Произведем проверку по экономической плотности (см.табл. 4.4.2)

Таблица 4.4.2

Проверка сечений проводов по экономической плотности

№	Наименование линии	Марка провода	Fэк, мм	I доп,А	I раб,А	jф/ jэк А,мм2	К.з. о.е.
1	2	3	4	5	6	7	8
	ЛИНИИ 220 кВ
1	Давыдовская 1	АС 400/51	400	830	148	0,12	0,178
2	Давыдовская 2	АС 400/51	400	830	148	0,37	0,178
3	Иловайская 2	АС 400/51	400	830	74,8	0,187	0,09
4	Стрелецкая 1	АС 400/51	400	830	161	0,4	0,191
5	Стрелецкая 2	АСО 300	300	690	149	0,49	0,21
6	Котовская	АС 300	300	690	198	0,66	0,277
7	Мичуринская	АС 400/51	400	830	139	0,345	0,168
8	Тамбовская 1	АСО 400	400	830	99,3	0,24	0,121
9	Тамбовская 2	АСО 300 АСО 400	300	690	142	0,47	0,2
10	Сокол	АС 400/51	400	830	71,5	0,178	0,121
11	Металлургическая Правая	АСО 300	300	690	165	0,211	0,08
12	Металлургическая Левая	АСО 300	300	690	165	0,55	0,233
13	Северная Правая	АСО 300	300	690	304	1,01	0,435
14	Северная Левая	АСО 300	300	690	305	1,01	0,435
15	Чириково	АС 300/39	300	690	167	0,55	0,235
16	Елец-Правая	АСО 400	400	830	121	0,302	0,146
17	Елец-Левая	АС 400/51	400	830	123	0,307	0,148
18	Западная Правая	АСО 300	300	690	154	0,513	0,217
19	Западная Левая	АСО 300	300	690	159	0,19	0,192
20	Правобережная Правая	АСО 300	300	690	311	1,03	0,438
21	Правобережная Левая	АСО 300	300	690	311	1,03	0,438
22	Маяк	АС 400/51	400	690	371	0,927	0,94
23	Тербуны 1	АС-300/39	300	690	197	0,656	0,277
24	КС 29-2	АС 400/51	400	830	44,1	0,11	0,05
25	КС 29-3	АС 400/51	400	830	44,3	0,11	0,05
26	КС 29-4	АС 400/51	400	830	256	0,64	0,366
27	Сосна	АС-400/51	400	690	369	0,922	0,445
28	КС 29-1	АС 300/39	300	690	197	0,65	0,365
29	Дон	АС 300/39	300	690	153	0,51	0,216
30	Стан правая	АС 300/39	300	690	190	0,633	0,268
31	Стан левая	АС 300/39	300	690	190	0,633	0,268
32	Новая правая	АС 300/39	300	690	154	0,51	0,217
33	Новая левая	АС 300/39	300	690	154	0,51	0,217
34	Ливны 2	АС 300/39	300	690	47,8	0.15	0,067
35	Ливны 2отпайка на Тербуны	АС 300/39	300	690	47,8	0,15	0,048
36	Пашная левая	АС 300/39	300	690	390	1,3	0,549
37	Пашная правая	АС 300/39	300	690	390	1,3	0,54
38	Проект. ВЛ	АС 300/39	300	690	131	0,43	0,184
39	Проект.ВЛ	АС 300/39	300	690	131	0,43	0,184

Из результата расчета максимального режима видим, что линии 220кВ За исключением двух линий Пашная левая и правая имеют Jэ =1,3А/мм2, имеют экономическую плотность меньше или равную единице.

На ВЛ-220кВ Пашная левая и правая рекомендуется провода заменить на большее сечение.

Проверка уровней напряжения в сети.



Таблица 4.4.3 Максимальные и минимальные уровни напряжений

Uном	Uмин,кВ	Uмин,о.е.	Uмах	Uмах.о.е.
500	481	0,965	521	1,04
220	213	0,969	240	1.09
110	111	1,01	119	1,08

Уровни напряжений соответствуют нормам.



5. ПРОЕКТ ВНОВЬ ВВОДИМОЙ ПОДСТАНЦИИ

5.1 Характеристика проектируемой подстанции

Проектируемая подстанция 220/110кВ «Пашная» предназначается для электроснабжения особой экономической зоны промышленного типа с планируемой нагрузкой 300МВА. Категория потребителей - 2.

5.2 Определение типа подстанции

Проектируемую подстанцию можно отнести к категории проходных (транзитных) подстанций.

По способу присоединения к сети подстанция является комбинированной, т.е. когда кроме питающих линий от подстанции отходят дополнительные радиальные или транзитные линии.

По назначению подстанция является сетевой, для электроснабжения небольших районов, так как наряду с транзитом мощности на высшем напряжении имеется нагрузка на низшем напряжении.

Подстанция обслуживается дежурным на щите управления.

5.3. Характеристика нагрузки подстанции

К данной подстанции подключены потребители 2 и 3 категории в табл. 5.1. приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 5.1 Категории потребителей подстанции

Номинальное напряжение сети питающей потребителей		Потр.%
	1 кат.		2 кат.	3 кат
110кВ		-		80		20



5.4 График полной мощности подстанции

Максимальное значение полной и реактивной мощности определяются по формулам:

MB·A (5.1)

Mвар (5.2)

Значения РMAX и QMAX принимаются за 100% графика нагрузки. Суммарное максимальное значение полной мощности определяется по суммарному графику подстанции, расчет которого приведен в табл.5.2.

Рис. 5.1. График использования активной мощности



Рис. 5.2 График использования реактивной мощности

Принимаем Pmax и Qmax за 100 % графика нагрузки.

Полная мощность для каждой ступени графика:

(5.3)

Активная мощность для каждой ступени графика:

(5.4)

Пример расчета для первой ступени

МВт (5.5)

МВар (5.6)

МВА

МВт ч



Таблица 5.2 Расчетные параметры для графика нагрузки

№ ступени	Часы	t	P	Q	S	W
	ч	ч	%	МВт	%	Мвар	МВ*А	МВт*ч
1	0 - 6	6	70	182	80	119,7	217,83	1092
2	6 - 11	5	95	247	95	113,7	271,9	1235
3	11 - 18	7	100	260	100	149,67	300	2100
4	18 - 23	5	85	221	90	127,2	255	1105
5	23 - 24	1	70	182	80	119,7	217,83	182

Рис 5.3. Суточный график полной мощности

Построим годовой график по продолжительности по заданному суточному графику нагрузки показанному на рис 5.3.

Т1 = t1 365 = 2555 ч;

Т2 = t2 365 = 1825 ч;

Т3 = t3 365 = 1825 ч;

Т4 = t4 365 = 2190 ч;

Т5 = t5 365 = 365 ч;



Рис. 5.4 Годовой график полной мощности

Суточный отпуск энергии потребителям:

МВтч

Средняя нагрузка:

=

(5.7)

Время использования максимальной активной нагрузки:

час (5.8)

Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

(5.9)

5.5 Проверка по нагрузочной способности

Необходимо произвести проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов мощностью до 250 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения допустимой перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый прямоугольный график нагрузки .

Для этого на исходном графике проведем линию номинальной мощности трансформаторов.

Пересечение линии номинальной мощности с исходным графиком выделяет участок перегрузки продолжительностью h`и участок недогрузки.

Рис. 5.5 Преобразование исходного графика в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный



Начальная нагрузка в долях от номинальной мощности трансформатора:

(5.10)

где i - номер ступени графика, входящей в участок начальной нагрузки;

m - номер последней ступени графика, входящей в участок начальной нагрузки;

Si - значение текущей нагрузки;

?ti - продолжительность ступени графика, входящей в участок начальной нагрузки;

К1 = 0,87. Принимаем К1 = 0,9.

(5.11)

Si - значения ступеней графика использования полной мощности находящихся в области перегрузки.

? hi - длительности ступеней перегрузки

Находим максимальное значение перегрузки

(5.12)



Так как >0,9· 1,12>1,08 то принимаем К2 =0.9Кмах.

Так как порядка 0.9, то допустимая аварийная перегрузка трансформатора по табл. 1.36 [2] при:

- продолжительности перегрузки в течение суток - 12 ч;

- системе охлаждения "ДЦ";

- температуре охлаждающего воздуха 30'С т.к. по [2] стр. 10 для трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ необходимо применять нормы перегрузки для температуры охлаждающей среды, увеличенной на 20'С;

.

Условие проверки трансформаторов =1,12выполняется.

Окончательно принимаем автотрансформаторы АТДЦТН-250000/220/110.

Таблица 5.3 Технические характеристики автотрансформаторов

Тип	Sном.тр. МВ·А	Предел регулирования	Uном обмоток, кВ	Рк , кВт	Iх %	Uк , %
			ВН	СН	НН
АТДЦТН-250000/220/110	250000	6±2%	230	121	10,5	520	0,5	11,5

5.6 Расчет токов короткого замыкания

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания - Iпо

на шинах 110 кВ - трехфазного и однофазного КЗ;

на шинах 220- трехфазного и однофазного КЗ.

на шинах 10кВ

Расчет произведен при помощи программы «Энергия ТКЗ»

Расчет произведем для 2 схем:

1) схема с генерацией ,ввода 1 очереди вновь вводимой ТЭС -150 МВТ, присоединяемой к шина 110кВ проектируемой ПС

2) схема с генерацией 2 очереди ТЭС- 300МВТ, также присоединяемой к шинам 110к В проектируемой подстанции.

Расчетная схема для первой схемы представлена на рис. 5.6.

Рис. 5.6. Расчетная схема токов короткого замыкания для первой схемы

Результаты расчета представлены в табл. 5.4

Таблица 5.4 Расчетные данные токов коротких замыканий

Место КЗ	Точка К.З.	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток - К.З. ,кА
		Трехфазное К.З.	Однофазное К.З.	Трехфазное К.З.
Шины ВН, 220 кВ		14,8	15,2	35,2
Шины СН, 110 кВ		14,5	17,4	38,1
Шины НН 10к кВ	Кз	46,3	-	125



Расчетная схема для второй схемы представлена на рис.5.7

Рис. 5.7 Расчетная схема токов короткого замыкания для второй схемы

Результаты расчета представлены в табл. 5.5.

Таблица 5.5 Расчетные данные токов коротких замыканий

Место КЗ	Точка К.З.	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток - К.З.ф. К.З. ,кА
		Трехфазное К.З.	Однофазное К.З.	Трехфазное К.З.
Шины ВН, 220 кВ		16,3	16,2	39,46
Шины СН, 110 кВ		19,2	21,6	51,1
Шины НН 10к кВ	Кз	50,1	-	136

Как видим, из результата расчета во втором варианте с генерацией 300МВт, все токи больше, поэтому выбираем для дальнейшего расчета наиболее тяжелый второй вариант.

5.7 Выбор схемы соединения подстанции

Электрическую схему распределительного устройства (РУ) выбираем в зависимости от назначения, роли, местоположения подстанции (ПС) в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

1) схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки ,с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

2) схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в .нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

3) схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

4) схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов питания потребителей;

5) число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Для проектируемой подстанции планируем схему распределительных устройств: - ОРУ-220кВ - одна секционированная выключателем система шин (рис 5.8)

Рис. 5.8 Схема ОРУ-220кВ

для КРУЭ-110кВ -одна секционированная выключателем выключателями в цепях трансформаторов (рис 5.9)

Рис. 5.9 Схема КРУЭ-110кВ

Выбор схемы ЗРУ НН

- одна одиночная, секционированная выключателем, система шин



5.8 Выбор типов релейных защит и электрической автоматики

Два автотрансформатора подключаются на стороне 220,110 и 10 кВ через один выключатель к соответствующей секции шин. На выводах10 кВ каждого АТ подключен трансформатор напряжения.

На указанных автотрансформаторах предусматривается два комплекта основных защит, размещенных в отдельных шкафах и резервные защиты сторон ВН и СН.

В состав I комплекта защит АТ-1 (АТ-2) входят следующие защиты и устройства:

- дифференциальная токовая защита АТ (ДТЗ АТI);

- дифференциальная токовая защита цепей стороны низшего напряжения АТ (ДЗО НН);

- цепи газовой защиты автотрансформатора и его устройства РПН (Цепи ГЗ АТ и РПН);

- цепи защиты контактора устройства РПН автотрансформатора (Цепи З К РПН АТ);

- защита (токовая) от перегрузки, устанавливаемая на сторонах 220 кВ и нейтрали автотрансформатора (ЗПВН I и ЗПN I);

- сигнализация замыкания на землю на стороне 10 кВ автотрансформатора с контролем напряжения нулевой и обратной последовательностей (СЗЗ ННI);

В состав II комплекта защит АТ-1 (АТ-2) входят следующие защиты и устройства:

- дифференциальная токовая защита АТ (ДТЗ АТII);

- контроль и защита изоляции вводов высшего напряжения АТ-1 (АТ-2) (КИВ ВН);

- цепи газовой защиты автотрансформатора и его устройства РПН (Цепи ГЗ АТ и РПН);

- цепи защиты контактора устройства РПН автотрансформатора (Цепи З К РПН АТ);

- максимальная токовая защита на стороне 10кВ автотрансформатора (МТЗ НН);

- защита (токовая) от перегрузки, устанавливаемая на сторонах 220 кВ и нейтрали автотрансформатора (ЗПВН II и ЗПN II);

- сигнализация замыкания на землю на стороне 10 кВ автотрансформатора с контролем напряжения нулевой и обратной последовательностей (СЗЗ ННII);

- контроль отключенного состояния автотрансформатора (используется

В состав резервных защит стороны высшего напряжения ВН (АТ-1)

(АТ-2) входят:

- четырехступенчатая дистанционная защита, при этом не менее одной ступени от всех видов КЗ на стороне ВН АТ (ДЗ ВН );

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне ВН АТ (ТНЗНП ВН);

- цепи отключения с действием с первой выдержкой времени на отключение секционного выключателя ВН (деление), а затем со второй выдержкой времени - выключателей стороны ВН АТ; в обоих случаях с воздействием на два электромагнита отключения и пуск УРОВ;

- цепи отключения АТ с действием с третьей выдержкой времени через I и II комплекты защит на отключение АТ с запретом АПВ и пуск УРОВ выключателей ВН и СН АТ и секционного выключателя 220 кВ.

В состав резервных защит стороны среднего напряжения СН (АТ-1) (АТ-2) входят:

- четырехступенчатая дистанционная защита, при этом не менее одной ступени от всех видов КЗ на стороне СН АТ (ДЗ СН);

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне СН АТ (ТНЗНП СН);

- цепи автоматического ускорения резервных защит при включении выключателя на стороне СН АТ (ЦАУ СН), а также цепи оперативного ускорения;

- цепи отключения с действием с первой выдержкой времени на отключение секционных выключателей СН (деление), а затем со второй выдержкой времени - выключателей стороны СН АТ; в обоих случаях с воздействием на два электромагнита отключения и пуск УРОВ;

- цепи отключения АТ с действием с третьей выдержкой времени через I и II комплекты защит на отключение АТ, включая секционный выключатель 220 кВ, с запретом АПВ и пуск УРОВ выключателей ВН и СН АТ и секционного выключателя 220 кВ.

Дифференциальная токовая защита автотрансформатора (АТ-1) (АТ-2), I (II) комплект ДТЗ АТ-I (ДТЗ АТ-II)

- Время срабатывания ДТЗ АТI (ДТЗ АТII) при двукратном и более токе по отношению к току срабатывания должно быть не более 0,03 с.

Газовая защита автотрансформатора (АТ-1), (АТ-2) и его устройства РПН (ГЗ АТ и РПН), защита контактора устройства РПН автотрансформатора (З К РПН АТ)

- Газовая защита автотрансформатора и его устройства РПН имеет две ступени: первая ступень выполняется с действием на сигнал, а вторая ступень - на отключение автотрансформатора без выдержки времени. В каждом комплекте защиты должен быть предусмотрен переключатель для перевода действия второй ступени защиты на сигнал.

- Защита (струйное реле или реле давления) контактора РПН автотрансформатора имеет одну ступень, которая действует на отключение АТ без выдержки времени.



5.9 Выбор аппаратов и токоведущих частей

5.9.1 Выбор выключателей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, табл. 5.6. для схемы

Рис. 5.10. Расчетная схема



Таблица 5.6 Расчет токов продолжительного режима

Обозначение элемента	Выключатель или токоведущая часть	Расчетное выражение Iутяж
Q1,Q2, Q3,Q4	Выключатели воздушной линии 220 кВ
Q6, Q7	Выключатели на стороне 220кВ цепи трансформатора
Q7	Секционный выключатель 220 кВ
Q8- Q10,Q12, Q13,Q15-Q17	Выключатели воздушной линии 110 кВ	кА
Q11,Q14	Выключатели на стороне 110кВ цепи трансформатора
Q18	Секционный выключатель 110кВ
	Выключатели и ошиновка трансформатора на стороне НН	кА
	Выключатели в линиях потребителя 10 кВ
	Секционный выключатель 10 кВ	кА
I	Сборные шины на стороне ВН
II	Сборные шины на стороне НН	кА

Ток продолжительного режима () для выбора аппаратов и токоведущих частей.



Таблица 5.7 Выбор выключателей на 220кВ тип выключателя СПА -245

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети =220 кВ Iпрод.расч. =709 А	Uном = 220 кВ Iном = 2000 А	По условию длительного режима
кА	iдин= 102кА	По динамической стойкости
=29,79кА	=71,48кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк=22,12к	=4800	По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения

Для табл.5.7.

19,2?(0,01+0,05)= 22,12 к

где с, (5.15)

из [6]

? = t защ.мин.+ t о.с.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

- время действия основной релейной защиты, где установлен выключатель

- полное время выключателя с приводом

t защ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (0.01 с)

t о.с - собственное время отключения выключателя с приводом

29,79кА (5.16)

кА.

Таблица 5.8

Выбор выключателей на 110кВ тип выключателя СПА -145 6

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети =220 кВ Iпрод.расч. =1418 А	Uном = 220 кВ Iном = 2000 А	По условию длительного режима
кА	iдин= 102кА	По динамической стойкости
=35,3кА	=71,48кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк=15.74 к	=4800	По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения

Для табл. 5.8:

16,2?(0,01+0,05)=15,74к (5.17)

где с,

с (по табл. 3.2 [Л.6])

? = t защ.мин.+ t о.с.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

- время действия основной релейной защиты, где установлен выключатель - полное время выключателя с приводом

t защ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (0,01 с)

t о.с - собственное время отключения выключателя с приводом

35,3кА

кА.

Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в табл. 5.9 , 5.10.

Таблица 5.9 Выбор вводного выключателя тип выключателя ВЭ-10 - 1250-20-У3 [28]

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 1090 А	Uном = 10 кВ Iном = 1250 А	По условиям длительного режима
= = 17,6 кА	= 74,2 кА	По коммутационной способности
кА	iдин = 51 кА	По динамической стойкости
Вк=119,73	=1600	По термической стойкости
		По току включения
Тип привода		Пружинный

Принимаем КРУ со шкафами КЭ - 10/40 с номинальным током шин 1600А

Для таблицы 5.9:

,

где с,

с. (по табл. 3.2 [Л.3])

? = t защ.мин.+ t о.с.= 0,01 + 0,06 = 0,07 с

- время действия основной релейной защиты, где установлен выключатель

- полное время выключателя с приводом

t защ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (0.01 с)

t о.с - собственное время отключения выключателя с приводом

кА

кА.

Таблица 5.10 Выбор выключателя отходящей кабельной линии тип выключателя ВК-10 -630-20У2 по табл. 5.1 [28]

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети =10 кВ Iпрод.расч.= 226,6 А	Uном = 10 кВ Iном = 630 А	По условию длительного режима
= 18,38 кА	= 35,74 кА	По коммутационной способности
iу=19,57 кА	iдин=52 кА	По динамической стойкости
Вк= 55,95	Вк=202*3=1200	По термической стойкости
		По току включения
Тип привода		ДПП

Для табл. 5.10

,

где с,

с. (по табл. 3.2 [Л.3])

? = t защ.мин.+ t о.с.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

- время действия основной релейной защиты, где установлен выключатель

- полное время выключателя с приводом

t защ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (0.01 с)

t о.с - собственное время отключения выключателя с приводом

кА

кА.

5.9.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей стороне ВН, со стороны CН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУЭ и КРУ.

Таблица 5.11 Выбор разьеденителей 220кВ разъединитель типа NSA-220/2000Е1

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 220 кВ Iпрод.расч.=709 А	Uном =110 кВ Iном = 2000 А	По условию длительного режима
iу = 39,46 кА	iдин = 80 кА	По динамической стойкости
Вк = 22,12	Вк=402*3 = 4800	По термической стойкости

5.9.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции включают в себя таких потребителей как электродвигатели вентиляторов и насосов системы охлаждения силовых трансформаторов с вторичным напряжением 0,4 кВ, устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электрическое освещение и отопление, система пожаротушения, аппаратура систем управления, телемеханики и связи.

Мощность трансформатора собственных нужд ориентировочно принимается.

(кВА).

Принимаем трансформаторы типа ТСЗ -1000/10.

Uвн = 10 кВ, Uнн = 0,4 кВ, S = 100 кВА, uk = 5,5%.

5.9.4.Выбор токоведущих частей на всех классах напряжения

Выбор сборных шин высшего напряжения.

Сборные ВН 220 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал - алюминий, со стальным сердечником (марка АС). Сечение сборных шин выбирается по условию:

,где (5.18)

Iдоп - допустимый ток для данного сечения проводника;

Iутяж - согласно табл. 3.4, Iутяж = 709 (А).

Выбирается ошиновку сосоящую из двух проводов марки АС - 400/51 ; q =445 мм2; d = 27,5 мм;

Выбранное сечение для U = 220 кВ проверяется по условию отсутствия короны.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 3000 мм.

Начальная критическая напряженность

(кВ/см) (5.20)

где, m - коэффициент, учитывающей шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r0 =радиус повода, см. (5.21)

Напряженность вокруг провода

(кВ/см). (5.22)

Условие проверки

1,07·Е 0,9·Е0 (5.23)

1,07·22,03 0,9·31,19 ;

23,57 (кВ/см) 28,06 (кВ/см).

Таким образом, два провода марки АС - 400/51 по условиям короны проходит.

Выбор ошиновки цепи силового трансформатора

Ошиновка силового трансформатора от выводов 10 кВ до ввода в РУ выполняется в виде комплектного токопровода. Тип токопровода ТЗК-10/1600-51У1. Проверка токопровода сведена в табл. 5.12.

Таблица 5.12 Проверка токопровода

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iутяж = 1149 А	Uном = 10 кВ Iном = 1600 А	По условию длительного режима
iу = 19,57 кА	Iдин = 51 кА	По динамической стойкости

Данные комплектного токопровода ТЗК-10/1600-51У1:

- сечение токоведущих шин (из алюминия) - 150 х 80 х 15 мм;

- расположение шин - по треугольнику;

- характеристика кожуха:

- форма - цилиндрическая Dн=706;

- материал - алюминий;

- выполняется без междуфазных перегородок.

5.9.5 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры на всех классах напряжения

Таблица 5.13 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры

№	Место установки приборов	Перечень приборов	Примечание
1	Автотрансформатор	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии	Измерительные приборы устанавливаются на стороне НН в каждой цепи, т.к. имеет 2 обмотки НН. Устанавливаются счетчики технического учета
2	Секционный выключатель 10 кВ	Амперметр в одной фазе
3	Секция шин 10 кВ	Вольтметр	Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений
4	Кабельная линия 10 кВ	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии	Счетчики активной и реактивной энергии расчетные
5	Линия 110 кВ	Амперметр в одной фазе. Ваттметр и варметр, счетчик активной энергии.
6	Трансформатор собственных нужд	Амперметр, счетчики активной энергии	Приборы устанавливаются со стороны низшего напряжения ТСН Счетчик расчетный
7	Секция шн ВН,СН	Вольтметр, вольтметр регистрирующий, ФИП	Вольтметр на секциях 110-220кВ имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений
8	Линия 220кВ межсистемная	Амперметр в одной фазе. Ваттметр и варметр, счетчик активной энергии, ФИП	Для межсистемных линий устанавливается расчетный счетчик активной энергии,для прочих -технический
9	Секционный выключатель ВН	Амперметр в одной фазе

Примечание: для установки принимаются следующие типы приборов:

Амперметр Э - 335;

ваттметр - Д - 335;

счетчик активной энергии СЭТ - 4ТМ.02;

счетчик реактивной энергии СЭТ - 4ТМ.02;

вольтметр Э - 335.

5.9.6 Выбор измерительных трансформаторов тока

На стороне 220кВ выбор трансформатора тока (ТТ) ограничивается лишь выбором его типа без полной проверки.

На стороне 110кВ ТТ 110кВ выбор не производим из-за тогочто трансформатор тока входят в состав КРУЭ-110кВ

На стороне НН полный выбор производится для ТТ в цепи силового трансформатора в КРУ.

Выбор трансформатора тока на стороне 220 кВ.

На стороне ВН принимается трансформатор тока наружной установки типа IМВ 245 Проверка трансформатора тока приведена в табл.5.14.

Таблица 5.14

Выбор трансформатора тока в цепях воздушных линий 220 кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ IMB 245	Условие выбора или проверки
Uсети = 220 кВ Iутяж =509 А	Uном = 220 кВ I1 ном = 2000 А	По условиям длительного режима
iу = 39,4 кА	Iэд = 42 кА	По динамической стойкости
Вк = 41,92 кА2·с	I2тер.·tтер = 82·3 = 192 кА2·с	По термической стойкости

Выбор трансформатора тока в нейтрали силового трансформатора

Приняты ТТ типа ТВТ 35 - I - 200/5.Uном = 35 кВ; I1 ном = 200А; I2 ном = 5 А.

Проверка ТТ встроенного в силовой автотрансформатор не производится.

Выбор ТТ в цепи силового трансформатора на стороне 10 кВ

Выбирается ТТ типа ТЛМ-10 У3. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе. Проверка ТТ сводится в табл.5.15. Нагрузка, создаваемая приборами, сведена в таблицу 5.16.

Таблица 5.15 Проверка ТТ типа ТЛМ-10 У3

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ типа ТЛМ-10 У3.	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iутяж = 1149 А	Uном = 10 кВ I1 ном = 1500 А	По условию длительного режима
iу = 50,7 кА	Iэд = 100 кА	По динамической стойкости
Z2расч= 0,6 Ом	Z2ном= 0,8 Ом	По нагрузочной способности
Вк = 55,95 кА2·с	I2тер.·tтер = 262·3 = 2028 кА2·с	По термической стойкости

Проверка по нагрузочной способности, определение сопротивлений приборов:

Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом (5.24)

Zватт.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом;

Zвар.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом;

Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2 = 2.5/52 = 0,1 Ом;

Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2 = 2.5/52 = 0,1 Ом, где

Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;

I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока.



а) Включение приборов в полную звезду

б) Включение приборов в неполную звезду

Рис.5.10. Схемы соединения трансформаторов тока

Таблица 5.16 Нагрузка, создаваемая приборами, установленными на вводе силового трансформатора

Прибор	Тип	Нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	-	0.02	-
Ваттметр	Д-335	0,02		0,02
Варметр	Д-335	0,02	0,02	0,02
Счетчик активной энергии	СЭТ-4ТМ.02	0,1	-	0,1
Счетчик реактивной энергии	СЭТ-4ТМ.02	0,1	0,1	0,1

Самой нагруженной фазой является фаза А,либо фаза С (см. рис. 5.10а). Производится расчет сопротивления нагрузки для фазы А



Z2расч=Zприб+rпров+rконт=Zсч.акт.+Zсч.реакт.+rпров+rконт =0,24+rпров+0,1=0,34+rпров

находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.= 0,8 - 0,34 = 0,46 (Ом)

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, (5.25)

- удельное сопротивление (принимается для Al = 0,028);

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50 м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = 0,02850/0.46 = 3,04 (мм2) из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q = 4 мм2 rпров.= 0,02850/4 = 0,35 (Ом)

Z2расч = 0,35+0,34 = 0.69 (Ом) < 0,8 (Ом) следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

(5.26)

5.9.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Полный выбор трансформатора напряжения (ТН) производится для трансформатора, установленного на секции шин НН. На сторонах ВН и СН ТН выбираются без проверки по вторичной нагрузке.

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки Uуст ? Uном ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке S 2 ? Sном ,

где Sном - номинальная нагрузка в выбранном классе точности;

S 2 - нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к ТН.

(5.27)

Выбор трансформатора напряжения на стороне 220 кВ.

На шинах ВН устанавливается трансформатор напряжения СПА-245, технические данные которого приведены в табл. 5.17.

Таблица 5.17 Технические данные трансформатора напряжения

Тип	Номинальное напряжение обмоток, В	S2НОМ, ВА, в классе точности	Схема соединения
	первичной	вторичной	дополнительной вторичной	0,5
СПА 245	220000 /	100 /	100	400	Y0/Y0/-11

Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ.

На секции НН ставим ТН типа 3?ЗНОЛ.0.9-10У2, технические данные которого приведены в таблице 5.18.



Таблица 5.18 Технические данные трансформатора напряжения

Тип	Номинальное напряжение обмоток, В	S2НОМ, ВА, в классе точности	Схема соединения
	первичной	вторичной	дополнительной вторичной	0,5
ЗНОЛ.0,9-10У2	10000 /	100 /	100	75	1/1/1-0-0

Подсчет вторичной нагрузки ТН сведен в табл.5.19.

Таблица 5.19

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения

Наименование прибора	Место установки	Тип	Число обмоток	Потребляемая мощность одной обмотки, Вт		Число приборов	P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	шины	Э-335	1	2	1/0	1	2	0
Ваттметр	Ввод 10кВ	Д-335	2	1,5	1/0	1	3	0
Варметр	ввод 10кВ	Д-335	2	1,5	1/0	1	3	0
Счетчик активной энергии	ввод 10кВ	СЭТ-4ТМ.02	2	3	0,38/ 0,93	1	6	14,6
Счетчик реактивной энергии	ввод 10кВ	СЭТ-4ТМ.02	2	3	0,38/ 0,93	1	6	14,6
Счетчик активной энергии	КЛ 10кВ	СЭТ-4ТМ.02	2	3	0,38/ 0,925	5	30	73
Счетчик реактивной энергии	КЛ 10кВ	СЭТ-4ТМ.02	2	3	0,38/ 0,925	5	30	73
ИТОГО						80	175,2

Выбранные ТН будут работать в заданном классе точности.



6. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ПРОТИВОПОЖАРНЫХ И ПОЖАРНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

6.1 Краткая характеристика объекта

В настоящем разделе дипломного проекта рассмотрены пожарные мероприятия и противопожарная защита подстанции 220-110кВ «Пашная». Площадка проектируемой подстанции расположена на землях Особой Экономической Зоны «Липецк» Грязенского района Липецкой области. Площадь подстанции составит 10 га.

На подстанции предусмотрено 10 ячеек в ОРУ 110кВ, 7ячеек в ОРУ 220кВ, установка двух автотрансформаторов мощностью по 250 МВА, а также следующие сооружения:

1. вспомогательные сооружения, обеспечивающие работу АТ, ОРУ 220кВ и 110кВ:

- ОПУ

2. сооружения противопожарного и хозяйственно-питьевого водоснабжения:

- насосная;

- резервуары запаса воды ёмкостью 150м?х2

- артскважины 2 шт;

- автоматическое пожаротушение автотрансформаторов;

- камеры переключения задвижек;

- система сухотрубов;

- автоматическое пожаротушение кабельного этажа в ОПУ;

3. сооружения складского хозяйства и обслуживающего назначения:

- ЗВН с подвалом;

- проходная.



6.2 Характеристика зданий и сооружений по степени огнестойкости

Проектирование зданий и сооружений на ПС 220/110/10кВ Пашная выполнено с соблюдением противопожарных норм согласно СНиП 21-01-97*, СНиП 31-03-2001, НПБ 105-95.

Все проектируемые здания, предусмотренные на территории подстанции, имеют степень огнестойкости - 2.

Таблица 6.1 Пределы огнестойкости основных конструкций зданий и сооружений согласно СНиП

№ П/П	Наименование зданий и сооружений	Конструктивные элементы зданий и сооружений
		Наименование	Предел огнестойкости
1	ОРУ	- Порталы, опоры под оборудование, кабельные каналы - сборные ж/б конструкции	Не определяется
2	Установка автотрансформаторов	-Открытая установка на сборных ж/б фундаментах	Не определяется
3	Проходная, насосная станция пожаротушения, ОПУ-1	- Стены- комплексные панели толщиной - 350мм;	2,5-3,0 часа
		- Покрытия - ребристые ж/б плиты толщиной 450 мм, утеплитель- минеральная вата
		- кирпичные перегородки толщиной 120мм	2,5часа
		- кирпичные стены толщиной 250 мм	5,5 часа
4	Камеры переключения задвижек	- Бескаркасное здание в сборном железобетоне.	2,0 часа
		- Покрытие - сборные ж/б плиты толщиной 140 мм	0,5часа
5	Маслосборник ёмк. 250м?	- Стены - из сборных бетонных блоков, - Покрытие - сборные ж/б ребристые панели толщиной 300 мм.
6	Резервуары для воды емк. 150 м? = 2 шт.	- Стены - сборные ж/бетонные стеновые панели - Покрытие - сборные ж/б ребристые панели.	Сооружения в земле не нормируются.



6.3 Категории помещений, зданий и сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности

Категория помещений, зданий и сооружений на ПС 220/110/10кВ «Пашная» по взрывной и взрывопожарной опасности определена в соответствии с НПБ 105-95; «Перечнем помещений и зданий по взрывной и пожарной опасности» (РД 34.03.350-89) и определена в табл. 6.2

Таблица 6.2 Категории помещений, зданий и сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности

№№ п/п	Наименование помещений, зданий и сооружений	Категория помещений, зданий и сооружений
1	Сооружение ОРУ	Не нормируется
2	Узел установки трансформаторов	В1
3	Здание ОПУ	В1
	- кабельные помещения
	- остальные помещения	Д
4	Проходная	Д
5	Насосная станция пожаротушения	Д

6.4 Эвакуационные пути и выходы

В случае возникновения пожара для безопасной эвакуации людей согласно СНиП 31-03-2001, во всех зданиях с дежурным и обслуживающим персоналом проектом предусматривается эвакуационные выходы.

В проходной - два выхода наружу.

Здания насосной станции пожаротушения, камеры переключения задвижек имеют по одному эвакуационному выходу.

В здании ОПУ - два выхода.

Во всех зданиях двери на путях эвакуации открываются по направлению выхода из здания. По условиям эвакуации ширина коридоров и высота проходов на пути эвакуации принята не менее указанных в п.6.27 СНиП 21-01-97*; п.5.1 6.10,6.11 СНиП 31-03-2001. Ширина наружных дверей принята не менее 1,1 м.

6.5 Обоснование противопожарных разрывов между зданиями и сооружениями

Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями приняты из расчета нераспространения пожара согласно п.3.32 СНиП 11-89-80* и п.4.2.67 ПУЭ.

Проектом предусматриваются огнестойкие перегородки между автотрансформаторами, так как расстояние между ними менее 70 метров.

Расстояния между токоведущими частями ОРУ 220,110 кВ, зданиями и сооружениями соответствуют требованиям п.4.2.64 ПУЭ.

6.6 Перечень помещений, зданий и сооружений, оборудованных автоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализацией

Согласно НПБ 110-99 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», проектом предусмотрена автоматическая установка водяного пожаротушения трансформаторов и кабельных помещений на ГЩУ распыленной водой.

6.7 Система противопожарного водоснабжения

Источником водоснабжения подстанции служат артезианские скважины (одна рабочая, другая резервная). Проектный дебит скважин 25 м3/час, что гарантирует заполнение пожарных резервуаров в течение 24 часов.

Противопожарное водоснабжение осуществляется из двух существующих противопожарных резервуаров запаса воды, объемом 150 м3 каждый , с насосами типа Д 500-65 (один рабочий, второй резервный), установленными в насосной пожаротушения.

На подстанции проложен кольцевой противопожарный водопровод с установкой пожарных гидрантов в колодцах.

Пожаротушение кабельных помещений на ГЩУ и автотрансформаторов выполняется автоматически.

Наружное пожаротушение зданий - от пожарных гидрантов, согласно СНиП 2.04.02-84*, из расчета 10 л/с в течение 3 ч.

Для поддержания постоянного давления в противопожарном водопроводе, при отключенных насосах, предусматривается постоянная подпитка его от хозпитьевого водопровода. Давление водопровода поддерживается от водонапорной башни. При пожаре башня отключается от сети с помощью обратного клапана.

6.8 Определение необходимого расхода воды для автоматического пожаротушения автотрансформаторов

Автоматическому пожаротушению подлежат каждая фаза трансформатора и реактора. Расчет расхода воды ведется для фазы АТ.

Автоматическое пожаротушение автотрансформаторов типа АТДЦТН - 250000/220/110.

Защищаемая площадь составляет:

-автотрансформатора - 178,6 м2,

- бака - 27.8 м2,

- маслоприемника - 193,6м2.

Расчет пожарного запаса:

1. Интенсивность орошения трансформатора принята 0.2 л/с м2,

2. Расчетный расход воды составляет

Q=Fх0,2 л/с

Q=(178,6+27.8) хО.2+( 193,6хО.2)=79,91л/с

К установке принимаем оросители ОПДР с расходом воды 3,2 л/с

3. Необходимое количество оросителей

N=Q/3,2=79,91/ 3,2=24,97 шт,

По конструктивным соображениям принимаем 35 шт. оросительных головок ОПДР - 15

Фактический расход воды составляет:

Q=36х3,2=115,2 л/с.

Минимальный расчетный запас воды в противопожарных резервуарах для автоматического пожаротушения трансформаторов складывается из объема воды на тушение трансформатора за 30 минут и 25 % от наружного пожаротушения (от пожарных гидрантов) в течение З-х часов.

W= (115,2х60х30)/1000 +(10х3600х3х0,25)/1000=234,36 м?

Принятый объем резервуаров противопожарного запаса воды (2х150м3) обеспечивает пожаротушение автотрансформаторов. Гидравлическую схему автоматической установки автоматического пожаротушения. (АУВП)

6.9 Определение необходимого расхода воды для автоматического пожаротушения кабельного помещения в ОПУ

Защищаемая площадь наибольшего отсека кабельного этажа составляет 252 м?. Интенсивность орошения, согласно ВСН 47-85, равна 0,142 л/с на м?.

Расход на один ороситель 1,7 л/с.

Количество оросителей марки ДВ-1.

(252х0,142)/1,7 = 21,05 шт.

В натуре по конструктивным соображениям с учетом орошения мест прохода кабелей в отсеке смонтировано 42 оросителя.

Потребное количество воды, необходимое для автоматического пожаротушения кабельного помещения, составляет: 42х1,7=71,4 л/с.

Расчет пожарного запаса воды.

Запас воды в резервуаре рассчитан на 30 мин работы автоматической установки. Потребное количество воды составляет:

(71,4х60х30)/1000 = 128,52 м?.

Внутреннее пожаротушение согласно СНиП 2.04.02-84*, табл.7, принято 2х2,5 л/с.

(5х3600х3) / 1000 = 54м?

Потребное количество воды на наружное пожаротушение из пожарных гидрантов составляет при условии расхода воды на пожаротушение 10 л/с в течение 3 часов.

(10х3600х3) / 1000 = 108 м?.

Общий расчетный пожарный запас воды на пожаротушение составляет: 128,52+54+108 = 290,52 м?.

Принятый объем резервуаров противопожарного запаса воды 2 х 150 м? обеспечивает пожаротушение.

6.10 Система автоматического управления (САУ) установкой водяного пожаротушения (УВП)

САУ установки водяного пожаротушения обеспечивает:

- автоматическое обнаружение пожара в кабельном полуэтаже ОПУ;

- автоматическое управление насосной станцией пожаротушения, запорно-пусковыми устройствами, вентилями;

- сигнализацию состояния и работы установки водяного пожаротушения.

6.11 Автоматическая пожарная сигнализация (АПС)

В качестве датчиков обнаружения пожара в кабельном помещении ОПУ используются комбинированные пожарные извещатели, реагирующие на дым и тепло, типа ИП 212-5МЗ (ДИП-ЗМЗ).

В качестве приемного устройства предусматривается пульт пожарной сигнализации типа ППК-2.

Рабочее электропитание переменным током приемного устройства ППК-2 предусматривается от системы гарантированного электропитания UPS.

Устройство Ш1К-2 размещается в проходной подстанции.

Пуск УВП предусматривается при действии защит от внутренних повреждений автотрансформаторов (газовой защиты и дифференциальной)

6.12 Управление насосной станцией пожаротушения

Схема управления пожарными насосами обеспечивает:

1. Запуск рабочего насоса при получении сигнала от общего устройства автоматического управления УВП;

2. запуск резервного насоса в случае отказа рабочего насоса;

3. остановку насоса при нажатии кнопки управления объекта пожаротушения;

4. остановку насоса через 10 мин. работы АУП (автоматическая установка пожаротушения);

5. пуск и остановку (опорожнение) каждого пожарного насоса насосной станции;

6. сигнализацию запуска пожарного насоса. (по положению выключателей электрических двигателей) и появления давления в распределительных трубопроводах;

7. контроль питания двигателей насосов и их схем управления;

8. сигнализацию неисправного состояния, аварийного отключения насосных агрегатов;

9. дистанционное управление пожарными насосами из ОПУ;

Панели собственных нужд для управления пожарными насосами устанавливаются на щите собственных нужд в ОПУ N- 1.

Для поддержания заданного уровня воды в пожарных резервуарах предусмотрена автоматика, действующая на запуск насоса артскважины.

Поверхность площадки склада спланирована с уклоном к сборному приямку, из которого предусмотрен выпуск в колодец с шибером.

6.13 Система удаления масла

Согласно «Норм технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750кВ" N213865TM-Tl для предотвращения растекания масла и распространения пожара при аварии автотрансформаторов выполнены маслоприемники, маслоотводы, маслосборник.

Диаметр маслопроводов выбран из расчета отвода 50% масла и полного количества воды от автоматической установки пожаротушения за 15 минут.

6.14 Водомаслоотведение

Водоудаление из кабельного этажа здании на ГЩУ.

При автоматическом пожаротушении кабельного этажа сброс воды в объеме 128,52 м3 предусмотрен через приемные колодцы в сеть маслоотводов.

Водомаслоотведение от автотрансформаторов.

Объем маслосборника предусмотрен из условий размещения в нем объема 80% воды при работе АУП в течение 30 минут и полного объема масла в трансформаторе.

На подстанции объем водомаслоотведения от трансформатора больше, поэтому приводится расчет объема водомаслоотведения только от АТ.

(115.2 х 30 х 60/1000) х 0.8 + 68/0.895 = 241,866 (м?)

Водомаслоудаление предусматривается в маслосборник бъемом 250 м3.



7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

Задачей охраны окружающей среды при проектировании ПС 220 кВ «Пашная» является осуществление комплекса текущих решений по рациональному использованию природных ресурсов и мероприятий по предотвращению отрицательного воздействия проектируемого объекта на окружающую природную среду.

В работе рассмотрены следующие вопросы:

а) выявление производственных факторов, влияющих на природную среду;

б) разработка мероприятий, снижающих негативные последствия эксплуатации подстанции;

в) обеспечение нормальных санитарно-гигиенических условий работы персонала;

г) определение стоимости мероприятий по охране окружающей среды.

Состав и содержание данного раздела соответствует требованиям, изложенным в "Указаниях к экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности в прединвестиционной и проектной документации", СНиП 11-01-95 и в Пособии к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации "Охрана окружающей среды".

Общая стоимость объектов и работ, связанных с охраной окружающей среды (охрана атмосферы, водоемов и земельных участков) ориентировочно составляет 82684,66 тыс. руб. (в ценах 2010 года).

7.1 Общая характеристика рассматриваемого объекта

Проектируемая подстанция 220кВ расположена юго-восточнее г. Липецка и входит в зону обслуживания Верхне-Донского ПМЭС.

Подстанция к настоящему времени находится на стадии проектирования.

Подстанция 220 кВ «Пашная» планируется для электроснабжения потребителей особой экономической зоны Липецкой области.

На подстанции планируется установить два автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110 кВ, с суммарным объемом охлаждающего трансформаторного масла 70 т. В ОРУ 220 кВ и КРУЭ-110кВ планируется установить элегазовые выключатели.

В настоящем проекте предусмотрены следующий объем работ, связанный с охраной окружающей среды:

- сооружение маслоприемников и маслозборника объемом 250м?;

- устройство заземляющего контура подстанции;

- установка закрытых аккумуляторных батарей;

- строительство очистных сооружений ливневых сточных вод;

- строительство очистных сооружений «Биокомпакт» для очистки

сточных канализационных вод промзоны и жилпоселка производительностью 50 и 100 м3/сут;

благоустройство прилегающей территории проектируемых зданийи сооружений путем посадки кустарников и устройство газонов;

7.2 Краткая характеристика физико-географических и климатических условий района

Климат района расположения подстанции и промплощадки умеренно континентальный. Важной особенностью климата является влияние Атлантики, которая оказывает смягчающее действие на климат территории. Средняя годовая температура составляет 5 °С.

Ветровой режим территории, зависящий от общей циркуляции атмосферы, характеризуется преобладанием западных и юго-западных ветров. Наибольшие скорости ветра, вызванные усиленной циклонической деятельностью, отмечаются преимущественно в холодную половину года.

На обследованной территории наблюдаются все виды гололедно-изморозных отложений. Среднее годовое количество дней с гололедом равно 19, с изморозью -21. Кроме того, ранней весной и поздней осенью, а иногда и зимой, наблюдается мокрый снег, который налипает на провода.

Для климатической характеристики были использованы многолетние наблюдения метеорологической станции, расположенной в г. Липецке.

Подземные воды до глубины 3,0 -- 4,0 метра не вскрыты. Суглинистые грунты находятся во влажном состоянии, не обводнены.

Контроль за состоянием воздушного бассейна осуществляется комплексной лабораторией мониторинга окружающей среды ЦГО "Госкомгидро-мета" на стационарных постах контроля атмосферного воздуха.

7.3 Расчет выброса загрязняющих веществ от элегазового оборудования

На открытых распредустройствах в ОРУ 220кВ будут установлены элегазовые выключатели. В ОРУ 220 кВ устанавливаются выключатели типа РХТ-17 в количестве 7 шт. В КРУЭ 110 кВ устанавливаются выключатели типа ВГТ-220 в количестве 11шт. В выключателях находится 140 кг и 170 кг элегаза. Утечка элегаза составляет 1% в год. Исходя из вышеприведенных данных, в атмосферу будет выбрасываться соответственно 1,4 и 1,7 кг элегаза в год

7.4 Расчет выброса загрязняющих веществ от аккумуляторной

В ходе реконструкции подстанции в ОПУ производят замену существующих аккумуляторных батарей на аккумуляторные батареи типа 40 Рг8-300 фирмы «Наwkеr». Данные аккумуляторы снабжены лабиринтными вентиляционными пробками, задерживающими аэрозоль серной кислоты до 98%, вследствие чего предотвращается вынос серной кислоты в окружающую среду. Принимаем, что выделение серной кислоты равно нулю

7.5 Охрана атмосферного воздуха от выделений продуктов разложения элегаза

Устанавливаемые на подстанции элегазовые выключатели могут быть источниками загрязнений окружающей среды элегазом и продуктами разложения элегаза.По степени воздействия на организм человека элегаз относится к четвертому классу опасности. Для элегаза величина ОБУВ составляет 20 мг/м3. Эта величина не связана с токсичностью, а представляет собой общий установленный предел для всех нетоксичных, безвредных газов, которые отсутствуют в атмосфере и являются относительно стабильными. Чистый элегаз (гексафторид серы --SF6) не имеет цвета, запаха и вкуса. Это пожаробезопасный и инертный при комнатной температуре газ. Чистый элегаз нетоксичен и биологически инертен. Элегаз примерно в 5 раз тяжелее воздуха и, будучи выпущенным в атмосферу в значительных количествах, имеет тенденцию к накоплению в низко расположенных зонах. По истечению промежутка времени, зависящего от величины потока воздуха, элегаз диффузирует в окружающую атмосферу. По окончании процесса диффузии смесь элегаза и воздуха вновь не разделяется.

Незначительное количества элегаза, способное вытечь в атмосферу, не нарушает целостность озонового слоя и оказывает пренебрежимо малое воздействие на парниковый эффект.

Элегаз может попасть в атмосферу в результате утечки или аварии (маловероятная разгерметизация). Оборудование, содержащее элегаз, спроектировано, произведено и испытано с целью минимизировать возможную утечку.

В нормальных эксплуатационных условиях потеря элегаза крайне мала. Допускаемая утечка элегаза нормируется величиной 1% в год от общей массы элегаза. Реально же достигается скорость утечки менее 0,1% в год. Для ограничения утечки элегаза, на случай аварии элементы элегазово-го оборудования разделены на герметичные, изолированные друг от друга полости.

Продукты разложения элегаза

Когда элегаз подвергается воздействию электрической дуги в дугогасительном устройстве, выделение тепла вызывает разложение газа на потенциально токсичные вещества в виде газа и белого (желтовато-коричневого) и серого порошка. Наиболее часто встречающиеся продукты разложения элегаза -SОF2, SО2, НF, а также в совсем небольших количествах образуются СF4,SF4,SО2F2- Продукты разложения элегаза могут вызвать раздражение кожи, глаз и слизистых оболочек дыхательного тракта. По степени воздействия на организм человека продукты разложения элегаза относятся ко второму и третьему классу, т.е. высокоопасным веществам.

Количество выделенных веществ зависит от интенсивности и длительности электрической дуги. Их концентрация внутри оборудования не имеет никакого значения для персонала, особенно при присутствии в выключателях адсорбентов.

Во влажном воздухе вредные продукты разложения приобретают характерный запах протухших яиц. Влажность и концентрация продуктов разложения элегаза внутри оборудования снижается за счет применения адсорбентов, таких как алюминий, каустическая сода и молекулярные фильтры. Для предотвращения попадания в воздух продуктов разложения элегаза, который образуется в выключателе при разрядных процессах, в выключателях установлены фильтры - поглотители. Они поглощают газообразные кислотные продукты очень эффективно и практически необратимо. К тому же общее количество элегаза, вступающее в необратимые реакции не превышают 3% от первоначальной массы элегаза и в значительной степени определяется количеством влаги в объеме элемента, которое в элементах ячеек контролируется.

Работы по подготовке к вскрытию элементов и ремонтные работы на элементах, загрязненных продуктами разложения элегаза производится после откачки элегаза из элементов.

Откачку элегаза из элемента, загрязненного продуктами разложения элегаза производится при помощи вакуумно-компрессорной установки, снабженной фильтрами-поглотителями и механическими фильтрами (на отсасывающей стороне) для поглощения газообразных и твердых продуктов разложения элегаза. Откачка загрязненного элегаза производится в запасной резервуар через герметическую емкость, заполненную нейтрализующим раствором КаОН, КОН, №28О4. Удаление продуктов разложения адсорбентом в раствор щелочей, таких как гидроксид кальция (известь) с образованием безопасных сульфата кальция или фторида кальция, более известных как гипс и плавиковый шпат.

Длительный опыт использования элегаза в коммутационном оборудовании продемонстрировал отсутствие проблем при его использовании, при условии соблюдения определенных процедур и элементарных мер предосторожности.

Элегаз и продукты его разложения не приносят вреда и не вызывают заболеваний при соблюдении правил техники безопасности при работе с элегазом. Работы по подготовке к вскрытию оборудования с элегазом должны производиться с применением индивидуальных средств защиты.

7.6 Влияние напряженности электрического поля на окружающую среду и защита биообъектов от воздействия на них электрического поля

При систематическом воздействии уровнями, превышающими ПДУ, электрическое поле может вызвать изменения функционального состояния нервной, сердечно- сосудистой и эндокринной систем, а также некоторых обменных процессов, иммунологической реактивности организма и его воспроизводительной функции.

В связи с этим возникает необходимость в разработке мер по ограничению напряженности электрического поля до значений, допустимых для людей, животных и растений.

При напряженности электрического поля выше 1 кВ/м должны быть приняты меры по исключению воздействия на человека ощутимых электрических разрядов и токов стекания. Эти нормы не распространяются на персонал, обслуживающий подстанцию и ВЛ и производящий на территории подстанции ремонтно-эксплуатационные работы.

Защита персонала по обслуживанию подстанций и линий электропередач от нежелательных воздействий электромагнитных полей на территории подстанции и в полосе прохождения линий электропередачи (подходы к ПС) производится согласно «Руководящим указаниям по защите обслуживающего персонала»,«Санитарным нормам и правилам защиты населения от воздействия электрического поля», а также ГОСТом 12.1.013.-78.

Предельно-допустимые уровни (ПДУ) напряженности электрического поля для персонала, обслуживающего подстанции и линии электропередач, длительно и регулярно находящегося под воздействием электрического поля, устанавливается согласно ГОСТ 12.1.002-84. При этом исходят из того, что в течение всего трудового стажа человека, работающего под воздействием электрического поля с допустимой продолжительностью, это воздействие не приводило бы к травмам, заболеванию или каким либо отклонениям в состоянии его здоровья, а также не имело нежелательных последствий для его потомства. Допускается работа персонала без применения средств защиты и без ограничения по времени в течение всего рабочего дня (8 час) в электрическом поле напряженностью до 5 кВ/м включительно(пороговое значение). На подстанциях на рабочих местах, где напряженность поля выше 5 кВ/м, ограничивается время пребывания персонала, организуются устройства защитных экранов.