Проект подстанции. На укр. языке

Поз. обозн.

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

4

21.ДП.01.06.07.049 00ПЗ

Розроб.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Відомість документів

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

Найменування

Примітка

Кіл.

21.ДП.01.06.07.049 00ПЗ Пояснювальна записка

1

60

21.ДП.01.06.07.049 01ГР

2

1

21.ДП.01.06.07.049 02ГР

3

1

21.ДП.01.06.07.049 03ГР

4

1

21.ДП.01.06.07.049 04ГР

5

1

21.ДП.01.06.07.049 05ГР

6

1

21.ДП.01.06.07.049 06ГР

7

1

 

ЗМІСТ

АНОТАЦІЯ

Анотація

            У дипломному проекті, згідно з завданням, виконаю розрахунок електричної частини підстанції 330/150/35/10 кВ. Обрано устаткування: трансформатори, вимикачи, роз’єднувачі, струмопроводи. Усе обладнання перевірялось на термічну та динамічну дію струмів короткого замикання.

            Для власних потреб підстанції розраховані та обрані трансформатори, оперативний струм та акумуляторна батарея. Був обран загальний та резервний захист кабельних ліній, а також розроблені заходи з техніки безпеки при їх експлуатації. Розглянуто вплив кабельних ліній на навколишнє середовище.

            Проведено аналіз шкідливого впливу перенапружень у випадках попадання блискавки у повітряні лінії та електрообладнання. З цього приводу розраховано грозозахист підстанції та контур заземлення для рівномірності розтікання струмів короткого замикання.

            В економічній частині проекту виконаю розрахунок собівартості передачі та розподілення електричної енергії.

            Дипломний проект містить 60 сторінок, 16 рисунків, 20 таблиць, 6 аркушів креслень для пояснювання проекту. При виконанні проекту використовано 8 літературних джерел.

Змн. .

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

7

21.ДП.01.06.07.049 00АЗ

Розроб.

Швець Т. М.

Конс.

.

Керів.

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Анотація

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

 

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

8

21.ДП.01.06.07.049 01ВЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Вступ

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

1 ВСТУП

         Виникнення науки про передавання енергії на великі відстані слід відносити до 1880 р., коли Д. О. Лачинов дав перше теоретичне обґрунтовування цього питання у статті «електромеханічна робота», надрукованої у журналі «Электричество». У 1882 р. М. Депре спроектував та побудував одну з перших у світі мережу електропередачі постійного струму Місбах-Мюнхен відстанню 57 км. По мережі передавалась потужність завбільшки 2 кВт напругою 1,5-2 кВ.

         У 1882 р. М. Ф. Усагін на Всеросійській промисловій виставці застосував трансформатор для живлення свічок П. М. Яблочкова. Після цього передачі та розподіл енергії від електростанції почали здійснювати однофазним змінним струмом, котрий, однак, також не одержав широкого розповсюдження у зв`язку з труднощами, пов`язаних з запуском однофазних електродвигунів.

         Новий шлях у розвитку передачі електричної енергії відкрив М. О. Доліво-Добровольский, котрий у 1888 р. Винайшов трифазний генератор змінного струму і асинхронний трифазний двигун. У 1891 р. Він здійснив першу електропередачу трифазним струмом Лауфе-Франкфурт відстанню 175 км. По мережі передавалась потужність 230 кВА  напругою спочатку 15 кВ, а потім 28 кВ. Після цього розвиток техніки передачі енергії по лініям трифазного струму характеризувалась непереривним зростом напруги, передаваємих потужностей і відстаней передач.

         У наш час на проектуванні підстанцій задіяна багата кількість інженерно-технічних робітників, накопичивших значний досвід. Але у бурхливий прогрес в техніці, зокрема у енергетиці, висувають усе нові проблеми і питання, котрі повинні враховувати при проектуванні та спорудженні сучасних мережевих об`єктів.

         Головна схема електричних з`єднань підстанцій виявляється тим основним елементом, котрий визначає усі якості, особливості та технічну характеристику підстанції в цілому. При виборі головної схеми невід`ємною частиною ії побудови є обгрунтування та вибір параметрів обладнання й апаратури та раціональне розташування їх у схемі. Також є принциповим рішення питань захисту, ступені автоматизації й експлуатаційного обслуговування підстанції. Останні питання, в свою чергу, мають вплив на наявність або відсутність експлуатаційного та ремонтного персоналу на підстанції.

техінко-економічне

обгрунтування проекту

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

10

21.ДП.01.06.07.049 02ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Вибір основного обладнання

Літ.

Аркушів

5

ДЕТ 2007

2 Техніко-економічне обгрунтування проекту

2.1 Вибір та обґрунтування варіантів схем проекту підстанції

            Вибір схеми електричної мережі створюється одночасно з вибором напруги і складається з визначення розміщення підстанцій, зв`язків між ними, попередньої розробки принципіальної схеми підстанції, визначення кількості та потужності трансформаторів на підстанціях і перетину дротів ліній електропередач. Вибір схеми проводиться на перспективу 5-10 років, при цьому слід ісходити з загальних принципів ії побудови на більш далеку перспективу.

Вимоги до надійності та пропускної здатності системостворюючих та розподільчих мереж загального призначення регламентовані у [1], а до надійності електропостачання окремих груп споживачів – у [2]. У цих документах конкретизовані вимоги по резервуванню, кількості кіл і трансформаторів на підстанціях, схемами приєднань підстанцій до мереж та інше.

            Основними вимогами  до головних схем електричних з`єднань є:

·        схема повинна забезпечувати надійне живлення приєднань споживачів у нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах відповідно до категорії навантаження з урахуванням наявності або відсутності незалежних резервних джерел живлення;

·        схема повинна забезпечувати надійність транзиту потужності через підстанцію у нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах відповідно з його значення для розглядаємої дільниці мережі;

·        схема повинна бути якомога простіше, нагляднішою, економічнішою та забезпечувати засобами автоматики відновлення живлення споживачів у післяаварійній ситуації без втручання персоналу;

·        схема повинна допускати поетапний розвиток РП з переходом від одного етапу до другого без значних робіт з реконструкції та перерв живлення споживачів;

·        кількість одночасно працюючих вимикачів у межах одного РП повинно бути не більше двох при пошкодженні лінії та не більше чотирьох при пошкодженні трансформатора.

Одним з важливіших принципів з побудови мережі, забезпечуючих вимоги надійності й мінімуму приведених затрат, виявляється уніфікація конструктивних рішень по підстанціям. Найбільший ефект може бути досягнутий при уніфікації найбільш масових підстанцій, котрі є елементами розподільчої мережі енергосистем. Необхідною умовою для цього є типізація головних схем електричних з`єднань, зумовлюючих технічних рішень при проектуванні та спорудженні підстанцій.

У згідності з [3] головна схема електричних з`єднань підстанцій вибирається з використанням типових схем РП 35-750 кВ. Нетипова  головна схема може бути застосована тільки при наявності техніко-економічних обгрунтовувань. Зазвичай нетипові схеми застосовуються при реконструюванні діючих підстанцій.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

11

21.ДП.01.06.07.049 02ПЗ

Рис. 2.1. Варіанти схем проекту підстанції: а) варіант 1; б) варіант 2

2.2 Визначення балансу навантаження всіх РП

            Ціллю складання балансу потужності енергосистеми э визначення потреб вводу нових генеруючи потужностей, забезпечуючи покриття максимальних навантажень енергосистем з завданою ступінню надійності і з урахуванням можливостей обміну потужністю з іншими енергосистемами. У ході складання балансу потужності формуються конкретні варіанти вводу потужностей на електростанціях.

РП – 10 кВ

            максимальна активна потужність:

                                                                                 (2.1)

            максимальна реактивна потужність:

                                                                                   (2.2)

            тангенс кута діелектричних втрат:

                                                                             (2.3)

            повна потужність:

                                                                                       (2.4)

Відповідна за (2.1) – (2.4) розраховуємо для інших РП:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

12

21.ДП.01.06.07.049 02ПЗ

РП – 35 кВ

РП – 150 кВ

2.3 Обираємо силові  трансформатори

Вибір потужності трансформатора за (2.5) забезпечує живлення усіх споживачів у нормальному режимі при оптимальному навантаженні.

                                                    (2.5)

де к1,2 – коефіцієнт участі в навантаженні споживачів, к1,2=0,8;

     кав – коефіцієнт аварійного перевантаження трансформаторів, кав=(1,35-1,4);

     n – кількість трансформаторів, n=2.

Розрахуємо потужності трансформаторів для обох варіантів:

            1 варіант

            Трансформатор Т3 і Т4

За розрахунками вибираємо трансформатори Т3 і Т4 – ТРДН 40000/150/10,5/10,5

Автотрансформатор Т1 і Т2

За розрахунками вибираємо автотрансформатори Т1 і Т2 – АТДЦТН-200000/330/150/38,5

            Перевіримо завантаження обмотки низької напруги

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

13

21.ДП.01.06.07.044 00ПЗ

            отже, обмотка НН перевантажуватись не буде і при відключенні одного автотрансформатора.

            2 варіант

            Трансформатор Т3 і Т4

            За розрахунками вибираємо трансформатори Т3 і Т4 – ТДН-40000/150/38,5

Навантаження автотрансформаторів Т1 і Т2 залишаються для обох варіантів однаковими, але типи різні. Тому, для другого варіанту вибираємо автотрансформатор - АТДЦТН-200000/330/150/11.

            Перевіримо завантаження обмотки низької напруги

            отже, обмотка НН перевантажуватись не буде і при відключенні одного автотрансформатора.

Зведемо номінальні данні трансформаторів і автотрансформаторів для обох варіантів до таблиці

Табл. 2.1 Номінальні данні вибраних трансформаторів і автотрансформаторів

2.4 Техніко-економічні розрахунки та обґрунтування прийнятих рішень

            Економічна доцільність прийнятих варіантів визначається приведеними витратами:

                                                                                                         (2.5)

            де - нормативний коефіцієнт економічної ефективності,

                  - капіталовкладення на споруду електрообладнання;

                - щорічні експлуатаційні витрати:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

14

21.ДП.01.06.07.044 00ПЗ

                                                                                   (2.6)

                        де и  - відрахування на амортизацію та обслуговування,

                           вибирається згідно з [4],  и ;

                           - вартість 1 кВт*год втрат електроенергії, ;

                           - втрати електроенергії в трансформаторах:                          

                                                                                             (2.7)

                                - тривалість максимальних втрат, визначається по мал. 5.6 [5]

                                      в залежності від тривалості використання максимального

                                      навантаження .

                        У- втрати від недоотпуску електроенергії, тис. грн./рік

Витрати на амортизацію та обслуговування вибираємо згідно з [4]. Капітальні втрати визначаємо, враховуючи основне обладнання (табл. 2.1). По (2.5) – (2.7) розрахуємо втрати для кожного варіанту та зведемо до таблиці 2.2.

Табл.. 2.2. Приведені витрати обох варіантів

Для подальших розрахунків приймаємо варіант 2 тому, що він економічний на 3,74%

ПРОЕКТНІ РІШЕННЯ

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

16

21.ДП.01.06.07.049 03ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Вибір схем електричних з’эднань

Літ.

Аркушів

5

ДЕТ 2007

3 ПРОЕКТНЕ РІШЕННЯ

3.1 ВИБІР СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ З`ЄДНАНЬ ВСІХ РП

            Для РП 330 кВ обираємо схему чотирикутника (квадрата) (рис. 3.1). ця схема економічна (чотири вимикача на чотири приєднання), дозволяє виконувати опробування та ревізію будь якого вимикача без порушення роботи її елементів. Схема має високу надійність.

Рис. 3.1. Схема РП 330 кВ

            На стороні середньої напруги 150 кВ обираємо схему з однією робочою і однією обхідною системами шин (рис. 3.2).

            У цій схемі реалізовані вимоги по створенню умов для ревізій та опробувань вимикачів без перерви роботи. У нормальному режимі система шин А0 знаходиться без напруги, роз`єднувач QS0, з`єднуючий лінії і трансформатори з обхідною системою шин, вимкнені. В схемі передбачений обхідний вимикач Q0, котрий може бути приєднан до любої секції шин за допомогою розвилки з двох роз`єднувачів. Секції у цьому випадку розташовані паралельно одна одній. Вимикач Q0 може замінити любий інший вимикач, для чого треба зробити слідуючи операції: увімкнути обхідний вимикач Q0 для перевірки справності обхідної системи шин, вимкнути Q0, увімкнуть QS0, увімкнуть Q0, вимкнути вимикач Q1, вимкнути роз`єднувачі QS1 та QS2.

            Після вказаних операцій лінія отримує живлення через обхідну систему шин та вимикач Q0 від першої секції. Усі ці операції виконуються без порушення електрозабезпечення по лінії, хоча вони пов`язані з великою кількістю перемикань.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

17

21.ДП.01.06.07.049 03ПЗ

Рис. 3.2. Схема РП 150 кВ

Для РП 35 кВ обираємо схему з однією системою збірних шин, секціонованою вимикачем (рис. 3.3). Схема відрізняється простотою та наочністю. Для ремонту будь-якого приєднання не потрібно вимикати усіх інших споживачів. Операції по виводу приєднання у ремонт однотипні та дуже прості, що виключає помилки з боку обслуговуючого персоналу.         

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

18

21.ДП.01.06.07.049 03ПЗ

Рис. 3.3. Схема РП 35 кВ

            Для РП 10 кВ також обираємо схему з однією системою збірних шин, секціонованою вимикачем (рис. 3.4).

            Використання комплектних розподільчих пристроїв (КРП) дозволяє широко застосовувати механізацію та зменшувати час і коштовність споруди електроустановки.

Рис. 3.4. Схема РП 10 кВ

3.2 ВИБІР СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ З`ЄДНАНЬ ТА ДЖЕРЕЛ ЖИВЛЕННЯ СПОЖИВАЧІВ ВЛАСНИХ ПОТРЕБ ПІДСТАНЦІЇ

            Згідно з [5] приймаємо два трансформатора власних потреб (в. п.) під`єднаних до шин 10 кВ (рис. 3.4).

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

19

21.ДП.01.06.07.049 03ПЗ

Рис. 3.4. Схема живлення в. п. підстанції

            По [5 табл. П6.1 та П6.2] визначимо основні навантаження в. п. підстанції та зведемо їх до табл. 3.1.

Табл. 3.1 Навантаження в. п. підстанції

            Розрахункове навантаження:

                                                 (3.1)

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

20

21.ДП.01.06.07.049 03ПЗ

            де  - коефіцієнт попиту, враховуючий коефіцієнти одночасності і

 завантаження,

            Приймаємо два трансформатора ТМ-400/10. Перевіримо навантаження при аварійному режимі:

            де Кп – коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження, Кп = 1,4

У разі відключення одного трансформатора другий буде навантажений менше допустимого.

Табл. 3.2. Номінальні данні трансформатора ТСЗ-400/10

КОНСТРУКТОРСЬКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ РІШЕННЯ

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

22

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Конструкторсько-технологічні рішення

Літ.

Аркушів

21

ДЕТ 2007

 4 КОНСТРУКТОРСЬКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ РІШЕННЯ

4.1 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ

            Короткі замикання в електричних мережах виникають при ушкодженні ізоляції струмопровідних елементів електричних пристроїв у разі їх природного старіння, своєчасно не виявленого шляхом профілактичних випробувань або інших ушкоджень при експлуатації.

            Розрахунок струмів короткого замикання виконаємо для РП 330, 150, 35 та 10 кВ. Із схеми проекту підстанції (рис.2.1.а) виділимо розрахункову схему рис 4.1.а. У розрахунковій схемі враховані опір генераторів живлення, трансформаторів та ліній електропередач. З розрахункової схеми складаємо схему заміщення рис 4.1.б, в котрій вказуємо опір джерела та споживачів, також намітимо крапки для розрахунку струмів короткого замикання.  Заради спрощення розрахунків для кожного електричного ступеню в розрахунковій схемі замість дійсної напруги на шинах вказують середнє [5]. Також на розрахунковій схемі зазначмо крапки, де можливе КЗ.

            По розрахунковій схемі будуємо схему заміщення (рис.2.1.б)  та розраховуємо для неї опори у відносних одиницях за базовою потужністю Sб=1000 МВА.

Рис. 4.1. Розрахункова сема (а) та схема заміщення (б) підстанції

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

23

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 Приведені значення опору енергосистеми:

Приведені значення опору двохкільної лінії електропередачі:

            де  - середній удільний індуктивний опір повітряної лінії,  за [5 табл.3.3];

            Приведені значення опору автотрансформатора Т2:

                        розрахуємо опори обмоток автотрансформатора за [5 табл. 3.2]

                        приведені значення опору визначаються за формулою:

                                                            (4.1)

                        для кожної обмотки:

Приведені значення опору трансформатора Т4 визначається за (4.1):

            Схема заміщення для розрахунку струму КЗ у К1 буде мати вигляд (рис. 4.2)

Рис. 4.2. Схема заміщення для розрахунку струму КЗ у К1

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

24

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 Еквівалентний опір кола:

Базисний струм:

                                                       (4.2)

Початкове значення періодичної складової струму КЗ:

                                                         (4.3)

Визначимо ударний струм іу, струм після 0,01 с з початку КЗ:

                                                                 (4.4)

 - ударний коефіцієнт, знаходимо по [5 табл. 3.8],

Аналогічно, за формулами (4.2)-(4.4), розрахуємо струми КЗ для точок К2, К3 та К4.

Рис. 4.3. Схема заміщення для розрахунку струму КЗ у К2

еквівалентний опір кола:

базисний струм:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

25

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 початкове значення періодичної складової струму КЗ:

 - ударний коефіцієнт, знаходимо по [5 табл. 3.8],

Для точки К3 (рис. 4.4):

Рис. 4.4. Схема заміщення для розрахунку струму КЗ у К3

еквівалентний опір кола:

базисний струм:

 початкове значення періодичної складової струму КЗ:

 - ударний коефіцієнт, знаходимо по [5 табл. 3.8],

Для точки К4 (рис. 4.5):

Рис. 4.5. Схема заміщення для розрахунку струму КЗ у К4

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

26

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 еквівалентний опір кола:

базисний струм:

початкове значення періодичної складової струму КЗ:

 - ударний коефіцієнт, знаходимо по [5 табл. 3.8],

Зведемо до табл. 4.1 розрахунки струмів КЗ

Табл. 4.1. Зведені розрахунки струмів КЗ

4.2 ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ, УЛАШТУВАНЬ КОНТРОЛЮ РОБОТИ ТА СТРУМОПРОВОДІВ ДЛЯ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ 150 і 330 кВ

4.2.1.  ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ.

            Електричні апарати у системі електропостачання повинні надійно працювати як у нормальному тривалому режимі, так і в умовах аварійного тимчасового режиму. До апаратів пред`являється ряд загальних вимог надійної роботи: відповідність номінальній напрузі та роду устаткування, відсутність небезпечних перегрівів при тривалої роботі у нормальному режимі, термічна та динамічна стійкість при коротких замиканнях, а також такі вимоги як простота й компактність конструкцій, зручність та  безпечність експлуатації, мала вартість

            При проектуванні ГПП на стороні 330 кВ обираємо: трифазний роз’єднувач та повітряний вимикач. Основне призначення роз’єднувача – ізолювати ділянку кола під час ремонту електрообладнання шляхом створення видимого повітряного проміжку.

            Роз`еднувач та вимикач вибираємо за максимальним струмом:

                                                 (4.5)

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

27

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 

            При виборі вимикачів та   роз’єднувачів потрібна їх перевірка щодо можливості використання при аварійному режимі на стійкість до електродинамічної та термічної дії струмів КЗ.

            Розрахуємо імпульс квадратичного струму:

                                            (4.6)

            де Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, Та =0,112 за

[5 табл. 3.8]

       tотк – час відключення, с:

                                                                                                (4.7)

де tр.з – час дії основного релейного захисту, t=0,1 с [5];

     tотк.В –час відключення вимикачів, вибирається по каталогу для кожного вимикача.

            Занесемо до табл. 4.2 каталожні данні вибраних апаратів

Табл. 4.2. Вибір вимикача та роз’єднувача для РП 330 кВ

            Для РП 150 кВ за формулами (4.5)-(4.7) параметри мережі, та за розрахунками оберемо трифазний роз’єднувач та відокремлювач, а також масляний вимикач (табл.4.3).

Табл. 4.3. Вибір вимикача та  роз’єднувача у колі трансформатора Т3 та Т4

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

28

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 4.2.2. ВИБІР СТРУМОПРОВОДІВ У КОЛІ ТРАНСФОРМАТОРІВ 330 ТА 150 кВ

            Основне електричне обладнання підстанції та апарати у цих колах з`єднуються між собою провідниками різного типу, котрі створюють струмопровідні частини електричного устаткування. На відкритих частинах РП можливе використання як дротом АС, так і жорстка ошиновка алюмінієвими трубами.

            Перетин дротів приймаємо по допустимому струму при максимальному навантаженні за формулою (4.5). За [5 П3.3] обираємо для РП 330 кВ два дроти

АС-300/48, зовнішнім діаметрі d=24,1 мм, зі струмом навантаження Ідоп=690 А.

Перевіримо по допустимому струму:

Ідоп=2*690=1380 А > Іmax=475,46 А

            Перевірка на схлестування не порозводиться бо Іп.0<20 кА.

            Перевірка на термічну дію струму КЗ також не виконується, бо дроти голі та на відкритому повітрі.

            Перевіримо дроти за умови корони. Розряд у вигляді корони виникає біля дроту при високих напружностей електричного поля та супроводжується потріскуванням та посвітленням. Процеси іонізації повітря навколо дроту  призводять до додаткових втрат енергії, до виникнення електромагнітних коливань, утворюючих радіоперешкоди, та до створенню озону, котрий шкідливо впливає на поверхню контактних з`єднань. Правильний вибір дротів повинен забезпечити зменшення дії корони до допустимих значень.

            Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напружності електричного поля:

де m – коефіцієнт, враховуючий шорсткість поверхні дроту, m=0,82;

     r0 – радіус дроту, r0=1,205 см.

Напружність електричного поля навколо розщеплених дротів:

де k – коефіцієнт, враховуючий кількість дротів n у фазі, за [5 табл. 4.6]:

            де а – відстань між дротами в розщепленій фазі, для 330 кВ а=40 см [5].

      Dср – середня геометрична відстань між дротами фаз, см:

           

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

29

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 

                        де D – відстань між сусідніми фазами, D=750 см за [6 табл. 2.5.9].

       rэк – еквівалентний радіус, см. За [5 табл. 4.6]:

            Дроти не будуть коронувати, якщо .

            Таким чином, дріт АС-300/48 за умовою корони влаштовує.

За таким самим порядком розрахуємо струмопровід для кола трансформатора 150 кВ

                        Перетин дротів приймаємо по допустимому струму при максимальному навантаженні за формулою (4.5). За [5 П3.3] обираємо для РП 150 кВ дріт

АС-150/24, зовнішнім діаметрі d=17,1 мм, зі струмом навантаження Ідоп=450 А.

Перевіримо по допустимому струму:

Ідоп=450 > Іmax=209,94 А

            Перевірка на схлестування також не порозводиться бо Іп.0<20 кА.

            Перевірка на термічну дію струму КЗ не виконується, бо дріт голий та на відкритому повітрі.

            Перевіримо дріт за умови корони.

Напружність електричного поля навколо нерозщепленого дроту:

      Dср – середня геометрична відстань між дротами фаз, см:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

30

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

                        де D – відстань між сусідніми фазами, D=350 см за [6 табл. 2.5.9].

            Дроти не будуть коронувати, якщо .

            Таким чином, дріт АС-150/24 за умовою корони влаштовує.

4.2.3. ВИБІР УЛАШТУВАНЬ КОНТРОЛЮ РОБОТИ

            Контроль за режимом роботи основного та додаткового обладнання на підстанції здійснюється за допомогою контрольно-вимірювальних приладів.

            За [5 табл. 4.11] оберемо необхідні контрольно-вимірювальні прилади для кола автотрансформатора 330 кВ та трансформатора 150 кВ (рис. 4.6).

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

31

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 

Рис. 4.6. Вимірювальні прилади у колах автотрансформатора 330 кВ та трансформатора 150 кВ.

            Трансформатор струму призначений для зменшення первинного струму до значень, найбільш зручних для вимірювальних приладів та реле, а також для відокремлювання кіл вимірювання та захисту від первинних кіл високої напруги.

            Оберемо трансформатори струму для СН автотрансформатора 330 кВ:

            за напругою устаткування

                                                       (4.8)

за струмом:

                                                      (4.9)

за конструкцією та класом точності;

за електродинамічною стійкістю:

                                                    (4.10)

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

32

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 за термічною стійкістю:

                        (4.11)

            де Вк – тепловий імпульс за розрахунком, кА2*с;

                 кт – кратність термічної стійкості за каталогом;

                 tтер – час термічної стійкості за каталогом, с;

                 Ітер – струм термічної стійкості, кА.

Для СН автотрансформатора 330 кВ обираємо трансформатори струму ТФЗМ150-У1. До табл. 4.4 зведемо розрахункові данні за формулами (4.9)-(4.11) та каталожні данні обраного трансформатора струму.

Табл. 4.4. Розрахункові та каталожні данні трансформатора струму

            Для перевірки навантаження зведемо до табл. 4.5 споживачів з низької сторони трансформатора струму.

Табл. 4.5. Вторинне навантаження трансформатора струму

            З табл. 4.5 видно, що найбільш навантажені трансформатори струму фаз А та С. загальний опір приладів:

Опір контактів приймаємо за [5] rк=0,1 Ом.

Щоб трансформатор струму працював у вибраному класі точності необхідно врахувати довжину та перетин кабелю. Виходячи з умови:  знайдемо допустимий опір проводів:

            Приймаємо кабель з мідними жилами довжиною (за [5]) 80 метрів. Трансформатори струму з`єднані у повну зірку, тому перетин дорівнює:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

33

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

            Приймаємо контрольний кабель КВП з перетином жил 2,5 мм2.

            Для інших трансформаторів струму використовуються такі ж самі вимірювальні прилади, тому розрахунки і трансформатори струму будуть однакові.

            Трансформатори напруги призначені для зниження високої напруги до стандартного значення 100 або 100O3 та для відокремлювання вимірювальних кіл та релейного захисту від первинних кіл високої напруги.

            Трансформатор напруги обирається:

за напругою устаткування формула (4.8);

за конструкцією та схемою з`єднання;

за класом точності;

Трансформатори напруги навантажуються приладами системи шин. Для систем шин 330 кВ обираємо трансформатор напруги НКФ-330-73У1 а для системи шин 150 кВ – НКФ-220-58У1. Перевіримо їх за вторинним навантаженням. Підрахунок навантаження основної обмотки трансформаторів напруги приведений у табл. 4.6 та 4.7.

Табл. 4.6. Вторинне навантаження трансформатора напруги 330 кВ.

            Перевіримо трансформатор за вторинним навантаженням:

                                                        (4.12)

33<400

            Таким чином трансформатори напруги будуть працювати у обраному класі потужності 0,5.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

34

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 Табл. 4.7. Вторинне навантаження трансформатора напруги 150 кВ.

            Перевіримо трансформатор за вторинним навантаженням за (4.12):

            Таким чином трансформатори напруги будуть працювати у обраному класі потужності 0,5.

4.3 ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ, УЛАШТУВАНЬ КОНТРОЛЮ ТА АВТОМАТИКИ, СТРУМОПРОВОДІВ ДЛЯ РЕШТИ КІЛ ЗА НОМІНАЛЬНИМИ ПАРАМЕТРАМИ

4.3.1.  ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ.

            На стороні 35 кВ обираємо трифазний роз’єднувач та повітряний вимикач за (4.5).

Табл. 4.8. Вибір вимикачів та роз’єднувачів для РП 35кВ

            На стороні 10 кВ обираємо трифазний маломасляний вимикач за (4.5).

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

35

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 Табл. 4.9. Вибір вимикачів для РП 10 кВ

На стороні 0,4 кВ обираємо автоматичний вимикач за (4.5).

Табл. 4.10. Вибір вимикачів для РП 0,4 кВ

4.3.2. ВИБІР СТРУМОПРОВОДІВ

            Перетин дротів приймаємо по допустимому струму при максимальному навантаженні за формулою (4.5). За [5 П3.3] обираємо для РП 35 кВ три дроти

АС-300/48, зовнішнім діаметрі d=24,1 мм, зі струмом навантаження Ідоп=690 А.

Перевіримо по допустимому струму:

Ідоп=3*690=2070 А > Іmax=1847,52 А

За [5 П3.4] обираємо за формулою (4.5) для РП 10 кВ три смуги алюмінієвих шин перетином 100*10 мм зі струмом навантаження Ідоп=3650 А>Іmax=3233,25 А.

За [5 П3.4] обираємо за формулою (4.5) для РП 0,4 кВ одну смугу шин перетином 60*6 мм зі струмом навантаження Ідоп=870 А>Іmax=808,31.

4.3.3. ВИБІР УЛАШТУВАНЬ КОНТРОЛЮ ТА АВТОМАТИКИ

            За [5 табл. 4.11] оберемо необхідні контрольно-вимірювальні прилади для інших кіл (рис. 4.7) та зведемо їх до табл. 4.11.

            За (4.8) та (4.9) оберемо трансформатори струму та напруги. Зведемо данні до табл. 4.10.

Табл. 4.11. Розрахункові та каталожні данні трансформаторів струму та напруги.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

36

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 

Рис. 4.6. Вимірювальні прилади інших кіл.

Табл. 4.12. Вимірювальні прилади інших кіл.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

37

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 4.4 ВИБІР ОПЕРАТИВНОГО СТРУМУ

Для живлення кіл керування, сигналізації, автоматики, аварійного освітлення, а також для живлення найбільш важливих механізмів власних потреб на підстанції необхідна установка постійного струму з акумуляторною батареєю.

Акумуляторна батарея вибирається по необхідній ємності, рівню напруги в аварійному режимі та схеми приєднань до шин.

Для оперативного струму оберемо напругу Uш=230 В. Зведемо до табл.. 4.5 підрахунок навантажень.

Табл. 4.13. Підрахунок навантажень постійного струму.

Розрахуємо кількість елементів, приєднаних до шин:

де Uпз – напруга на елементі у режимі підзаряду, Uпз=2,15 В [5].

            У режимі аварійного розряду при напрузі на елементах 1,75 В, а на шинах не нижче номінальної напруги (220 В):

            Кількість додаткових елементів, приєднаних до елементного комутатора:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

38

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 Визначимо типовий номер акумуляторної батареї [5, (7,3)]:

де Іав – з табл.4.5;

      J – допустиме навантаження аварійного розряду, визначається з [5.мал.(7.26)] J=24 A/N.

Приймаємо акумуляторну батарею типу СК-10, та перевіряємо по максимальному поштовховому струму:

отже, потрібно вибрати акумулятор з типовим номером:

Остаточно приймаємо СК-10.

Перевіримо відхилення напруги при найбільшим поштовховім струмі:

По [5 рис. 7.27] визначаємо напругу на акумуляторі рівним 85%. Якщо прийняти втрати напруги у з`єднувальном кабелі рівними 5%, то напруга на приводах буде 80%. За [5 табл. 7.1] допустиме відхилення напруги на електромагнітах вмикання складає 80-100%, таким чином, прийняті акумулятори забезпечують необхідну напругу.

Під зарядний пристрій:

Обираємо підзарядний пристрій ВАЗП-380/260-40/80.

Струм підзаряду додаткових елементів Іпз.дод=0,05*28=1,4 А.

Напруга Uпз.дод=2,2*1,7=37,4 В.

Обираємо автоматичний підзарядний пристрій типу АРН-3, яке має у комплекті панель автоматичного регулювання напруги типу ПЭХ-9045-00А2.

Зарядний пристрій:

Обираємо зарядний агрегат з генератора постійного струму П-91: Рном=24 кВт; Uном=270/360 В; Іном=80 А та асинхронний електродвигун типу А2-82-4, Рном=30 кВт.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

39

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 4.5 Обґрунтування та розрахунок улаштувань РЗіА для кабельної лінії 2,6 МВт

У високовольтному устаткуванні використовується релейний захист, призначений для автоматичного відключення пошкоджень та ліквідації ненормальних режимів у роботі електрообладнання. Релейний захист значно підвищує надійність роботи електричних систем.

Найбільш частішими та небезпечними пошкодженнями в електричних системах є короткі замикання. До основних ненормальних режимів відноситься перевантаження обладнання, зниження частоти, зниження або підвищення напруги понад допустимих меж.

Для підвищення надійності живлення споживачів релейний захист повинен володіти селективністю, тобто здібність обирати та вимикати тільки ушкоджену ділянку, бути достатньо швидкодійною та чутливою. Реле та схеми релейного захисту повинні діяти безвідмовно.

Швидкодія захисту необхідна для зменшення об`єму ушкоджень обладнання при аварії. Чутливість захисту необхідний для того, щоб вже при незначних відхиленнях від нормального режиму роботи захист реагував на них. При цьому забезпечується швидке відновлення нормального режиму роботи устаткування та малий об`єм руйнувань ушкодженого елементу.

При експлуатації кабельних ліній можливі таки види їх пошкоджень: між фазні замикання та замикання на землю.

До ненормальних режимів слід віднести протікання крізь кабельну лінію струмів короткого замикання або перевантаження.

Для продовження нормальної роботи системи при аварії на кабельній лінії та збереження кабелю від ушкоджень комірки з підходящими кабельними лініями облаштовуються  захистом  від багатофазних та однофазних замикань [6].

Максимально сумовий захист від між фазних КЗ

Для запобігання зайвих спрацьовувань при відсутності пошкодження у мережі або при ушкодженнях на сусідніх ділянках максимально струмів захист повинен відстроюватись від найбільших струмів навантажень  та повинні бути узгодженні з захистом сусідніх ділянок. Для розрахунку релейного захисту кабельної лінії з навантаженням Р=2,6 МВт та cosj=0,85 визначмо струм навантаження:

Вибір струму спрацьовування за умовою відстройки від струма навантаження прозводиться таким чином, щоб захист на неушкодженій ділянці верталась у початкове положення після відключення зовнішнього КЗ, тобто струм повернення захисту повинен вибиратись з деяким запасом (коефіцієнт запасу ), більшим, чим максимальний струм навантаження. Струм спрацьовування максимально токового захисту:

Обираємо трансформатор струму ТПЛ-400/5.

Вторинний струм спрацьовування реле з урахуванням коефіцієнту трансформації:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

40

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

 

            де - коефіцієнт схеми,  при ввімкнені реле на фазні струми.

            Обираємо два реле РТ-40/6. Схема включення вимірювальних реле струму на рис. 4.7.

Рис. 4.7. Схема включення вимірювальних реле струму.

4.6 Особливості конструкції кабельних ліній 6 кВ

4.6.1 Технологія ремонту кабельної кінцевої муфти

Враховуючи умови транспортування та прокладки кабелю, промисловість випускає їх окремими відрізками довжиною від 200 м до 600 м в залежності від перетину. При спорудженні кабельних ліній ці відрізки приходиться з`єднувати друг з другом за допомогою з`єднувальних муфт. Для приєднання кабелю до апаратури розподільчих пристроїв служать кінцеві зароби та муфти.

            Основне призначення усіх цих муфт та заробок та муфт – герметизація кабелів у місцях з`єднань та окінцювань. Від того, наскільки старанно виконано з`єднання та окінцювання кабелів, залежить надійність всієї кабельної лінії.

            Кінцеві муфти і кінцеві заробки кабелів, у різниці від з`єднувальних муфт, розташовуються тільки у одному середовищі – повітрі, але різні експлуатаційні умови, в котрих може знаходитись місце приєднання кабелю до обладнання (або до повітряної лінії), призвели багате різноманіття конструкцій кінцевих муфт та заробок. 

            До недавнього часу найбільш поширені були кінцеві епоксидні заробки типу КВЭд з двошаровими найритовими трубками - для приміщень з відносною вологістю 60%; КВЭн з одношаровими трубками та стальні лійки с заливкою кабельною масою типа КВБ – для сухих приміщень. Типовими причинами що до ремонту цих муфт були:

·        підтікання кабельної мастики крізь заробку або шийку муфти – ремонтувалось доливкою епоксидної смоли (муфти  КВЭн та КВЭд) чи кабельної маси, або заміною муфти;

·        підтікання кабельної мастики крізь трубки – ремонтувалось накладанням додаткового шару на кінцівки кабелю.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

41

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

Недоліками цих типів муфт були у необхідності розігріву кабельної маси в окремій ємності, приготування епоксидної смоли проводилось на місці ремонту, тому якість смоли залежала від стану кабельщика та навколишнього середовища –  узимку такі муфти монтувати та ремонтувати було дуже не зручно. Крім того, після ремонту муфта повинна була схолонути до температури навколишнього середовища, цей процес улітку займав понад 4 години. Після всього проводиться іспит кабелю з новою чи відремонтованою муфтою згідно з ГКД 34.20.302.

Враховуючи усі ці недоліки підприємства за підтримкою наукових розробок почали виготовляти комплекти кінцевих та з`єднувальних муфт на основі термоусаджувальних трубок. Переваги таких муфт у тому, що відповідальні операції при монтажі муфт (окінцювання жил кабелю, підготовка речовини для заливу до лійки) або усунені, або замінені більш зручними. Крим того, муфти однаково монтуються у любій порі року, не потребують додаткового часу на вихолодження перед іспитом, як правило, не потребують ремонту, займає менш міста у кабельному відсіку. Тому питання ремонту муфти економічно доцільніше розглядати як питання заміни муфт інших типів на муфти з термоусаджувальних трубок. Прикладом такої муфти є кінцева муфта КВтп, яка відповідає міжнародному стандарту ISO 9001.

4.6.2 Особливості експлуатації кабельних ліній 6 кВ

            При експлуатації кабельних ліній повинно проводитись технічне обслуговування і ремонт, направлений на забезпечення їх надійної роботи. Для кожної кабельної лінії при прийнятті до експлуатації повинні бути встановлені найбільш допустимі струмові навантаження. Навантаження повинні бути визначені по ділянці траси з найгіршими тепловими умовами, якщо довжина ділянки складає не менше 10 м. Збільшення цих навантажень допускається на основі теплових іспитів за умови, що нагрів жил не буде перевищувати допустимих значень згідно з вимогами технічних умов і НД. При цьому нагрів кабелів повинен перевірятись на ділянках трас з найгіршими умовами охолодження.

            У кабельних спорудженнях повинно бути організовано систематичний контроль за тепловим режимом роботи кабелів, температурою повітря і працею вентиляційних пристроїв. Температура повітря всередині кабельних тунелів, каналів і шахт влітку повинна бути вище температури зовнішнього повітря не більше чим на 10 °С.

            На період ліквідації після аварійного режиму допускається перевантаження по струму для кабелів з ізоляцією з поліетилену і полівінілхлоридного пластикату – на 15 %, для кабелів з гуми і вулканованого поліетилену – на 18 % тривало допустимого навантаження завдовжки не більше 6 г на добу продовж 5 діб, але не більше 100 г на рік, якщо навантаження в інші періоди не перевищує тривало допустимої. Для кабелів з паперовою ізоляцією допускається перевантаження продовж 5 діб в межах, зазначених в [6].

            Для кабелів, що в експлуатації понад 15 років, перевантаження по струму повинна бути знижена на 10 %.

            Кожна кабельна лінія повинна мати паспорт де  вказуються основні данні лінії, оперативного зазначення та найменування.

            Відкрито прокладені кабелі , а також всі кабельні муфти повинні мати бирки, стійкі до впливу навколишнього середовища, з зазначенням:

·        на бирках кабелів в кінці та началі лінії повинна бути вказана марка кабелю, його напруга та перетин, а також номер або найменування лінії згідно з кабельним журналом;

·        на бирках з`єднувальних муфт – номер муфти, дата монтажу.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

42

21.ДП.01.06.07.049 04ПЗ

Бирки повинні бути розташовані по довжині лінії через кожні 50 м на відкрито прокладених кабелях, а також на поворотах траси та в місцях проходу кабелів крізь вогнестійкі перегородки та перекриття (з обох сторін).

На сховано прокладених кабелях у трубах або блоках бирки слід встановлювати на кінцевих пунктах біля кінцевих муфт, в колодязях та камерах блочної каналізації, а також у кожної з`єднувальної муфти.

На сховано прокладених кабелях у траншеях бирки встановлюють на кінцевих пунктах біля кінцевих муфт, а також у кожної з`єднувальної муфти.

Металева не оцинкована броня кабелів, прокладених у кабельних спорудженнях, і металеві конструкції з неметализованим покриттям, по яким прокладені кабелі, а також кабельні короба з звичайної сталі повинні періодично вкриватися негорючими антикорозійними лаками та фарбами.

Навантаження кабельних ліній повинно періодично вимірюватись у термін, встановлений технічним керівником енергооб`єкту. За цими вимірами повинні уточнюватись режими роботи і схеми роботи кабельної мережі, розроблятися заходи з Ії модернізації та розвитку.

Періодично повинні проводитись вибіркові контрольні огляди кабельних ліній інженерно-технічним персоналом. При відключенні кабельної лінії релейним захистом необхідно проводити позачергові огляди. При виявлені під час огляду порушень на кабельних лініях повинні бути зроблені записи до журналу дефектів. Порушення повинні усуватися в найкоротший строк.

4.7 ВИБІР КОНСТРУКЦІЙ РП ВСІХ НАПРУГ ПІДСТАНЦІЇ

            Розподільчі пристрої повинні забезпечувати надійність роботи електроустановки, що може бути виконано тільки при правильнім та розташуванні електрообладнання, при правильному виборі типу і конструкції РП згідно до [7].

            Обслуговування РП повинно бути зручним та безпечним. Розташування обладнання в РП повинно забезпечувати гарний огляд, зручність ремонтних робіт, повну безпеку при ремонтах та оглядах.

            Для проекту оберемо закритий розподільчий пристрій (ЗРП) для напруги 10 кВ. Для зменшення витрат оберемо типовий проект та використаємо комірки серії К-XXVI з вимикачами ВМПЭ; з електромагнітним приводом ПЭ. Даний варіант дозволяє прискорити будівництво РП, та монтаж устаткування.

            Для спрощення обслуговування та ремонтів для РП 35 кВ оберемо варіант відкритого розподільчого пристрою (ВРП). Такий варіант дозволяє зменшити витрати при будівництві.

            РП 150 кВ також обираємо відкритим, бо в завданні до проекту не вказано особливих умов що до забрудненого навколишнього середовища у місці підстанції.

Охорона праці

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

44

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Охорона праці

Літ.

Аркушів

5

ДЕТ 2007

 5 Охорона праці

5.1 Заходи з ТБ при експлуатації кабельних ліній

            Робота на кабельних лініях відноситься до робіт з підвищеною загрозою, тому ці роботі виконуються по нарядах-допусках. У наряді-допуску зазначені технічні заходи, що створюють безпечні умови виконання робіт [7].

            Всі земляні роботи, які виконуються під час розробки ґрунтів в траншеях, котлованах і приямках, проводяться відповідно до вимог СНиП-III-4-80 и [7].

            Не допускати проведення розкопувань землерийними машинами на відстані меншій ніж 1 м і використання клина – молота та аналогічних ударних механізмів на відстані меншій ніж 5 м від кабелів. Під час виконання земляних робіт над кабелями застосування відбійних молотів для розпушування ґрунту і землерийних машин для його виймання, а також ломів і кирок допускається тільки на глибину, на якій до кабелів залишається шар ґрунту, не менший 0.3 м.

            Подальше виймання ґрунту має проводитись лопатами.

            В зимовий час виймання ґрунту лопатами можна розпочати тільки після його відігрівання. В цьому разі наближення джерела тепла до кабелів допускається не ближче ніж на 15 см.

            Під час копання траншей в слабкому або вологому ґрунті, коли є загроза обвалу, їх стінки мають бути надійно укріплені. В сипучих ґрунтах роботи можна вести без укріплення, але з укосами, що відповідають куту природного укосу ґрунту.

            На кабельних лініях перед розрізанням кабелю або розкриттям з`єднувальної муфти необхідно перевірити відсутність напруги за допомогою спеціального пристосування, яке складається з ізолювальної штанги і стальної голки різального наконечника. Пристосування має забезпечити прокол або розрізування броні і оболонки до жил із замиканням їх між собою і на землю. Кабель у місці проколу заздалегідь прикривається екраном. В тунелях, колекторах і колодязях таке пристосування допускається застосовувати тільки за наявності дистанційного керування.

            Прокол кабелю виконує керівник робіт або допускач під його наглядом. Проколювати кабель слід в діелектричних рукавичках і користуючись захисними окулярами. Стояти під час проколювання потрібно на ізолювальній основі зверху траншеї, якнайдалі від проколюваного кабелю.

            Перекладати кабелі і переносити муфти можна тільки після відключення кабелю та його заземлення.

            Перекладання кабелів, що перебувають під напругою, допускається за необхідності із виконанням таких вимог:

·        кабель, що перекладається, повинен мати температуру не нижчу за 5°С;

·        муфти на дільниці кабелю, що перекладається, мають бути жорстко закріплені хомутами на дошках;

·        працювати слід в діелектричних рукавичках; зверху рукавичок для їх захисту від механічних пошкоджень одягають брезентові рукавиці;

·        роботу повинні виконувати працівники, які мають досвід прокладання кабелів, під керівництвом особи зі складу технічної адміністрації з гру

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

45

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 пою V, під час перекладання кабелів напругою до 1000 В – з групою IV.

5.2 Розрахунок заземлюючого улаштування  та грозозахисту підстанції

5.2.1 Розрахунок заземлюючого улаштування 

Усі металеві частини електроустаткування, котрі нормально не знаходяться під напругою, але можуть опинитися під напругою у разі пошкодження ізоляції, повинні надійно з`єднуватись с землею. Таке заземлення називається захисним.

Заземлення обов`язкове у всіх електроустановках напругою 380 В та вище змінного струму, 440 В та вище постійного струму, а в приміщеннях з підвищеною небезпекою, особливо небезпечних та у зовнішніх електроустановках – при напрузі 42 В та вище змінного струму, 110 В та вище постійного струму [6].

В електричних установках заземлюються корпуса електричних машин, трансформаторів апаратів, вторинні обмотки вимірювальних апаратів, приводи електричних апаратів, каркаси розподільчих щитів, пультів, кафів, металеві конструкції розподільчих пристроїв, мета талева оболонка і броня кабелів, проводів, металеві конструкції будівель та споруд та інші металеві конструкції, пов`язані з установкою електрообладнання.

Заземлення, призначене для створення нормальних умов роботи апарата або електроустановки, називається робочим заземленням. До робочого заземлення відноситься заземлення нейтралей трансформаторів, генераторів. Без робочого заземлення апарат не може виконувати своїх функцій або порушується режим роботи електроустановки.

Для захисту обладнання від пошкодження ударом блискавки застосовується грозозахист за допомогою розрядників, іскрових проміжків, стержневих та тросових блискавковідводів, котрі приєднуються до заземлювачів. Таке заземлення називають грозозахисним.

Зазвичай для виконання усіх трьох типів заземлення використовують один заземлюючий пристрій. Але в установках з незаземленими та ефективно заземленими нейтраллю вимоги до розрахунку захисного заземлення принципово відрізняеться.

В установках з незаземленими та ефективно заземленими нейтраллю (мережи 10 та 35 кВ) обмежується потенціал на заземлювачі (Uз), тобто нормується опір заземлюючого пристрою Rз. Це пояснюється тим, що замикання фази на землю викликає протікання невеликого ємнісного струму, і цей режим може бути тривалим. Вірогідність попадання під напругу у момент дотику до заземлених частин збільшується.

 В установках з ефективно заземленою нейтраллю (мережі 150 та 330 кВ) замикання фази на землю є коротким замиканням і швидко відключається релейним захистом, після чого зменшується вірогідність попадання під напругу Uпр, Uшаг.

            Струми однофазного КЗ значні, тому стрімко зростають потенціали на заземлювачі. У цих умовах нормується величина Uпр, котра визначає в залежності від тривалості протікання струму крізь тіло людини, та величина Rэ.

Напруга Uшаг не нормується тому, що шлях струму нога-нога для людини менш небезпечний, ніж шлях рука-ноги.

            Згідно з [6] заземлюючі пристрої устаткувань електроустановок напругою вище 1 кВ мережі з ефективно заземленою нейтраллю виконується з урахуванням опору   або допустимої напруги дотику.

Досвід експлуатації РП 110 кВ та вище дозволяє перейти до нормуванню напруги дотику, а не величини Rз. Обґрунтуванням цього служать слідуючи розуміння. У момент дотику людини до заземленого обладнання, який знаходиться під

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

46

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 потенціалом, частина опору заземлювача шунтується опором тіла людини Rч і опором розтікання струму від ступні у землю R0.

            Заземлюючий пристрій для устаткування 110 кВ та вище виконується з вертикальних заземлювачів, з`єднувалюних смуг, смуг, прокладених вздовж рядів обладнання, та вирівнюючи смуг, прокладених у поперечному напрямку та створюючи заземлюючу сітку з перемінним шагом (рис 5.1 а). Але складний заземлювач заміняється на розрахункову квадратну модель (рис 5.1 б) за умови однаковості їх площин S, загальної довжини горизонтальних провідників, глибини їх закладення t, кількості та довжини вертикальних заземлювачів та глибини їх закладення.

Рис. 5.1. Розрахунок складних заземлювачів:

а – контур заземлення підстанції; б – розрахункова модель.

            За [4] розміри ВРП 330/150 кВ 102,4х77 м. загальна площина S=7884,8 м2. Звідси сторона розрахункової моделі контуру заземлення становить 88,8 м. Для контуру заземлення ВРП попередньо приймаємо 10 горизонтальних смуг зі смугової сталі перетином 40х4 та вертикальні смуги довжиною 5 м.

            Визначимо довжину горизонтальних смуг:

Lг=102,4*10+77*10=1794 м

Для tв=0,18 знаходимо за [5] допустиму напругу дотику Uпр.доп=400 В та значення коефіцієнта М=0,5.

Коефіцієнт дотику:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

47

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 

Потенціал на заземлювачі:

що у межах допустимого (менше 10 кВ).

Опір заземлюючого улаштування:

Кількість осередків по стороні квадрата:

приймаємо m=10.

Довжина смуг розрахункової моделі:

Довжина сторони осередку:

Кількість вертикальних заземлювачів по периметру контуру:

приймаємо nв=10.

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

Відносна глибина:

тоді:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

48

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 

Опір складного заземлювача:

при використанні існуючого природного опору Rе=2,2 Ом загальний опір заземлювача:

що менше допустимого Rз.доп=0,233.

Знайдемо напругу дотику:

що менше допустимого значення 400 В.

5.2.2 ЗАХИСТ ВІД УДАРІВ БЛИСКАВКИ

            Захист РП та інших об`єктів від прямих ударів блискавки виконують за допомогою блискавковідводів. Блискавковідвід складається з металевого блискавкоприймача, який приймає на себе удар блискавки та знаходиться заввишки захищаємого об`єкту, та струмопровідного спуску з заземлювачем, для відводу струму блискавки у землю.

            Обираємо чотири блискавкоприймачів по кутах підстанції (рис. 5.2).

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

49

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 

Рис. 5.2. Зона захисту чотирьох блискавкоприймачів.        

            Встановимо рівень захисної зони hx за найвищим улаштуванням. Найвищім на підстанції є автотрансформатор АТДЦТН-200000/330 – 8 метрів. Висоту блискавкоприймачів h приймаємо 25 м.

            Активна висота блискавкоприймачів:

            Радіус захищеної зони:

            Висота захисної зони у середині між блискавкоприймачами повинно задовольняти умові:

Умовою захисту всієї площини є рівняння:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

50

21.ДП.01.06.07.049 05ПЗ

 

            Таким чином, підстанція повністю знаходиться у зоні захисту блискавкоприймачів.

ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

52

21.ДП.01.06.07.049 06ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Охорона навколишнього середовища

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

      6 ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

            Оцінка впливів на навколишнє середовище входить до складу стандартних для України процедур, що мають бути виконані під час планування проектів та отримання дозволів. Правила проведення, а також консультацій з громадськістю і поширення інформації містяться у «Державних будівельних нормах України» ДБН А.2.2-1-2003 (назва: «Склад і зміст матеріалів оцінки впливів на навколишнє середовище при проектуванні і будівництві підприємств, будинків і споруд»).

            У вимогах до проведення оцінки впливів на навколишнє середовище кабельні лінії електропередач не входять до переліку видів діяльності та об’єктів, що становлять підвищену екологічну небезпеку.

            Під час експлуатації та технічного обслуговування кабельних ліній електропередач не передбачається ніяких впливів на геологічні та геоморфологічні аспекти місцевості, не виникатиме ніякого забруднення атмосфери, наприклад, газами, аерозолями тощо.

            Усі можливі ремонтні роботи під час експлуатації передбачають збір та утилізацію усіх кабельних відходів.

ЗАХОДИ З ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЯКОСТІ ТА ЕНЕРГОСБЕРЕЖЕННЯ

7 ЗАХОДИ З ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЯКОСТІ ТА ЕНЕРГОСБЕРЕЖЕННЯ

            Д

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

54

21.ДП.01.06.07.049 07ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Заходи з забезпечення якості та енергозбереження

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

ля забезпечення якості електроенергії обов`язковою умовою при експлуатації є дотримання нормативних документів та інструкцій заводу-виробника на обладнання. Своєчасно проводити ремонти та огляди, виявляти та усувати дефекти. 

            За приблизними підрахунками у електрообладнанні, яке знаходиться в експлуатації, міститься приблизно 500 т трансформаторного масла. До уваги береться лише те масло, яке виконує функцію ізолятора. Якість такого масла повинна відповідати вимогам ГОСТ 982-80. Від якості трансформаторного масла та від якості експлуатації масла залежить життєвий цикл обладнання, в якому воно знаходиться. 1 т мала коштує приблизно 6-7 тис. грн. Тому доцільно проводити регенерацію та відновлення трансформаторного масла ніж купівлю нового.

            При експлуатації електрообладнання (перетворювачів, індуктивних печей і т. і.) та КЗ, комутаціях тощо у мережі виникають вищі гармоніки струму. Ці вищі гармоніки викликають додаткові втрати електроенергії у електрообладнанні. Для зменшення шкідливого впливу цих струмів застосовують фільтри. Фільтри настроюються на конкретні гармоніки та не пропускають крізь себе їх у мережу. Застосування фільтрів повинно бути економічно обґрунтоване.

            Електричні двигуни, трансформатори та інше обладнання де є магнітні кола використовують реактивну потужність. З метою зменшення втрат також використовують компенсацію реактивної потужності за допомогою синхронних компенсаторів та косинусних конденсаторів.

ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

56

21.ДП.01.06.07.049 08ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Економічна частина

Літ.

Аркушів

4

ДЕТ 2007

 8 ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА. РОЗРАХУНОК СОБІВАРТОСТІ ПЕРЕДАЧІ ТА РОЗПОДІЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ПІДСТАНЦІЇ 330/150/35/10 кВ

8.1 Енергетичні показники мережі

Сумарний максимум активного навантаження споживачів:

Річний корисний відпуск електричної енергії:

Середньорічне споживання електроенергії мережею:

8.2 Вибір форми обслуговування електричної мережі та визначення чисельності обслуговуючого персоналу.

            Визначємо нормативну чисельність працюючих по оперативному та технічному обслуговуванню підстанції.

Табл. 8.1. Приведення нормативної чисельності працюючих по оперативному та технічному обслуговуванню підстанції.

З урахуванням коефіціентів по [8., с. 98-100., т. 35-36]:

Приймаємо чотирьох чоловік оперативного персоналу .

            Визначємо нормативну чисельність працюючих по ремонту підстанції. Зведемо до таблиці 8.2 нормативні чисельності ремонтного персоналу.

Табл. 8.2. Приведена нормативна чісельність ремонтного персоналу.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

57

21.ДП.01.06.07.049 08ПЗ

            З урахуванням коефіціентів по [8., с. 98-100., т. 35-36]:

Приймаємо трьох чоловік ремонтного персоналу .

            Загальна кількість усіх працюючіх на підстанції:

8.3 Розрахунок заробітної платні по підстанції

            Загальна заробітна платня оперативниіх працівників:

де тис.грн та за [8., с. 108., т. 43];

                 .

Допоміжна заробітна платня:

Відрахування на соціальне страхування з заробітної платні оперативниіх працівників:

Витрати на підтримання та експлуатацію устаткування:

            де  за [8];

                        за [8] .

Цехові витрати:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

58

21.ДП.01.06.07.049 08ПЗ

 

            де t=0,08 за [8].

Загальностанційні витрати:

            де  за [8., с. 108., т. 43].

Загальні витрати на передачу та розподілення електричної енергії:

            де за [8].

Собівартість передачі та роподілення електричної енергії на підстанції:

Створимо структуру собівартості передачі та роподілення електричної енергії, тобто знайдемо питому вагу втрат по кожній калькуляційній статті за формулою:

            Одержані розрахун

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Лист

59

21.ДП.01.06.07.049 08ПЗ

 ки занесемо до таблиці 8.3

Табл. 8.3. Структура собівартості

Змн.

Арк..

№ докум.

Підпис

Дата

Арк..

60

21.ДП.01.06.07.049 00ПЗ

Розроб. И.О.

Швець Т. М.

Конс.

Керівник

Н. Контр.

Гол. ЦМК

Перелік посилань

Літ.

Аркушів

1

ДЕТ 2007

 ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1. Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем: ВНТП-80. – М.: Минэнерго СССР, 1981. – 43 с.
2. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий: СН 174-75. – М.: Стройиздат, 1976. – 56с.
3. ГКД 341.004.001-94/міненерго України Норми технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352с.
5. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций; Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648с.: ил.
6. Правила устройства электрооборудования.
7. Правила безопасной эксплуатации электроустановок потребителей
8. Методические рекомендации по экономике.