины, см;

hвысота шины, см;

Для алюминиевых шин =82.3 МПа.

Условие (1.31) выполняется, выбранные шины проходят по электродинамической стойкости.

Сборные шины выбираем по условию (1.24), I = 1000А Проверка проводится аналогично.

Выбираем шины на отходящих фидерах.

(1.32)

где n — количество отходящих фидеров, n =2,следовательно Сечение шин выбираем по экономической плотности:

Принимаем однополосные алюминиевые шины сечением 480 ммІ, размером 60Ч8 мм.

Проверка аналогична, шины проходят по термической и электрической стойкости.

Выбираем изоляторы шинных конструкций. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по условиям:

по номинальному напряжению:

(1.34)

где — напряжение установки.

по допустимой нагрузке на головку изолятора:

(1.35)

где Fрасч. — сила действующая на изолятор.

(1.36)

где — разрушающая нагрузка на изгиб, н.

(1.37)

Принимаем опорные изоляторы ОФ — 10−375

Uном=10кВ; Fразр=3750, н.

Fдоп. = 0.63 750=2250, н.

Условия (1.34) и (1.35) выполняются.

На 110 кВ принимаем провод марки АС — 120/19, d =118 мм²

Проверка сечения провода на нагрев Провод проверке по Iдоп. Удовлетворяет условие выбора.

Проверка на термическое действие тока КЗ выполняется по (1.25 — 1.27)

Условие выполняется провод проходит по термической стойкости. Проверка по условиям короны не производиться, так как согласно требованиям ПУЭ [4], минимальное сечение линий 110 кВ 70 мм²

Выбор гибких шинопроводов для соединения трансформаторов с РУ 10 кВ и РУ 35 кВ проводится аналогично.

1.6.2 Выбор электрических аппаратов

1.6.2.1 Выбор высоковольтных выключателей Выбор выключателей производим в табличной форме. Выбор выключателей на 10 кВ произведен в таблице 1.8. Принимаем выключатель типа ВК — 10 -20У2, 1000 А, 10 кВ. Выбор выключателей на отходящих фидерах 10 кВ приведен в таблице 1.9. Выбор выключателей на 35 кВ произведен в таблице 1.10. Принимаем масляные баковые выключатели типа С-35М-630- 10У1. Таблица 1.8. Выбор выключателей 10 кВ.

Привод ПП-67

Таблица 1.9

Выбор выключателей на отходящих фидерах

Привод ПП — 67

Таблица 1.10

Выбор выключателей 35 кВ

1.6.2.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей Выбор производим в табличной форме. Выбор разъединителей на 35кВ приведен в таблице 1.11. Выбираем по номинальному току, напряжению, по конструкции и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

На 110кВ принимаем трехполюсные разъединители типа РНДЗ-2−110/1000У1 и однополюсные типа РНДЗ- 1−110/1000У1. Выбор произведен в таблицах 1.12 и 1.13.

Таблица 1.11

Выбор разъединителей 35кВ

Привод ПРН — 220 М Таблица 1.12

Выбор разъединителей перемычки 110 кВ

Привод ПРН- 220 М Таблица 1.13

Выбор разъединителей перемычки 110 кВ

Привод ПРН — 220 М Отделитель на 110кВ выбираем по номинальному напряжению, току и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость. Выбор произведен в таблице 1.14

Короткозамыкатели выбираем по номинальному напряжению и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость таблица 1.15

Таблица 1.14

Выбор отделителя на 110 кВ Привод ПРО 1-Л1. ПР-У1

Таблица 1.15

Выбор короткозамыкателей

Привод ПРК — 1· Л1

1.6.2.3 Выбор вентильных разрядников Для защиты электрооборудования подстанции от перенапряжений устанавливаем вентильные разрядники, их характеристики приведены в таблице 1.16

Тип вентильных разрядников выбираем по показателям напряжения

Таблица 1.16

Выбор вентильных разрядников

1.6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

1.6.3.1 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, номинальному первичному току, номинальному вторичному току; роду установки, конструкции. классу точности, вторичной нагрузке, а проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

Наметив места установки и состав измерительных приборов, вычисляем вторичную нагрузку трансформаторов тока таблица 1.17.

де — суммарное сопротивление последовательных катушек приборов и реле, Ом;

— активное сопротивление соединительных проводов, Ом;

— сопротивление всех контактов (принимаем 0,1 Ом).

Мощность вторичной цепи:

(1.41)

Для того чтобы выбираемый трансформатор тока работал в необходимом классе точности, должно быть соблюдено условие:

гденоминальная вторичная мощность или сопротивление ТТ рассматриваемого класса точности.

Сечение соединительных проводов находим по формуле:

где — удельное сопротивление материала провода,

lрасчетная длина провода.

Выбор ТТ в цепи 110кВ силового трансформатора произведен в таблице 1.18

Таблица 1.17

Вторичная нагрузка ТТ

Таблица 1.18- Выбор ТТ в цепи 110кВ

Принимаем кабель АКРВГЧ4

Выбор ТТ в цепи СН трансформатора производится в таблице 1.19

электрический сеть нагрузка надежность Таблица 1.19

Выбор ТТ в цепи СН трансформатора

гТак как по условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² по ПУЭ[4], то в качестве соединительных проводов принимаем кабель АКРВГЧ4 мм²

Условие (1.42) выполняются. ТТ данного типа подходит.

Выбор ТТ в цепи НН трансформатора производится в таблице 1.20

Из таблицы 1.176 ВА Таблица 1.20

Выбор ТТ в цепи НН трансформатора

В соответствии с ПУЭ принимаем кабель АКРВГЧ4мм Условие (1.42) выполняется. ТТ данного типа подходит. Выбор ТТ на ВЛ-35кВ (таб. 1.21) проводится аналогично

Таблица 1.21

Выбор ТТ на линии 35кВ

Из таблицы 1.16

3 ВА Принимаем кабель АКРВГЧ4мм Условие (1.42) выполняется. Выбор ТТ на ВЛ-10 кВ приведен в таблице 1.22.

Из таблицы 1.16

0.5+2.5+2.5=5.5 ВА Таблица 1.22

Выбор ТТ на В Л-10 кВ

Принимаем кабель АКРВГЧ4мм²

Условия проверок и выбора выполняются. ТТ выбраны. В качестве соединительных проводов принят кабель марки АКРВГЧ4

1.6.3.2 Выбор трансформаторов напряжения Выбор производим по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности, вторичной нагрузке. Расчет вторичной нагрузки производится в таблице 1.23. Полную нагрузку ТН находим по формуле:

На 10 кВ:

На 35 кВ:

На 10 кВ принимаем ТН типа НТМИ-10−66УЗ класс точности — 0.5

Условие (1.47) выполняются. На 35кВ принимаем ТН типа ЗЧНОМ-35 -65У1:

класс точности — 0,5

Условие (1.47) выполняются Сечение измерительных проводов от ТН до измерительных приборов определяем по условию допустимых потерь напряжения.

где

— вторичное номинальное напряжение ТН, В;

Р₂ — потребляемая активная мощность приборами, Вт;

— длина проводов вторичной цепи, м; - удельная проводимость, м/Оммм Так как во вторичной цепи ТН имеются счетчики:

По условию механической прочности принимаем кабель АКРВГЧ2.5мм²

Таблица 1.23

Вторичная нагрузка ТН

1.7 Релейная защита и автоматика подстанции

На проектируемой подстанции предусматриваются защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

1. Трансформаторы защищаются

— от всех видов КЗ на выводах в обмотках и на токопроводах (включая витковые замыкания в обмотках);

— от замыканий внутри бака мало наполненных трансформаторов, сопровождающихся выделением газа, а также понижением уровня масла в баках;

— от токов внешних несимметричных и симметричных КЗ;

— от перегрузок обмотки.

2. Сборные шины 10 кВ.

— от замыканий между фазами;

— от двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю в одной точке;

— от замыканий на землю (с действием на сигнал).

3. Сборные шины 110 кВ

— от межфазных и однофазных КЗ

4. Кабельные линии 10 кВ

— от многофазных замыканий

— от однофазных замыканий с действием на сигнал

5. Линии напряжением 110 кВ

— от замыканий на землю (однофазных и многофазных);

— от замыканий между фазами.

Проведем расчет релейной защиты силовых трансформаторов Т1 иТ2. Используем дифференциальную токовую защиту (ДЗТ) от всех видов повреждений на выводах трансформатора (расчет ДЗТ приведен в таблице 1.24). Защита выполняется на реле с торможением типа ДЗТ - 11/3); максимальную токовую защиту с установкой отстройки, принятой по условию отстройки от номинального тока трансформатора.

Расчет показал, что защиты обладают достаточной чувствительностью.

Таблица 1.24

Выбор релейной защиты

1.8 Измерение и учет электроэнергии

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (КИП).

Выбор КИП и места их установки произведен в п. 1.6.3. на основании таблицы 1. 11. Перечень приборов, их типы, места установки представлены в таблицах 1.16 и 1.23.Система учета и измерений содержит необходимый минимум измерительных приборов и не допускает необоснованного дублирования. Выбранные трансформаторы тока и напряжения имеют необходимые классы точности.

1.9 Выбор оперативного тока и источников питания

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (проводов), а также релейной защиты. В качестве оперативного тока, исходя из вышесказанного, принимаем напряжение 220 В.

В качестве источников переменного оперативного тока используем измерительные трансформаторы напряжения и трансформатор собственных нужд.

1.10 Собственные нужды подстанции

Для определения мощности трансформатора собственных нужд составляем ведомость ожидаемых нагрузок таблица 1.26.

Таблица 1.26

Расход на СН подстанции

Мощность ТСН:

где К_с = 0,7 — коэффициент спроса

cos=0.98

Принимаем два трансформатора ТМ-10/0,4, S = 63кВА

1.11 Регулирование напряжения на подстанции

В целях обеспечения отпуска проектируемой подстанцией электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. Для поддержания отклонения напряжения на зажимах электроприемниках в пределах установленных ГОСТ 13 109–97 и изменением N 1 к п. 2.3 этого ГОСТ устанавливаемые на подстанции трансформаторы приняты типа ТДТН-16 000/110 с устройством автоматического регулирования под нагрузкой в пределах ±9−1,78%.

При этом поддерживается напряжение на шинах 10 кВ подстанции в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период номинальных нагрузок сетей 10 кВ, присоединенных к подстанции.

1.12 Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции

Компоновка РУ произведена согласно ПУЭ [4], исходя из минимально допустимых расстояний и габаритов.

При выборе площадки подстанции были учтены все экологические требования.

Распредустройства 110/35/10 кВ выполнены открытого типа и сооружаются по типовым проектам института «Теплоэлектропроект». Они выполняются из сборного железобетона. Ошиновка ОРУ — гибкая, из сталеалюминевых проводов. Соединения выводов 10 кВ силовых трансформаторов с КРУН выполняется гибким токопроводом.

Стойки опорных конструкций устанавливаются в высверленные ямобуром котлованы диаметром 600−800 мм с последующей заделкой пазух песчано-гравийной смесью с послойным уплотнением. Фундаменты под силовые трансформаторы из сборных железобетонных плит с укладкой их на гравийною балластную подушку.

Ограждение подстанции принято бесстолбового типа по проекту института «Энергосетьпроект».

Прокладка силовых и контрольных кабелей производится в подземных железобетонных лотках и траншеях.

2. Плавка гололеда

Отложение гололеда, изморози и мокрого снега представляет большую опасность для нормальной эксплуатации воздушных линий электропередачи. Отложение гололеда могут вызвать:

а) разрегулировку проводов и тросов и их сближение между собой, б) сближение проводов и тросов при их падении вследствие неодновременного сброса гололеда;

в) пляску проводов;

г) обрыв проводов и тросов;

д) разрушение опор;

е) перекрытие линейной изоляции воздушных линий электропередачи вследствие значительного снижения льдоразрядных характеристик изоляторов по сравнение с влагоразрядными характеристиками, по которым обычно выбирается необходимый уровень линейной изоляции.

Наиболее эффективным средством борьбы с гололедом является плавка гололеда. Она позволяет в короткий срок удалить гололед.

При проектировании воздушно линии, трасса, которой проходит в районах гололедности, а так же в районах интенсивной и частой пляски проводов, плавку гололеда рекомендуется предусматривать на проводах линий напряжением до 220 кВ включительно. Плавка гололеда на проводах должна предусматриваться в случаях, когда возможно приближение освободившихся от гололеда проводов и тросам, покрытым гололедом.

Источники питания схем плавки гололеда должны быть размещены на наиболее крупных узловых подстанциях энергосистемы из числа расположенных на генплане.

Плавку гололеда следует начинать при достижении нормативных гололедно-ветровых нагрузок на проводах. Чтобы обеспечить данное требование на всех линиях, взаимосвязанных по режиму плавки гололеда, следует учитывать реальные нагрузки и направление гололедонесущего потока по отношению к трассе воздушных линий, поэтому на части линий плавку гололеда следует начинать заблаговременно. Очередность плавки определяется с учетом ответственности потребителей и наличия резервного питания.

Минимально необходимое количество установок плавки гололеда в электрической сети должно быть достаточным для выполнения плавки гололеда на всех воздушных линиях за 12 часов для сети 110 кВ и за 8 часов для сети 35 кВ.

Как правило, схема плавки гололеда должна вводится в работу не позднее, чем за 1 час после команды диспетчера о применении плавки.

С этой целью должны быть заранее проработаны последовательность всех операций по сборке схемы плавки и выполнения мероприятий, обеспечивающих их быстрое завершение. Для сборки схемы плавки гололеда должны использоваться коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, отделители) с дистанционным управлением и лишь в отдельных случаях — с применением ручных приводов. Временные соединения, которые собираются на болтах, шлейфы, накладки, зако-ротки и т. п., не допускаются.

Сборка и разборка схем плавки гололеда производится по специальным программам, предусматривающим выдачу диспетчером комплексных оперативных заданий с учетом максимально возможной одновременности производства операций, включая необходимые изменения в релейной защите. Во всех случаях необходимо предусмотреть блокировки от ошибок при сборке схем плавки гололеда.

Релейная защита устройств плавки гололеда и электроустановок, питающих эти устройства, должны соответствовать требованиям ПУЭ и Руководящих указаний по проектированию установок плавки гололеда.

При определении токов и времени, плавки необходимо учитывать энергию на расплавление льда, на теплоотдачу в окружающую среду и на нагрев провода до температуры, при которой может начинаться плавление льда.

Плавку гололеда следует производить, возможно, большими токами, что позволяет быстрее завершить ее и восстановить нормальную схему работы сети. Одновременно это способствует уменьшению затрат электроэнергии на плавку, поскольку энергия, отдаваемая в окружающую среду, непосредственно зависит от длительности обогрева, Режим плавки гололеда должен выбираться по наиболее обледененному участку линии, поэтому плавка будет продолжаться и тогда, когда в местах с меньшей толщиной стенки, гололед освободит провода, и они начнут интенсивно нагреваться, При неравномерном обледенении воздушной линии могут встречаться участки, на которых гололед вообще не образовался. Поэтому предельный ток плавки гололеда должен выбираться с учетом нагрева провода (троса), на котором не было гололеда.

Допустимая температура нагрева провода определяется двумя условиями:

— сохранением механической прочности провода (таблица 2.1);

— приближением во время плавки провода к земле или пересекаемым объектом.

Таблица 2.1

Допустимая температура нагрева проводов при плавке гололеда по условию механической прочности

На время плавки гололеда с учетом ее кратковременности допустимые расстояния между проводами и землей или пересекаемым объектом приведены в таблицах 2.2 и 2.3.

При определении наибольших допустимых тонов плавки температуру воздуха и скорость ветра принимают по наблюдениям метеорологических станций или гололедных постов на участках со слабым гололедом или в местах, где он не образуется в момент проведения плавки гололеда.

Таблица 2.2

Наименьшие расстояния между проводами ВЛ и землей или пересекаемым объектом, допустимые во время плавки.

Таблица 2.3

Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами пересекающихся ВЛ, допустимые на время плавки

Определение наибольших допустимых токов плавки может быть произведено по формуле:

где — наибольший допустимый ток плавки, А;

— сопротивление 1 метра провода или троса при допустимой температуре провода, Ом;

d — диаметр провода или троса, см;

— постоянная лучеиспускания (для медных и алюминиевых проводов имеет значение порядка 0,6; для стальных тросов порядка 0,3);

допустимая температура нагрева провода, °с;

— температура воздуха °с;

и — скорость ветра, м/с.

Формула (2.1) применяется для погоды со скоростью ветра менее 1м/с, а формула (2.2)-со скоростью ветра более 1м/с.

Время плавки гололеда зависит от значения тока, размеров и плотности гололедно-изморозовых образований, их формы, скорости ветра и температуры воздуха.

Расчет требуемого типа и времени плавки в длительном режиме может быть произведен по формуле:

(2.3)

где — ток плавки гололеда, А;

R — сопротивление 1 метра провода или троса при 0 с;

ф — время плавки, ч;

?t — разность между температурой провода и воздуха, 0 °C;

— объемный вес гололеда, г/см '

d — диаметр провода, см;

b — толщина стенки гололеда, см;

Dвнешний диаметр провода с гололедом, см;

— тепловое сопротивление 1 метра гололедного цилиндра при переходе от внутренней к наружной поверхности, м°с/Вт

— тепловое сопротивление при переходе с 1 м длины наружной поверхности обледенелого провода в воздухе, м°с/Вт;

л — коэффициент теплопроводности, для льда принимается равным 2,27−10-², а для измороси:

Вт/см°с (2.7)

с — теплоемкость материала провода, для стали 0,462, для алюминия 0,92, для меди 0,38.,

— объемный вес материала провода, г/см³,

S — сечение провода, с.

Существуют графики зависимости тока и времени плавки гололеда, пользуясь которыми можно определить требуемые значения токов при различной длительности плавки для характеристик практических случаев.

Учитывая возможное изменение погодных условий и погрешности в определении размеров, плотности гололеда и сопротивления проводов для обеспечения надежной плавки ее продолжительность следует увеличить на 20−30% по сравнению с расчетной.

При профилактическом нагреве проводов повышают тоновую нагрузку линии до значения, при котором отложения гололеда на проводах не происходит. Для этого необходимо, чтобы температура провода при гололедообразовании была выше 0. При температуре воздуха около нуля и ветрах со скоростью 1−2 метра в секунду, характерных для целого ряда случаев обледенения, профилактический нагрев может применяться вполне успешно. При скоростях ветра более 3−4 метра в секунду и температурах воздуха ниже -9°с профилактический нагрев больших токов. Профилактический нагрев проводов применяется в случаях, когда гололед захватывает ограниченную часть сети, где могут быть повышены токи до требуемого значения.

Ток профилактического нагрева может быть рассчитаны по формулам (2.1) и (2.2), С учетом температуры провода, равной +1 с.

Выбор источника питания схем плавки гололеда определяется протяженностью прогреваемых ВЛ, сечением их проводов, главной схемой соединения и мощностью оборудования подстанций, от которых проводится плавка.

При плавке гололеда коротким замыканием обогреваемую линию следует закоротить с одного конца, а с другого к ней необходимо подвести напряжение, достаточное, чтобы обеспечить протекание по проводам требуемого для плавки тока.

Плавка гололеда может производиться путем:

— трехфазного короткого замыкания;

— двухфазного короткого замыкания;

— однофазного короткого замыкания при последовательном соединении проводов.

всех фаз.

При плавки для вышеперечисленных схем соответственно определяется по формулам:

где - линейное напряжение, кВ;

— сопротивление фазы обогреваемой линии, Ом/км;

— сопротивление обогреваемой линии, провода которой собраны в «змейку», Ом/км;

— сопротивление заземления, Ом.

где — сопротивление провода, Ом/км;

— сопротивление земли, принимается равным 0,05 Ом/км;

— среднее геометрическое расстояние между осями проводов ВЛ, м;

— расчетный диаметр провода, м;

— глубина залегания обратного провода в земле 1000 м.

Метод трехфазного короткого замыкания является простым и удобным, поскольку плавка гололеда производится сразу на всех фазах.

При применении способа двухфазного короткого замыкания плавку гололеда на линии следует производить на двух фазах, а затем третей в сочетании с одним из освободившихся от гололеда проводов.

Схему «змейка» следует применять на коротких линиях, когда имеющиеся напряжения слишком велики для плавки по методу трехфазного короткого замыкания. При плавке гололеда на ВЛ 3.5−110 кВ по методу трехфазного и двухфазного короткого замыкания допускается закорачивание проводов заземляющими ножами, если их спуск по контору заземления проверен на термическую устойчивость.

Ток и время плавки гололеда на стольных тросах могут быть рассчитаны по формулам (2.1) и (2.2).

Высокое сопротивление тросов позволяет существенно снизить требуемый ток плавки гололеда по сравнению с токами плавки на проводах. Поскольку включение тросов для плавки не влияет на передачу энергии по линии, их обогрев может производиться заблаговременно и более длительно. Это позволяет увеличить практический диапазон токов плавки.

Сопротивление троса складывается из активного, внутреннего и внешнего индуктивных сопротивлений.

Значение активного и внутреннего индуктивного сопротивлений троса зависит от значения протекающего тока и принимаются из зависимостей (рисунок 32 [5]).

Средние значения внешнего индуктивного сопротивления троса могут быть приняты в соответствии с данными таблицы 7.1.

Полное сопротивление троса:

где — активное сопротивление троса, Ом/км;

— 0,005 Ом/км-сопротивление земли;

— внутреннее индуктивное сопротивление троса, Ом/км;

— внешнее индуктивное сопротивление троса, Ом/км;

Переменный ток плавки:

Сопротивление заземления троса, по возможности, должно быть небольшим, потому рекомендуется усиливать контур заземления опоры, на которой устанавливается закоротка до значений, не превышающих 4 Ом.

Расчет плавки гололеда производим для воздушных линий 11О кВ ПС «Барыш» — ПС «Тимошкино» Марка и сечение проводаАС- 120/9.

В качестве грозозащитного троса применяется многопроволочный стальной канат ТК — 9,1, сечением 48,64 мм².

Район климатических условий по гололеду — III, по ветру — IV. Ог = -4,9°с.

Расчет плавки гололеда на тросе ВЛ 110 кВ ПС «Барыш» — ПС «Тимошкино»

Линия защищена тросом ТК- 9,1.

Протяженность линии- 88,7 км.

Напряжение источника питания плавки гололеда И_пл = 38,5 кВ.

Для плавки гололеда на тросе в течении одного часа требуется ток 40 А.

Находим полное сопротивление троса по формуле (2.11). Для этого определяем:

=3,16 Ом/км по рисунку 32 (а) [5];

= 0,774 Ом/км по рисунку 32 (б)[5];

= 0,77 Ом/км по таблице 7.1[5];

Схема плавки «Трос — земля».

= 0,05 Ом/км.

=3.568 Ом/км где L — протяженность линии, км.

Принимаем напряжение плавки гололеда 38,5 кВ. Режим плавки — током двухфазного короткого замыкания. Находим ток плавки по формуле (2.12):

По приложению 2[15] находим время плавки 40 минут.

Плавка гололеда на тросе воздушной линии 110 кВ, Ь=88,7 км, ТК-9,1 может осуществляться напряжением 38,5 кВ током двухфазного короткого замыкания в течение 40 минут.

В соответствии с ПУЭ и «Методическими указаниями по плавке гололеда переменным током» МУ — 34 — 70 — 027 — 82 в проекте рассмотрена возможность плавки гололеда на проводах ВЛ 110 кВ ПС «Барыш» — ПС «Тимошкино».

Расчет выполнен на ЭВМ. Расчет производился по следующим погодным условиям:

При этом рассматривались варианты плавки гололеда напряжением 35 и 10 кВ трехфазным, двухфазным и однофазным токами КЗ.

Результатами расчеты представлены в таблице 2.4.

Плавка гололеда на проводах ВЛ 11ОкВ ПС «Барыш» — ПС «Тимошкино» длиной L=88,7 км (АС — 120) может осуществляться с ПС «Барыш» напряжением 37 кВ трехфазным током короткого замыкания.

Для осуществления плавки гололеда на ВЛ-110 кВ проектом предусмотрена установка закорачивающих однополюсных разъединителей. Для осуществления плавки гололеда на тросе необходимо на ПС «Барыш» предусмотреть установку двух однополюсных разъединителей для подключения троса и подачи напряжения на землю с обходной системы или плавки гололеда.

3. Безопасность подстанции

3.1 Анализ возможных опасных и вредных факторов при монтаже и эксплуатации подстанции

Анализ проводим по перечню опасных и вредных факторов. К активным, опасным и вредным, факторам относятся те, которые могут оказать воздействие на человека за счет заключенных в них энергетических ресурсов. По виду энергииэта группа факторов подразделяется на следующие подгруппы:

1. Механические факторы, характеризующиеся кинетической и потенциальной энергией. Данные факторы представлены на проектируемой подстанции, так как при монтаже, объекты используются различные механизмы и приспособления, имеющие движущиеся и вращающиеся элементы, а так же средства транспорта и механизации работ. Кроме того, при монтаже порталов подстанции, воздушных ЛЭП имеется потенциальная опасность для работающих на высоте.

2. Термические факторы, характеризуются тепловой и анормальной температурой (отрицательной и положительной). Такие факторы также присутствуют на проектируемом объекте.

При монтаже и ремонтных работах используется сварочные аппараты. Температура достигает очень больших значений, существует опасность тяжелых ожогов. Пайки проводов ВЛ иногда осуществляется термитными шашками, что тоже представляет собой потенциальную опасность получения ожогов. Эксплуатационному персоналу приходится работать на открытом воздухе, иногда при аномальных микроклиматических параметрах — влажность, температура воздуха, которые приводят к нарушению терморегуляции организма.

3. Электрические факторы наиболее опасны и распространены, учитывая специфику объекта. Электротравматизм является наиболее опасным по своим последствиям для человека, по сравнению с травматизмом, вызванным другими причинами. На подстанции имеется много открытых токоведущих частей, высокое напряжение. Существует опасность поражения электрическими факторами: электрическим током, статическим электричеством, электрическим полем, аномальной ионизацией воздуха.

4. Психофизиологические факторы. Эти факторы опасны, прежде всего, тем, что снижают бдительность персонала, осторожность. При-этом может произойти поражение другими опасными факторами. К таким факторам относятся утомление, стресс, неудобная поза (например при монтаже ВЛ) и т. п.

Остальные опасные и вредные факторы проявляются в значительно меньшей степени.

Борьба с электротравматизмом ведется устранением ее причин, разработкой мероприятий по безопасной организации работ в электроустановках, применением защитных устройств, пропагандой электробезопастности, обучением и повышением квалификации персонала. Основными документами, определяющими условия безопасности в электроустановках являются: ГОСТ, ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.

При устройстве электроустановок необходимо предусматривать исключение всякой возможности случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением, исключение появления опасного для персонала напряжения на металлических частях, нормально находящихся без напряжения, обеспечение безопасных условий обслуживания электрооборудования и электроустановок.

3.2 Освещение, молниезащиты и заземление подстанции

3.2.1 Освещение Установка электрического освещения выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ и ведут его монтаж в соответствии с требованиями СНиП. Освещение принимаем как у типового проекта.

Согласно п. 1.10 проекта для наружного освещения проектируемой подстанции принимаются следующие мероприятия. Для освещения ОРУ ПО кВ предусмотрена осветительная установка ОУ2 с лампой накаливания НГ-220−500; 220 В; 500 Вт.

Для освещения ОРУ 35 кВ служит осветительная установка ОУ2.

Освещение порталов 10 кВ осуществляется двумя прожекторами типа ПЗС-35; 220 В; 500 Вт, установленными на стойках отдельностоящих молниеотводов на высоте h=16,6 м. Согласно нормированная освещенность должна быть не менее Е=5 лк. при k=1,5 — коэффициент запаса. Площадь, охватываемая изолюксой, имеет максимум при определенном и — угле наклона, и принимать этот угол близким к оптимальным значениям, определяемый по световому потоку Ф из таблицы.

Для ПЗС -35; 220 В; 500Вт при Ф=1033,35 в интервале 900 — 1400 лм. и =24°.

В результате прожекторное освещение обеспечивает освещенность 5 лк. Углы наклонов прожекторов в вертикальной и =24° и уточняются по месту. Внутреннее освещение в шкафах КРУН-10 кВ осуществляется на напряжении 220 В лампами, которые устанавливаются в коридорах управления.

3.2.2 Молниезащита

В районе сооружения подстанции продолжительность гроз в среднем за год составляет 42 часа. Необходимо защитить проектируемую подстанцию от прямых ударов молнии. Для этого намечаем установку двух молниеотводов на порталы 110кВ и отдельно стоящий молниеотвод. Задаемся следующими величинами:

h — высота молниеотвода;

h_1,2 — на приемных порталах 110 кВ;

h₃ — отдельно стоящего;

h _x — высота защищаемого объекта (определяемая по чертежу);

h _x -11м — высота портала110кВ;

h _x^! — 6.3м — высота трансформатора;

L — расстояние между молниеотводами:

L_1.2 = 20 м;

L_1,3 = L_3,2 = 47 м.

h₁ = h₂ = h_1,2 = 19,35 м,

h₃ = 24,3 м.

Итак, расчет ведется для трех молниеотводов различных по высоте. Определяем очертания торцовых частей зоны защиты.

Радиус защиты r _x:

где — активная высота молниеотвода, На высоте 6.3 м:

Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности. Высота до нижней точки дуги :

(3.3)

где р — коэффициент, р=1, т.к. h

h — высота меньшего молниеотвода.

Определяем ширину зоны защиты В_х по кривым, рисунок 12.3[7]

Находим необходимые соотношения:

Из таблицы В_х:

На высоте 6.3:

Из таблицы В_х:

Импульсное сопротивление заземлителей для отвода токов молнии:

(3.4)

где R — сопротивление растекания тока при 50 Гц, Ом;

— импульсный коэффициент (0.7). 7]

Принимаем заземлитель из стержневой стали d=12мм, l= 5 м, соединенный стальной полосой 40Ч4 мм, расположенный по углам треугольника. Определим сопротивление одного вертикального электрода:

Сопротивление горизонтальных полос:

Суммарное сопротивление заземляющего устройства.

Два молниеотвода на приемных порталах 110 кВ и отдельностоящий молниеотвод высотой 24,3 м обеспечивают защиту подстанции от прямых ударов молнии с достаточной степенью надежности.

3.2.3 Заземление подстанции Заземляющее устройство подстанции должно обеспечивает в любое время года сопротивление растеканию тока замыкания на землю, не превышающие 0,5 Ом. Контур выполняется из протяженных стальных заземлителей сечением 40Ч4 мм. Эквивалентное удельное сопротивление грунты составляет 100 Ом-м. Расчет представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Расчет заземляющего устройства подстанции по допустимому сопротивлению растеканию. Исходные данные

Оптимизация заземлителя по сопротивлению растеканию

1-ый параметр — вид варианта расчета

2-ый параметр — площадь под искусственный заземлитель, кв.м.

3-ый параметр — длина вертикальных электродов, м.

4-ый параметр — число вертикальных электродов, шт.

5-ый параметр — сопротивление заземляющего устройства, Ом.

6-ый параметр — допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом.

7-ый параметр — напряжение на заземляющем устройстве, В.

8-ый параметр — допустимое напряжение на заземляющем устройстве, В

9-ый параметр — допустимое напряжение на заземляющем устройстве, В

Таблица 3.3

Электрические и геометрические параметры заземляющего устройства при расчете по сопротивлению растеканию

Таблица 3.4

Расчетные параметры электрической структуры земли для определения сопротивления заземляющего устройства при расчете по допустимому сопротивлению растеканию

4. Экологическое обоснование проекта подстанции 110/35/10 кВ «Кочетовка»

Окружающей средой называется совокупность абиологической и биологической природы, окружающий растительный и животный мир.

Живая природа-это единственный источник, из которого человек черпает все средства для своего существования и при этом активно вмешивается в природу. Одним из важнейших факторов влияния на среду обитания человека и всего животного мира, является хозяйственная деятельность, которая вносит существенные изменения в состояния биосреды.

Поэтому охрана природы имеет важное значение. Термин «охрана природы», согласно ГОСТ 17.00.01−76 означает систему мер, направленных на поддержание рационального взаимодействия между деятельностью человека и природной системой, обеспечивающих сохранение и восстановление природных богатств, рациональное использование природных ресурсов.

Важное значение имеет экологическое обоснование технических проектов. Экологическую экспертизу необходимо проводить уже на стадии проектирования объекта. При этом без больших потерь можно произвести доработку проекта, разработать необходимые мероприятия, исключающие действие вредных факторов на окружающую среду.

В настоящем разделе рассматривается экологическая обоснованность проекта подстанции сельскохозяйственного назначения 110/35/10 кВ «Кочетовка».

На проектируемом объекте существуют следующие вредные факторы, действующие на природную систему отрицательно:

1. Загрязнение

2. Пожароопастность

3. Шумовое загрязнение

4. Электромагнитные излучения Кроме того необходимо рассмотреть проблему землеиспользования. Земля является основой растительного мира, а следовательно важнейшим фактором среды обитания человека.

В нашем проекте отводится площадь размерами 63Ч45 кв. метров под строительство подстанции. При этом нагружается верхний почвенный слой земли, разрушается сложившаяся природные почвы. Необходимо предпринимать меры по исключению этого отрицательного воздействия на природную систему.

Согласно «Основ земельного законодательства» предприятия и организации, осуществляющие строительство и работы, связанные с нарушением почвенного покрова, обязаны снимать, хранить и вновь наносить плодородные почвы на рекультивируемые земли.

Основными причинами возникновения пожаров на объектах электрохозяйств являются, прежде всего, нарушения инструкций и правил технической эксплуатации электроустановок, а именно опасные нагревы обмоток силового трансформатора вследствие длительных перегрузок, которые могут привести к загоранию изоляции; перегрузки проводов и кабельных сетей; длительная работа сетей в режиме короткого замыкания вследствие несрабатывания защиты; перегрев контактов в соединениях проводов и в присоединениях их к зажиму электроприемников; перегрев и искрение контактов коммутационных аппаратов; затяжное горение электрической дуги в отключающих аппаратах.

Учитывая факторы пожароопасности электроустановок, ПУЭ рекомендует допустимые температуры нагрева частей электрических аппаратов, проводников и контактов, масло в трансформаторах и других частей оборудования.

Для контроля температуры открытых токоведущих частей шин распредустройств используются специальные термопленки, которые изменяют цвет при нагревании. Температуру масла в силовых трансформаторов контролируют термометром, который постоянно опущен в футляре верхней части бака. Согласно правил технической эксплуатации температура масла в баке трансформатора недолжна, превышать 95 с и температуру окружающего воздуха более чем на 60 с.

Маслонаполненный силовой трансформатор, содержащий большое количество горючего минерального масла, представляет собой большую пожарную опасность в случае разрыва бака и вытекания горючего масла при аварии. Чтобы уменьшить опасность распространения пожара при такой аварии, при монтаже трансформатора под ним сооружается маслоприемная бетонированная яма, в которую стекает горящее масло. Яма покрывается стальной решеткой, поверх которой насыпается слой гравия. Эта мера служит для предотвращения загрязнения окружающей среды. Объем маслоприемника должен составлять не менее 20% от полного объема масла.

При эксплуатации электроустановки персонал может выполнять работы, связанные с опасностью возгорания горючих материалов, имеющихся на объекте электроснабжения. К таким работам относятся газовая и электрическая сварка и резка металлов, пайка соединений проводов и т. п.

Особенно опасно в пожарном отношении огневые работы — сварка и резка металла, поскольку пламя электрической дуги и газовой горелки может быть причиной воспламенения горючих веществ, которые находятся в зоне работ. Электросварочные работы необходимо выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.003−86 С.С.Б.Т.

При выполнении ремонтных работ на подстанции необходимо выполнять соответствующие инструкции.

Источниками шумового загрязнения является силовые трансформаторы ТДТН-16 000/110. Производимые низкочастотный шум относится к первому классу и не превышает допустимого уровня 90 дБ. С учетам наличия санитарно — защитной зоны вокруг подстанции и ее отдаленности от жилого массива шумовым загрязнениям можно пренебречь.

Источником электромагнитных излучений на подстанции является открытые РУ 11О и 35 кВ, а также подходящие и отходящие воздушные линия. Напряженность электромагнитного поля ВЛ 110 кВ менее 1 В/м и частота 50 Гц не оказывает существенного влияния на организм человека за пределами охранной зоны. В охранной зоне человек может находиться в течение ряда лет без существенной опасности для здоровья. ВЛ 10 кВ по фактору электромагнитного воздействия практически безопасны для человека. Размеры охранных зон зависит от напряжения, и имеют следующие значения: ВЛ 110 кВ — 20 м; ВЛ 10 кВ — 10 м.

Согласно ПУЭ и ПТЭ, в охранных зонах устраиваются насаждения из деревьев и кустарников, проводится земледельческие работы.

Таким образом, отрицательное воздействие на природную систему и здоровье человека не имеет место на проектируемой подстанции, и соответствует требованиям ГОСТ 12.1.006−84.

При разработке настоящего проекта учтены требования законодательства об охране природы и основ земельного законодательства. Площадка подстанции размещена на малопродуктивной земле с учетом рационального использования земельных угодий. Плодородный слой почвы в месте бурения котлованов под опоры должен быть снят до начала бурения и использован хозяйством. На участке строительства подстанции плодородный слой снимается и вывозится в места, определенные землепользователем в дальнейшем используется для улучшения и восстановления земельных угодий. Ширина площади земельного участка, отводимого под строительство подстанции, определена по СН 465−74.

Для предотвращения загрязнения окружающей территории при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения распространения пожара проектом предусматривается сооружение маслоприемников, закрытых маслоотводов и закрытого маслосборника.

Для пожаротушения на подстанции предусматриваются следующие средства: пенные огнетушители, ящик с песком, противопожарный инвентарь (лопаты, кирка, лом и т. д.).

Экологическая экспертиза возможности воздействия проектируемой подстанции на окружающую среду позволяет сделать вывод о том, что объект не оказывает отрицательного влияние на природную систему и здоровье человека, следовательно, он соответствует экологическим требованиям.

Заключение

Спроектированная подстанция 110/35/10кВ сельскохозяйственного назначения «Тимошкино».

Подстанция принята комплектной, изготовления Самарского завода «Электрощит», тип 2КТПБ 110/35/10- 4- 2−16 000−47У1 с неавтоматической перемычкой со стороны линии 110кВ. Предусмотрено установить на подстанции 2 трансформатора ТДТН 16 000/110 — 81У1 с устройством автоматического регулирования напряжения под нагрузкой в пределах ±9−1,78%.

Предусмотрена плавка гололеда на проводах и тросе ВЛ 110кВ ПС «Барыш» — ПС «Тимошкино».

Подстанция удовлетворяет требованиям ПУЭ, соответствует экологическим требованиям.

Рассмотрены вопросы безопасности подстанции.

Список использованных источников

1. «Электротехнический справочник»: ТЗ. КН 1. Производство и распределение электрической энергии. (Под общей редакцией Й.Н. и др.) М: Энергоатомиздат, 1988 г. 880стр.

2. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. «Электрооборудование станций и подстанций». М: Энергоатомиздат, 1987 г. 648 стр.

3. «Электрическая часть станций и подстанций». Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. И. П. Крючков, Б. Н. Неклепаев. М: Энергоатомиздат; 1989 г. 608 стр.

4. «Правила устройства электроустановок». М: Энергоатомиздат, 2002 г. 763стр.

5. «Методические указания по плавке гололеда переменным током». Часть 1 МУ 34−70−027−82. М: Союзтехэнерго, 1983 г. 111стр.

6. «Осветительные установки». Г. М. Кноринг Л: Энергоатомиздат, 1981 г. 284 стр.

7. «Проектирование электрической части станций и подстанций». Ю.Б. ГУК, В. В. Каптан, С. С. Петрова. Л: Энергоатомиздат, 1985 г. 312 стр.

8. «Охрана труда в электрохозяйствах промышленных предприятий». М: Энергоатомиздат, 1990 г. 256 стр. Н. А. Чекалин, Г. Н. Полеухина, С. А. Чекалина.

9. «Справочник по проектированию электрическихсетей». Под редакцией Д. Л. Файбисовича — М.: 2006 — 352с.

10. Электрические станции и подстанции систем электроснабжения // Методические указанияпо курсовому проектированию для студентов специальности 0303/ В. Д. Куликов — Саратов, изд-во Сарат.политехн.ин-та, 1988.-35с.

11. «Выполнение электрических схем по ЕСКД». Справочник С. Т. Усатенко, Т. К. Качнюк. М: Издательство стандартов, 1992 г. 316 стр.

12.Шапиро В.Д.и др. Управление проектами (учебник для вузов) — Спб: «Два ТРИ», 1996.-610с.

13. Чернухин А. А., Флаксерман Ю. Н. Экономика энергетики СССР. — М.: Энергоатомиздат, 1985 — 146с.

14. Шаткин Б. Н. Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий. — Саратов, изд-во Сарат.политехн.ин-та, 1980.-72с.

15. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.: Информ-энерго, 1994.-80с.