Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В представленной работе выполнена система электроснабжения сельскохозяйственного района. Тема проекта была выбрана в связи с принятием государственной программы развития сельского хозяйства и регулирования рынков сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия на годы в рамках федерального закона «О развитии сельского хозяйства». Основными задачами программы являются:

- повышение конкурентоспособности российской сельскохозяйственной продукции на основе финансовой устойчивости и модернизации сельского хозяйства;

- улучшение общих условий функционирования сельского хозяйства;

-обеспечение ускоренного развития приоритетных подотраслей сельского хозяйства;

-повышение финансовой устойчивости сельского хозяйства;

-совершенствование механизмов регулирования рынка сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия.

-устойчивое развитие сельских территорий, повышение занятости и уровня жизни сельского населения.

Вследствие расширения сельскохозяйственных угодий, расширения объемов производства сельскохозяйственной продукции, привлечения населения на новые территории возникает необходимость в строительстве новых подстанций.

Для электроснабжения сельскохозяйственного района была выбрана подстанция 110/10,5 кВ.

Используя справочные данные по расчётам нагрузок коммунально-бытовых, промышленных потребителей, осветительных нагрузок, выбрано необходимое количество и мощность комплектных трансформаторных подстанций, трансформаторов главной понизительной подстанции, проведен расчёт элементов системы электроснабжения. Выбрана и проверена коммутационно-защитная аппаратура, сечения и марки проводов линий электропередач.

В выпускной работе также представлены разделы экономики и безопасности жизнедеятельности, где рассматривается стоимость производства электромонтажных работ, вопросы охраны труда работников, безопасные методы производства электромонтажных работ. Все элементы системы электроснабжения района соответствуют требованиям электробезопасности.

В процессе разработки дипломного проекта широко использовалась ПЭВМ, и, поскольку, реальные объёмы вычислений значительно превышают те, что отражены в данной пояснительной записке, некоторые числовые значения и утверждения могут появиться без расчётов.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся к III категории надежности электроснабжения.

Электроснабжение района осуществляется от проходной подстанции 110/10 кВ. Потребительские ТП питаются по четырем воздушным линиям.

Величина тока короткого замыкания на шинах 110 кВ в режиме максимума энергосистемы составляет 2,12 кА, в режиме минимума 1,83 кА.

Согласно метеорологическим расчетам и данным район климатических условий по гололеду принят 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/с).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм.

Расчетный напор ветра на высоте до 15 м, даН/м2;

максимальный 41;

при гололеде 11.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 166 см.

Грунтовые воды по площадке ПС выявлены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха………. 0С;

Максимальная +36;

минимальная -51;

среднегодовая +1 ,4;

средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Число грозовых часов в году 21 - 41.



2. Расчет СИЛОВЫХ НАГРУЗОК РАЙОНА

силовой трансформатор ток нагрузка

2.1 Определение расчетных нагрузок

Расчет нагрузок сетей 0,38-10 кВ производится согласно методике, приведенной в [1].

Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.

Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:

, кВт (2.1)

, кВт (2.2)

где , - коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл.2 [2]);

kо - коэффициент одновременности (табл. 3 [2]);

Pд.i, Pв.i - соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки i-го потребителя, кВт.

Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке Pнб долей меньших нагрузок ?Pi:

, кВт.

Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Пролетарский.

В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.

Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.

Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].

Таблица 2.1 - Электропотребители рассматриваемого населенного пункта

№ п/п	Наименование потребителей и их характеристика	Дневной максимум РД, кВт	Вечерний максимум РВ, кВт	сos?в	Шифр нагрузки по РД 34.20.178
1	Жилой дом	1.5	4	0,95	607
2	Магазин продовольственный	10	10	0,89	551
3	Дом культуры на 150-200 мест	5	14	0,86	525
4	Общеобразовательная школа на 320 учащихся	20	40	0,89	503
5	Детские ясли	4	3	0,8	356
6	Больница на 50 коек	50	10	0,8	534
7	Хлебопекарня	5	5	0,78	379
8	Котельная	15	15	0,81	110
9	Спальный корпус школы-интерната на 50 мест	5	10	0,8	508
10	Административное здание	15	8	0,85	518

Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.

Группа 1 - бытовая.

Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 2 - общественно-коммунальная.

Состав группы: магазин, дом культуры, школа, интернат, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 3 - производственная.

Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт).

Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем нагрузку на шинах ТП без учета освещения наружного:

(кВт);

(кВт).

Расчетная мощность ТП определяется по максимуму нагрузки вечернему, так как он больший.

Рассчитаем нагрузку уличного освещения.

Расчетн. нагрузка уличного осв. определяется по следующей формуле:

, кВт, (2.3)

где Pул.осв. - нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. - удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м Руд.ул. = 5,5 Вт/м [2];

lул. - общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м);

Подставляя числовые значения, получаем:

(кВт).

Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:

(кВт).

Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:

кВ·А, (2.4)

где . - средневзвешенный коэффициент мощности.

Принимаем - для смешанной нагрузки.

Тогда полная расчетная мощность ТП равна:

(кВ·А).

Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично.

Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в приложении А.

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВ·А.

2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции

Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв Pp. за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.

Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:

кВт (2.5)

где - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Суммарная расчетная активная мощность равна:



Принимаем cos? = 0,83 для смешанной нагрузки.

Результаты расчета представлены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Суточные нагрузки для летнего и зимнего периода

T, ч	Летний период	Зимний период
	Рi, кВт	Рi, кВт
1	2162	2594,4
2	2162	2594,4
3	2378,2	2594,4
4	2162	2594,4
5	2594,4	2810,6
6	3026,8	3026,8
7	3459,2	3243
8	3459,2	3891,6
9	3891,6	4107,8
10	4324	4107,8
11	4107,8	3891,6
12	4107,8	3675,4
13	3891,6	3675,4
14	3891,6	3675,4
15	4107,8	3675,4
16	4107,8	3891,6
17	4107,8	3891,6
18	4107,8	4324
19	3675,4	4107,8
20	3459,2	3891,6
21	3243	3675,4
22	3243	3026,8
23	2810,6	3026,8
24	2594,4	2594,4

По данным таблицы 2.2 построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рис.2.1, 2.2).



Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок для летнего периода

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузок для зимнего периода

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:



, ч (2.6)

где и - продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.

Результаты расчётов сведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Продолжительность действия нагрузки

Ступень графика	Мощность ступени Рi, кВт	Продолжительность действия нагрузки ti, ч
Р1	4324	365
Р2	4107,8	1590
Р3	3819,6	1495
Р4	3675,4	1165
Р5	3459,2	495
Р6	3243	530
Р7	3026,8	765
Р8	2810,6	365
Р9	2594,4	1330
Р10	2378,2	165
Р11	2162	495

Годовой график нагрузки представлен на рис.2.3.

Рисунок 2.3 - Годовой график нагрузки



2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

Потребляемая электроэнергия за год:

, МВт·ч (2.7)

где Pi - мощность i-ой ступени графика, МВт;

ti - продолжительность ступени, ч.

= 4,32·365+4,2·1590+3,8·1495+3,7·1165+3,46·495+3,24·530+3,03·765+

+2,81·365+2,59·1130+2,38·165+2,16·495=29787,415 (МВт·ч).

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч;

(ч).

Время наибольших потерь:

, ч;

(ч).

2.4 Выбор трансформаторов 10/0,4 кВ

Согласно ПУЭ для питания электроприемников III категории достаточного одного источника электропитания, для потребителей II категории необходимо два источника питания.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

, кВ·А, (2.8)

где К3 - принимаемый коэффициент загрузки трансформатора; выбираем К3 = 0,8 -- для потребителей III категории; К3 = 0,7 -- для потребителей II категории.

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора.

Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки:

Мощность одного трансформатора:

(кВ·А).

Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-160/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично.

2.5 Выбор ЛЭП 0,4 кВ

Питание жилых домов и мастерской осуществим по воздушной линии по магистральной схеме. От КТП отходит три магистрали.

Провода выбирраем:

1. По экономической плотности тока:

, мм2, (2.9)

где JЭК - экономическая плотность тока, для Тmax = 2500, ч JЭК = 1,6, А/мм2.

2. По длительному допустимому току:

IР < Iдоп, (2.10)

где Iдоп - длительно допустимый ток, А; IР - расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника;

3. По потере напряжения:

?U% = <10%. (2.11)

где Ro, Xo - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

l - длина линии, км;

- угол сдвига между напряжением и током в линии.

? линии = arctg(Qлинии/Pлинии).

Рассмотрим выбор проводов на примере ВЛ в п. Левковская

, А,

(А).

(мм2).

В соответствии с ПУЭ п. 2.4.14 при стенке гололеда 15 мм сечение несущей жилы из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм2 по магистрали и не менее 16 мм2 на ответвлениях к вводам.

Выбираем провод СИП-2А 4х35+1х50 для магистрали и СИП-2А 2х16 для ответвлений к вводам.

Проверка по нагреву расчетным током:

35 А<140 А.

Проверка на потерю напряжения:

.

На ЛЭП применяем деревянные опоры и линейную арматуру ЗАО «МЗВА».

2.6 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

Расчет произведем для самого удаленного потребителя.

Рисунок 2.5 - Схема замещения 0,4 кВ

Система С: UНН = 0,4 кВ.

Трансформатор Т: Sн.тр=63 кВА; Uк=4,5%; ?Рк=1,28 кВт.

Линия W1: r0 = 0,868 мОм/м; х0 = 0,088 мОм/м; L=320 м.

Линия W2: r0 = 1,91 мОм/м; х0 = 0,095 мОм/м; L=12 м.

Выключатель QF1: Iн=100 А.

Выключатель QF2: Iн=50 А.

Сопротивление питающей системы равно:

, мОм;

(мОм).

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

, мОм;

(мОм).

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

, мОм;

(мОм).

Сопротивления ВЛ:

RW1 = 0,868 · 320 = 277,76 мОм;

XW1 = 0,088 · 320 = 28,16 мОм;

RW2 = 1,91 · 12 = 22,92 мОм;

XW2 = 0,095 · 12 = 1,14 мОм.

Сопротивления контактов:

RК1 = 0,056 мОм;

RК2 = 0,85 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей:

RQF1 =2,15 мОм;

XQF1 =1,2 мОм;

RQF2 = 7 мОм;

XQF2 =4,5 мОм.

Суммарное сопротивление до точек К3:

R?К1 = Rтр+RQF1+RК1 =51,6+2,15+0,056 =53,806 мОм;

X?К1 =XC+Xтр+XQF1 = 3,37+101,97+1,2 = 106,54 мОм;

R?К2 = R?К1+RQF2+RW1 + RW2+RК2 = 53,806+7+277,76+22,92 = 361,48 мОм;

X?К2 =X?К1+XQF2 +XW1+XW2 = 106,54 + 4,5 + 28,16 + 1,14 = 140,34 мОм.

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

Напряжение в стволе дуги:

Uд = ЕД·l, В.

Сопротивление дуги равно:



Ток КЗ с учетом сопротивления дуги:

, кА.

Ударный ток определяется по выражению:

, кА, (2.12)

Где Куд - ударный коэффициент.

'

(2.13)

Где - частота сети.

(кА),

(кА).

Для трансформатора мощностью Sн = 6300 кВ·А расстояние между фазами проводников 60 мм.

UдК1 = 1,6 ·60 = 96 (В);

UдК2 = 1,6 ·4·2,4 = 15,36 (В);

(мОм);

(мОм);

(кА);

(кА).

Найдем ударный ток КЗ:

(с);

(с);

;

;

iудК1 = 1,41 • 1,94 • 1,2 =3,28 (кА);

iудК2 = 1,41 • 0,596 • 1 =0,84 (кА).

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

, кА, (2.14)

где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а такжепереходных контактов точки однофазного КЗ;

Zп - полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.



, мОм, (2.15)

Где XT1, XT2, RT1, RT2 - соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

XT0, RT0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

Zп = Zп-ф-0уд·L, мОм, (2.16)

Где Zп-ф-0уд - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

L - длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

ZП = 1,8 · 320 + 3,7 · 12 = 620,4 (мОм);

(кА).

2.7 Выбор автоматических выключателей

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

.

2. По номинальному току:

.

3. По отстройке от пиковых токов:

,

Где Ico - ток срабатывания отсечки;

Кн - коэффициент надежности;

Iпик - пиковый ток.

4. По условию защиты от перегрузки:

.

5.По времени срабатывания:

, (2.17)

Где - собственное время отключения выключателя;

?t - ступень селективности.

6. По условию стойкости к токам КЗ:

, (2.18)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

7. По условию чувствительности:

, (2.19)

Где Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5.

На отходящей линии к Iр = 35 А в КТП выбираем выключатель марки

ВА-СЭЩ TS100 с электронным расцепителем ETS:

Iн.в. = 100, А; Iрасц = 80 А; Iсо = 11·Iрасц = 880 А; Iмтз = 1,5·Iрасц = 120А;

Iперегр =0,6·Iрасц = 48 А; ПКС=50кА.

1) 660 В > 380 В;

2) Iн.в. =100А>Iр = 35 А;

3) Кн·Iпик = 2·35 = 70 А, Iмтз = 120 А>70 А;

4) 1,3·35= 45,5 А, Iперегр = 48 А<45,5 А;

5) tмтз = 0,1 с

6) ПКС=50 кА>iуд = 3,28 кА;

7).

Вводной выключатель автоматический выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.

(А).

Выбираем автоматический выключатель ВА-СЭЩ TS160 с электронным расцепителем ETS:

Iн.в. = 160 А; Iрасц = 160 А; Iсо = 11·Iрасц = 1760 А; Iмтз = 3·Iрасц = 480А;

Iперегр 0,8·Iрасц = 128 А; ПКС=50кА.

1) 660 В > 380 В;

2) Iн.в. =160 А>Iн = 128 А;

3) Кн·Iпик = 3·128 = 384 А, Iмтз =480 А>384 А ;

4) Iперегр = 128 =А=128 А

5) tмтз = 0,3 с

6) ПКС=50 кА>iуд = 3,28 кА

7) .

2.8 Расчет ЛЭП 10 кВ

Выбор проводов ВЛ - 10 кВ проводим аналогично п. 2.5, но согласно ПУЭ п. 2.5.77 минимальное сечение провода из термообработанного алюминия 50 мм2. Выбор и расчет проводов ВЛ сведен в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Выбор проводов ВЛ - 10 кВ

ВЛ	Sрасч, кВ А	Iрасч, А	Iдоп, А	L, км	Марка провода	r0, Ом/км	U,%
Марьино	1601,2	92,55	245	24,6	СИП-3 1х70	0,49	4,16
Явенга	1682,1	97,23	245	30,6	СИП-3 1х70	0,49	5,44
Вожегодский	1168,6	67,55	245	6,2	СИП-3 1х50	0,72	11,73
Отрадное	658,9	43,87	245	12,3	СИП-3 1х50	0,72	1,92

ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные - стеклянные.



3. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 110/10,5

3.1. Расчет мощности трансформаторов собственных нужд

Расчетная нагрузка собственных нужд принимается равной:

Рр = Ко • Рн , кВт; (3.1)

квар (3.2)

где Ко - коэффициент одновременности.

tg ? - соответствует cos ? данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

, кВ·А.

Расчетный ток для групп электроприемников находится следующим образом:

А (3.3)

Где Uном - номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 3.1.



Таблица 3.1 - Расчет нагрузок С Н.

№	Наименование потребителя	Кол-во, шт	Pном, кВт	КО	cos?	Рр, кВт	Sр, кВ·А	Iр, А
1	Приводы РПН силового трансформатора	2	1,2	0,4	0,7	0,48	0,69	1,04
2	Обогрев привода РПН силового трансформатора	2	1	0,11	0,95	0,11	0,12	0,18
3	Охлаждение трансформаторов	2	3,5	0,8	0,7	2,8	4	6,08
4	Приводы разъединителей 110 кВ	8	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
5	Обогрев приводов разъединителей 110 кВ	8	0,38	0,11	0,95	0,04	0,04	0,07
6	Обогрев приводов выключателей110 кВ	2	1,5	0,11	0,95	0,17	0,17	0,26
7	Приводы выключателей 110 кВ	2	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
8	Обогрев КРУН-10 кВ	41	1,3	0,11	0,95	0,14	0,15	0,23
9	Освещение КРУН-10 кВ	41	0,1	0,7	0,95	0,07	0,07	0,11
10	Приводы выключателей 10 кВ	38	0,3	0,3	0,7	0,09	0,13	0,2
11	Аварийное освещение	41	0,06	1	0,95	0,06	0,06	0,1
12	Наружное освещение	4	1,2	0,5	0,95	0,6	0,63	0,96
13	Питание ШУОТ	1	17	0,8	0,8	13,6	17	25,86
14	Аппаратура связи и телемеханики	1	3,5	1	0,95	3,5	3,68	5,6
15	Охранно-пожарная сигнализация	2	0,03	1	0,9	0,03	0,03	0,05
16	Освещение здания ОПУ	6	1	0,7	0,95	0,7	0,74	1,12
17	Обогрев здания ОПУ	2	36,6	0,11	0,95	4,03	4,24	6,45
18	Вентиляция	2	0,18	0,5	0,8	0,09	0,11	0,17
19	Панель ввода питания	1	4	0,8	0,8	3,2	4	6,08
	Итого:					30,01	36,3	55,22

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Согласно [5], на всех подстанциях необходимо устанавливать не меньше двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов определяется следующим образом:

(3.4)



где - номинальная мощность трансформатора;

(кВ·А).

Выбираем два трансформатора ТМГ - 40/10/0,4.

3.3 Расчет мощности трансформаторов 110/10,5 кВ

При определении расчетной мощности ПС следует учитывать мощность ТСН, которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 6 - 10 лет (к10 = 1,25). Тогда полная расчетная мощность ПС составит:

Sрасч ПС = (Sрасч + SСН)·К10, МВ•А, (3.5)

где Sрасч = Sнн.

Мощность ПС собственных нужд Sсн =30 кВ·А.

Полная расчётная мощность ПС будет равна

Sрасч.п/с = (5,21+0,03) 1,25=6,56 (МВ•А).

Рассмотрим два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов.

Для двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора:

МВ·А; (3.6)

(МВ·А).

1) 2 ТМН-6300/110/10,5;

2) 2 ТДН-10000/110/10,5.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:

(3.7)

1);

2) .

Проверяем возможность работы в аварийном режиме.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

.

Технические данные трансф-ров приведены в таблице 3.2.

Табл. 3.2 - Технические данные трансф-ров

Тип трансформатора	UВН, кВ	UНН, кВ	uк, %	Рк, кВт	Рх, кВт	I х, %	Цена, тыс.руб.
ТМН-6300/110/10,5	110	10	10,5	44	11,5	0,8	3500
ТДН-10000/110/10,5	110	10	10,5	60	14	0,7	6000

3.2 Расчет допустимых систематических и аварийных перегрузок силовых трансформаторов

Осуществим выбор номинальной мощности силовых трансформаторов по суточному графику нагрузок (рис. 3.1), полученному на основе суточного графика нагрузок для зимнего периода (рис. 2.4).



Рисунок 3.1 - Суточный график нагрузки

Для подсчёта допустимой систематической нагрузки действительный графикпреобразуем в эквивалентный двухступенчатый график.

Предполагая, что мощность трансформатора неизвестна, для преобразования графика используем приближённый подход. Найдём среднюю нагрузку из суточного графика по формуле:

, кВ·А;

На исходном графике нагрузки трансформатора выделим пиковую часть из условия Sпик Sср и проведём линию номинальной мощности трансформатора Sном , она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1. Выделим на графике участок перегрузки продолжительностью h?.

Оставшуюся часть графика с меньшей нагрузкой разбиваем на т интервалов tj, а затем определяем значения S1, S2, Sm.

Рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К1 эквивалентного графика по формуле



(3.8)

где Sн1 - начальная нагрузка, МВА;

S1, S2 , …, Sm - значения нагрузки в интервалах t1, t2, …, tm.

K1=0,82

Участок перегрузки h' на исходном графике нагрузки разбиваем на р интервалов hp в каждом интервале, а затем определим значения , , .

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки в интервале h =h1+ h2 +…+ hр по формуле

(3.9)

1,13

Полученное значение сравниваем с =1,26 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: 0,9= 1,13. Принимаем = 1,13 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

, ч (3.10)

Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140 0С, наибольшая температура масла в верхних слоях +95 0С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +108 0С [6].

По полученным значениям К1 = 0,82 и h = 14,00 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -11,40 0С по 6, П.I определяем допустимое значение перегрузки = 1,36. Трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, т.к. = 1,13.

Номинальная мощность силового трансформатора находим следующим образом:

. (3.11)

1719 кВ•А.

Принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 трансформаторы с ном. мощностью 4000 кВА; вариант 2 - трансформаторы с ном. мощностью 6300 кВА.

Вариант 1.

Коэф-ент загрузки трансф-ров первого варианта в часы максимума нагрузки определяем по формуле:

. (3.12)

Принимаем = 0. Полученное значение сравниваем с =0,65 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: 0,9= 0,58. и корректируем продолжительность перегрузки по формуле (3.10). Получим, что h=0.

Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности сут-го графика составит К,доп = 0 по 6, П.табл.I при h = 0 ч, уточнённом значении Кз1 = 0,52 и средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.

При отключении одного трансформатора мощностью 4000 кВА расчетный коэффициент аварийной перегрузки составит К,ав=1,17. Допустимый коэф-ент аварийной перегрузки Kав доп=1,61 найдём по 6, П.табл.H.1 в зависимости от h = 14 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.

Вариант 2.

Коэффициент загрузки трансф-ров второго варианта в часы максимума нагрузки определяем по формуле (3.12)

Предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки отсутствует, отсюда =0.

Полученное значение сравниваем с =0,41 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: 0,9= 0,37. Принимаем = 0 и по формуле (3.10) получаем, что h=0 ч.

Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности суточного графика составит К,доп = 0 по 6, П.табл.I при h = 0 ч, уточнённом значении Кз1 = 0,33 и средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.

При отключении одного трансформатора мощностью 6300 кВА расчетный коэффициент аварийной перегрузки составит К,ав=0,74. Допустимый коэффициент аварийной перегрузки Kав.доп=0 найдём по 6, П.табл.H.1 в зависимости от h = 0 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -11,40 0С.

Следовательно, такая перегрузка допустима.

Таким образом, в обоих вариантах систематическая и аварийная перегрузка допустимы.

3.3 Технико-экономический расчёт трансформаторов

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определим след. образом:

З? = (Е+ На)?ККТП+ИП.КТП+ИОБСЛ.КТП, тыс.руб/год, (3.13)

где Е - нормативный коэф-ент экономической эфф-сти (Е=0,160);

ККТП - полные кап. затраты с учетом стоимости обору-ния и монтажных работ, тыс. руб.;

ИП.КТП - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;

На- норма амортизационных отчислений (На=0,035);

ИОБСЛ.КТП - затраты на обслуживание, тыс. руб.

Сравним технически возможные варианты КТП с трансф-ами:

Вар. 1: 2хТМН-6300/110;

Вар. 2: 2хТМ-4000/110;

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

Кн = Цо ( 1 + ?т + ?с + ?м), тыс.руб/год (3.14)

где Цо - оптовая цена оборудования, руб. определяется по региональным ценникам, тыс. руб;

?т - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования; ?т =0,005,

?с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы,

?с = 0,02;

?м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, ?м =0,1.

Для технико-экономического сравнения вариантов примем:

- оптовая цена оборудования:

для вар. 1: 2хТМН-6300/110 - Цо = 3500 тыс.руб,

- продолжительность работы трансф-ра в году Т = 8761 ч;

- годовое число час. использования максимальной нагрузки ТМАХе = 6889 ч;

- потери активной мощности в трансф-ре в режиме хол-го хода, для трансф-ра ТМН-6300/110 ?PХХ=44 кВт.

- потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, для трансформатора ТМН-6300/110 PКЗ=10,5 кВт.

- коэффициент загрузки трансформатора для ТМН-6300/110 КЗ =0,824;

Для второго варианта параметры приведены в табл.3.3.

По (3.16) определяем капитальные затраты:

Кн(1) = 3500,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 3937,500 (тыс. руб/год).

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:

Ип.тр. = С0?(Nтр??Рхх?Тг + кз2??Ркз??n• Nтр ), тыс. руб/год (3.15)

где Тг - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

С0 - стоимость электроэнергии, кВт.ч (по среднему тарифу С0 = 1,96 руб/кВтч);

Nтр - количество трансформаторов;

кз - коэффициент загрузки;

?PХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

?PКЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

- время максимальных потерь, ч.

(ч); (3.16)

где ТМАХ - годовое число часов использования максимальной нагрузки.

По (3.18) определим время максимальных потерь:

(ч).

По (3.17) определяем потери в трансформаторе:

Ипот.тр.(1) = 1,960 (2 ? 44,000 ? 8760+0,7 2 ? 10,500 ? 5788,6• 2) = 169,5 тыс. руб/год.

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

Иобсл = (Нобсл + Нрем)•Кн, тыс. руб/год, (3.17)

где Кн - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Нобсл , Нрем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, % (Нобсл=0,01, Нрем=0,029).

По (3.19) определяем затраты на обслуживание и ремонт:

Иобсл(1) = (0,010 +0,029)• 3937,500 = 153,563 (тыс. руб/год).

По (3.15) определяем приведенные затраты по вариантам:

З?(1) = (0,035+0,160)•3937,500+ 1579,718+153,563 =2501,1 (тыс.руб/год).

Результаты расчётов для вариантов приведены в табл. 3.3.



Таблица 3.3 - Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Параметр	Размерность	Вариант 1	Вариант 2
		2х ТМН-6300/110	2х ТМ-4000/110
1	2	3	4
КЗ	-	0,827	0,701
РХХ	кВт	45	54
РКЗ	кВт	10,5	10,5
N·Рхх·Т	кВт·ч	770881	1016160
N·Ркз·кз2·	кВт·ч	86468	170410,5
1	2	3	4
W	кВт·ч	86469	171410,5
Ипот.тр	тыс. руб.	168,477	334
ККТП	тыс. руб.	3937,5	2812,5
Иобсл.тр	тыс. руб.	153,563	109,688
З	тыс. руб.	1090,852	982,13

Как следует из расчётов, наименьшие приведённые затраты для ТП имеют место в 2-ом варианте. Поскольку затраты по вариантам отличаются менее чем на 20%, то выбор сделаем в пользу более дорогого варианта 2хТМН-6300/110, как более надежного и перспективного (с учетом роста нагрузок).



4. ВЫБОР И СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ОРУ ВН

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов [8]:

- требуемая надежность работы РУ;

- коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

- возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;

- наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;

- ремонтопригодность;

- стоимость РУ.

В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая ПС является проходной. ПС имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы [8].

Согласно [8] для проходных двухтрансф-ных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при коротком замыкании (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выкл. в цепях линий, и рем. перемычкой со стороны линий (рис.4.1). При необходимости сохранения транзита при коротком замык-ии в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выкл. в цепях трансф-ров и ремонтной перемычкой со стороны трансф-ров (рис. 4.2).

Основным достоинством этих схем является экономичность и простота.



Рисунок.4.1 - Мостик с выкл. в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Рисунок 4.2 - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов



Из-за особенности прохождения ВЛ - 110 кВ (преимущественно по заселенной местности) не исключается возможное падения деревьев на линию с последующим возникновением КЗ. Принимая во внимание этот факт, выбираем схему ОРУ - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство наружной установки на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.



5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

5.1 Составим расчетную схему замещения 10,5 кВ

Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема для определения токов КЗ

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы.

2. Приближенный учёт нагрузокю.

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания.

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3.

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2?5 %.

Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.

Расчетные точки короткого замыкания: К1 - на шинах НН; К2…К5 - в конце ВЛ.

Рисунок 5.2 - Схема замещения 10 кВ

5.2 Определение параметров схемы замещения 10,5 кВ

Мощность трехфазного короткого замыкания:

, МВ·А, (5.1)

где IкзВН - ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения.

(МВ·А),

(МВ·А).

Параметры системы:



. (5.2)

Где Ucp - среднее напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах ВН подстанции, МВ·А

(Ом).

(Ом).

ЭДС системы:

Ес = Uср.

Ес = 10,5 кВ.

Параметры силовых трансформаторов:

Активное сопротивление трансф-ра, приведённое к стороне 10,5 кВ.

, Ом; (5.3)

(Ом).

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

.

(Ом).

Параметры ВЛ:

RВЛ = r0 • l, Ом, (5.4)

XВЛ = x0 • l, Ом, (5.5)

RВЛ = 0,72 • 11,8 = 8,5 (Ом),

XВЛ = 0,4 • 11,8 = 4,72 (Ом).

Параметры отходящих линий приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры отходящих линий

ВЛ	Sрасч, кВА	Iрасч, А	Iдоп, А	L, км	Марка провода	r0, Ом/км	U,%
Марьино	1601,2	92,55	245	24,6	СИП-3 1х70	0,49	4,16
Явенга	1682,1	97,23	245	30,6	СИП-3 1х70	0,49	5,44
Вожегодский	1168,6	67,55	245	6,2	СИП-3 1х50	0,72	11,73
Отрадное	658,9	43,87	245	12,3	СИП-3 1х50	0,72	1,92

5.3 Расчет токов в точках КЗ

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

, кА, (5.6)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

(кА),

(кА).

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

, кА

(кА).

Ударный ток:

, кА, (5.7)

где куд - ударный коэффициент.

.

, с;

(с).

;

(кА).

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

5.4 Расчет токов замыкания на землю

Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:

Iз(1) = 3 • Uф • ? • Суд• L, А, (5.8)

где Uф - напряжение фазы сети;

? - угловая частота напряжения сети;

Суд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L - общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:

А, (5.9)

Где Uном - номинальное напряжение сети, кВ;

Lв - общая протяженность воздушных линий сети, км;

Lк - общая протяженность кабельных линий, км.

Определим ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замыкания на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).

Для отходящих линий 10 кВ:

(А).

Согласно ПУЭ п. 1.2.16

В нашем случае компенсация не требуется.



6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ К ВОЗДЕЙСТВИЮ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Расчет токов нормальных режимов

Токи нормальных режимов рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.

Рабочий ток равен:

, А;

, А.

(А);

(А).

Где Uном - номинальное напряжение выключателя, (кВ);

Uсети, ном - номинальное напряжение сети, (кВ).

2) по длительному току

Iном ? Iраб, max, (6.2)

где Iном - номинальный ток выключателя, (А);

Iраб, max - максимальный рабочий ток, (А).

3) по отключающей способности:

(6.3)

где ia,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

ia,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

(6.4)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выключатели НН устанавливаются в шкафы КРУ серии К-59.

6.3 Выбор предохранителей

Условия выбора предохранителей:

Uном ?Uсети, ном,

Iном ?Iраб.max,

Iоткл. ном ?IКЗ.

На стороне 10 кВ для ТСН выбираем предохранитель типа:

ПКТ101-10-10-12,5 У3:

Uном = 10 кВ;

Iном. пр = 10 А;

Iпл.в = 5 А;

Iоткл. норм = 12,5 кА.

6.5 Выбор трансформаторов напряжения

Условия выбора трансформаторов напряжения (ТН):

Uном?Uсети.

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 6.5.

6.6 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения представлен в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Параметры ограничителей перенапряжения

ОПН-РК-110/88/10/680 УХЛ1	ОПН-РВ-10/12,6/5/150 УХЛ1
Uном=110 кВ	Uном=10 кВ
Uдоп. раб.=88 кВ	Uдоп. раб.=12,6 кВ
Iном разр.=10 кА	Iном разр.=5 кА
Uостатач. не более=309,6 кВ	Uостатач. не более =47,3 кВ

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

1. Разъединитель заземляющий ЗОН-110М-I УХЛ1 (приводится в действие ручным приводом ПР-01-2УХЛ1);

2. Ограничитель перенапряжений ОПН-РК-110/56/10/680 УХЛ1.

6.7 Выбор шинопроводов

В РУ 110 кВ применяем гибкие шины и жесткие шины из алюминиевых труб. Сечение гибких шин и токопроводов выбираются согласно [9] по:

1) нагреву расчетным током:

IР<Iдоп (А);

2) допустимому термическому действию тока КЗ:

Вк = I2·t;



3) динамическому действию тока КЗ.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Выбираем ошиновку из алюминиевых труб: d = 25 мм, Iдоп = 400 А, Dср = 1,5 м.

Проверим по условию коронирования:

, кВ/см, (6.8)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0,82); r0 - радиус провода, см.

(кВ/см).

Проверка условия:

Е ? 0,9•Е0,

Напряженность эл-го поля около поверхности нерасщепленного провода определим по выражению:

, кВ/см, (6.9)

где U - линейное напряжение, кВ; Dср.- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Условие выполняется: 2,89< 0,9·87,8.

Шинопроводы 10 кВ, IН = 1000 А поставляются совместно с шкафами КРУ.

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И СРЕДСТВ АСКУЭ

Автоматизированная система АСКУЭ - это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на повышение надёжности, эффективности контроля и учёта электроэнергии и мощности, а также на улучшение качества управления процессом производства, распределения, потребления и сбытом энергии [11].

АСКУЭ выполняет следующие функции:

- обеспечение контроля и учёта производства, распределения и потребления электроэнергии и мощности;

- автоматизации расчётного и технического учёта электроэнергии на объектах энергосистемы и потребителей;

- формирование информации для управления режимами электропотребления;

- решение задач хозяйственного расчёта;

- согласование работы электрохозяйства предприятия с основным

производством;

- обеспечение разработки нормативного хозяйства и перехода на основе к технико-экономическому планированию производства, распределения, потребления и сбыта электроэнергии.

Для построения АСКУЭ выбраны комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии (КАПС) на основе УСПД RTU-325, предназначенные для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации в составе:

- программного обеспечения (ПО) специализированного информационно-вычислительного комплекса (СВК);

- устройства сбора и передачи данных (УСПД) в состав которых входит необходимое количество встраиваемых модемов и модулей интерфейсов в различных комбинациях из набора: RS-232, Ethernet. Кроме того, в состав АСКУЭ входят изделия заказываемые отдельно:

- компьютеры, в том числе СВК с периферией;

- оборудование ЛВС;

- оптоэлектрические преобразователи интерфейсов;

- модемы для коммутируемых линий связи, радиомодемы;

- электронные счётчики активной и реактивной электроэнергии;

- измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком (рис.7.1), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485.

Рисунок 7.1 - Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии



8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус-2-Л» и «Сириус-Т».

Устройства «Сириус-2-Л» и «Сириус-Т» являются комбинированными микропроцессорными терминалами релейной защиты и автоматики.

Iс.о. = kз I(3)кз , А, (8.1)

где kз - коэффициент запаса, kз =1,1;

I(3)кз - максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Iс.о. = 1,1 360=390,8 (А).

Максимальная токовая защита:

, А, (8.2)

Где kзап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;

kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус-2-Л» kв = 0,95;

kсз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ;

Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

(А).



8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов

8.2.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке «Сириус-Т».

Выбору подлежат:

- IномВН - номинальный вторичный ток ВН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;

- IномНН - номинальный вторичный ток НН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;

- Группа ТТ ВН - группа сборок цифровых ТТ на стороне ВН.

- Группа ТТ НН - группа сборок цифровых ТТ на стороне НН.

- Размах РПН - размах регулирования РПН.

Первичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:

, А, (8.7)

где Sном.тр - номинальная мощность трансформатора;

Uном - номинальное напряжение.

Вторичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:

, А, (8.8)

где ki - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок ki=300/5 для стороны ВН и ki=500/5 для стороны НН );

kсх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду kсх=1.

Расчет сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	110 кВ	10 кВ
Первичные номинальные токи трансформатора, А	33,1	364,2
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI	50/5	500/5
Вторичные токи в плечах защиты, А	3,31	7,28
Принятые значения, А	2,3	7,3
Размах РПН, %	9

Группа ТТ НН и Группа ТТ ВН подбирается с учетом группы защищаемого трансформатора и групп сборки измерительных ТТ по таблицам, указанным в паспорте на устройство «Сириус-Т».

1) Отстройку от броска тока намагничивания производим по условию:

Iдиф/Iном = 4.

2) Отстройку от макс. первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего короткого замык-я производим по условию:

Iдиф/Iном = Котс·Кнб(1)•I*кз.вн.max, (8.9)

8.2.3 Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2)

Тормозная характеристика приведена на рисунке 8.1.



Рисунок 8.1 - Тормозная характеристика

Ток небаланса порождаемый сквозными токами:

, (8.10)

Iдиф = Котс ·Iнб.расч, (8.11)

где Котс = 1,3.

Iдиф =1,3 ·(20·1,0·0,1 + 0,09 + 0,04)·Iскв = 0,429 Iскв.

Тормозной ток равен:

Iторм = 0,5•(Iскв + Iскв - Iдиф).

Введем понятие коэффициента снижения тормозного тока:

.

Ксн.т = 1-0,5·(2·1,0·0,1+0,09+0,04)=0,84. (А).

8.2.5 Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ

Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты определяется по формуле:

А, (8.13)

где кн - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, кн = 1,1; кв - коэффициент возврата, кв = 0,95;

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки.

(А);

(А).

Время срабатывания защиты:

tсз = tсз.пред + ?t, с; (8.14)

tсз.нн = 0,9 + 0,2 = 1,1 (с);

tсз.вн = 1,1 + 0,2 = 1,3 (с).

Время срабатывания АВР:

(8.18)

Где tс.з - время срабатывания защиты, с;

tапв - уставка по времени АПВ, с;

tзап - время запуска (в зависимости от типа выключателей).

tс.р.аврНН = 1,3 + 2 + 0,2= 3,5 (с).



9. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

9.1 Электробезопасность и экологичность проекта. Выбор места строительства с учетом ЧС природного характера региона

Для строительства подстанции выбрана площадка на незалесенной, незатопляемой территории с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов и инженерных коммуникаций. Отсутствует необходимость производства трудоемких и дорогостоящих планировочных работ. При таком расположении обеспечиваются максимально удобные заходы ВЛ всех напряжений. Размещение подстанции производится с учетом наиболее рационального использования земель, как на расчетный период, так и с учетом последующего расширения подстанции. При размещении ПС учтено наличие источников водоснабжения.

9.2 Зануление оборудования собственных нужд на подстанции

Рис 9.1 - Заземление нейтральной точки обмотки трансформатора на стороне до 1000 В: 1-заземляющий проводник, 2-магистраль заземления, 3-заземляющий болт на баке трансформатора, 4-гибкая перемычка для заземления бака трансформатора



9.3 Монтаж заземляющего устройства на ПС, горизонтальная сетка заземляющего устройства

Рис. 9.2 - Контурное заземляющее усrройство:U пр, U ш - напряжения прикосновения и шага, ?з -потенuиал заземлителя, lз - ток, стекаюший в землю через заземлитель, rз - сопротивление заземлителя растеканию тока

9.4 Расчет контура заземления подстанции

Согласно [13] п.1.7.93, “внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м”. Пусть контур заземления расположен на территории подстанции.

Находим площадь подстанции и габариты заземляющего устройства ,:

SПС = 64•36 =2340 (м);

aз = a - 2•2 = 64 - 2•2 = 60 (м);

bз = b - 2•2 = 36 - 2•2 =32 (м).

Согласно [13] п.1.7.90: “Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей”. В соответствии с [13] п.1.7.90 вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5 м.

Принимаем, что на подстанции присутствует естественное заземление, сопротивление которого равно 1 Ом. Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя, с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выражения:

,Ом (9.1)

где - допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

- сопротивление естественного заземлителя, Ом;

- сопротивление искусственного заземлителя, Ом.

Определим расчетное значение сопротивления горизонтальных электродов по следующей формуле [14]:

, Ом, (9.2)

где - сопротивление горизонтальных электродов, Ом;

=70 - удельное сопротивление грунта, Ом•м;

- длина горизонтального заземлителя, м;

- диаметр стержня, м;

- расстояние от поверхности земли до центра стержня, м.

Rг = (Ом).

Т.к. , то необходимо применение вертикальных стержней.

Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа [14]:

RВ.О.=, Ом (9.3)

где - длина вертикального электрода электродов, м;

- расстояние от поверхности земли до центра стержня, м.

RВ.О.=Ом).

Предварительно с учетом отведенной территории наметим расположение вертикальных заземлителей - 36 стержней длиной 5 м по периметру (рис.9.3).

Рис.9.3- Расположение вертикальных заземлителей

Определим число вертикальных электродов при предварительно принятом по [14, табл.10.4] коэфф-те использования КИ.В. (отношение расстояния между электродами к их длине равно 4/5=0.8 и 5/5=1)

, шт (9.4)

где КИ.В. - коэффициент использования вертикального заземлителя;

Принимаем =40 (шт).

Определим расчетное значение растеканию горизонтальных электродов с учетом экранирования вертикальных электродов. По [14, табл. 10.5] примем коэффициент использования горизонтальных электродов КИ.Г.=0,22

Rг.э.=,Ом

Rг.э.= (Ом).

Уточним необходимое сопротивление вертикальных стержней:

Rв=,Ом.

Rв = (Ом).

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования КИ.В.=0,41, принятом по [14, табл. 10.4]:

, шт;



В результате расчета принимаем к установке 36 вертикальных стержней, расположенных по периметру горизонтальных электродов.

9.5 Выбор, расчет, размещение и подключение к заземляющему устройству молниеприемников

Таблица 9.1 Данные для расчета зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Обозначение параметра	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра	Источник
A	Длина объекта	м	54.20	Технические условия
B	Ширина объекта	м	36.15	Технические условия
hX	Высота объекта	м	11.35	Технические условия
n	Удельная плотность ударов молнии в землю	1/км2·год	2	[13]
tCP	Средняя продолжительность гроз в год	час	40	[13]

По формулe (9.8) получаем ожидаемое количество поражений молнией в год:

шт/год.

В зависимости от N и tCP из [15] определяем требуемый тип зоны молниезащиты (зона А).

Принимая расчетную высоту молниеотвода равной 35 метров в соответствии с (9.5)-(9.7), получаем:

м;

м;

м.



Рис. 9.1 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода: 1 -- граница зоны защиты на уровне hx1; 2 -то же на уровне hx2; 3 -то же на уровне земли

Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры (L=38,5 м):

, м;

, м;

, м.

Подставляя значения, получим:

(м);

(м);

(м).

При расстоянии между стержневыми молниеотводами L > 4h для построения зоны А молниеотводы следует рассматривать как одиночные.

Таким образом, с учетом выбранной зоны защиты «А», получаем:

26,28 м; 36,05 м; 20,48 м.

При проверке защищенности объекта проверяется соблюдение условий

;

;

A<L или /2<

=26.28=11.35;

20.48>B/2=36.15/2

A=54.20<L=54.20 или /2=18.07<=22.02 (м).



10. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ

10.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

(11.1)

где  - затраты на строительно-монтажные работы по возведению зданий и сооружений, монтаж технологического оборудования, руб.;

 - затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования, руб.;

 - прочие и лимитированные затраты, включающие научно-исследовательские работы; авторский надзор, подготовку кадров, дополнительные расходы, вызванные местными условиями строительства объекта и др., руб.

Стоимость строительно-монтажных работ в локальной смете включает прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль:

, (11.2)

Где  - прямые затраты, включающие стоимость материалов, изделий, конструкций, оплату труда рабочих и эксплуатации строительных машин, руб.;

 - накладные расходы, охватывающие затраты строительно-монтажных организаций, связанных с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением, руб.;