Проектирование ПС 110/10кВ Южная

заземление.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Схема выполнена на основании данных
предоставленных Тобольскими ЭС в марте 2005 г.
- выключатель нормально отключен.
Вновь запроектированные элементы сети выделены.

План. Разрезы A1.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Отпайка от ВЛ 110 кВ Тобольская - Волгинская
ВЛ 110 кВ на ПС Иртыш
Прожекторная мачта N2
Прожекторная мачта N1
Место для установки

РЗА.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
К максимальной токовой
защите с пуcком напряжения
защите от перегрузки и
реле тока устройства
защите трансформатора
защите с пуском напряжения
и измерительным приборам
К дифференциальной защите
тока в цепи ОВ 110 кВ
через панель перевода
напряжения шин 10 кВ
Неисправность трансформатора
замыканиях в КРУ 10кВ
От защиты при дуговых
Контроль исправности
цепей оперативного тока
Максимальная токовая
защита с пуском нап-

Первичка A1.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Высокочастотный заградитель
Разъединитель трехполюсный
Тобольская - Волгинская
Ответвление от ВЛ 110 кВ
Предохранитель ПК1-10
Трансформатор силовой
Ограничитель перенапряжений
Трансформатор собственных нужд
Заземлитель ЗОН-110М-IIУ1 с ПРН-11У1
в нейтрали ВН ТВТ-35
Выключатель элегазовый
Трансформатор напряжения
Трансформатор тока TG-145
Выключатель ВВTEL-10-20

Засчет РЗА и ТКЗ 2.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
ВЛ-110 кВ Волгинская-2
ВЛ-110 кВ Волгинская-1

Молниезащита A1.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Зона защиты на высоте 11
Зона защиты на высоте 3 м
Зона защиты на высоте 6 м
Место для установки
установленным на линейном портале.
установленными на прожекторных мачтах
Молниезащита подстанции выполнена молниеотводами М2

ген план.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Заделать бетоном по месту
Место для установки

Мой диплом.doc

Электрические нагрузки и существующая сеть 110 кВ в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» 6
1.Электрические нагрузки потребителей ПС110кВ «Южная» 6
2.Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» .7
Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ .9
1. Варианты схемы внешнего электроснабжения 9
1.Выбор силовых трансформаторов 10
2.Выбор схемы подстанции . 12
3.Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ . 14
4.Выбор сечения проводов .. 14
Расчет токов короткого замыкания ..17
1.Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения ..18
2.Расчет параметров элементов схемы замещения ..20
3.Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ 24
Выбор высоковольтной аппаратуры 32
1.Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции 33
2.Выбор ячеек РУ – 110 и РУ – 10 .34
3.Выбор выключателей 36
4.Выбор разъединителей .38
5.Выбор ограничителей перенапряжений .39
7.Выбор изоляторов .42
8.Выбор измерительных трансформаторов тока 43
9.Выбор измерительных трансформаторов напряжения .46
Релейная защита и автоматика ..48
1.Источники оперативного тока .49
2.Защита и автоматика трансформаторов 25 МВА 50
3.Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ 50
4.Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек 50
5.Защита и автоматика линий 10 кВ 51
5.1.Максимальная токовая защита 53
5.2.Максимальная токовая отсечка 54
5.3.Автоматическое повторное включение ..55
5.4.Защита от замыканий на землю 56
5.5.Автоматическая частотная разгрузка ..58
Учет электроэнергии ..67
Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная» ..62
1.Технико–экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная» .60
2.Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта 65
Безопасность и экологичность проекта 72
1.Охрана труда и техника безопасности 72
2.Расчет заземляющего устройства 73
3.Расчет молниезащитного устройства ..76
4.Оценка экологичности проекта 78
Список использованных источников 80
Обоснование необходимости строительства ПС 11010кВ «Южная» в подгорной части города Тобольска.
Необходимость строительства ПС «Южная» с расположением площадки в подгорной части города Тобольска вблизи от центра нагрузок диктуется следующими обстоятельствами:
низкой надежностью электроснабжения потребителей подгорной части города зоны исторической застройки;
высокими потерями электрической энергии в распределительных сетях 10кВ из-за удаленности от центра питания (ведомственной ПС 356кВ «Фанерокомбинат»);
низкими уровнями напряжения на выводах электроприемников потребителей.
плохим техническим состоянием оборудования ПС 356кВ «Фанерокомбинат» и ПС 610кВ «Связи» (построена по временной схеме с одним трансформатором и одной секцией шин 10кВ);
необходимостью разгрузки оборудования ПС 3510кВ «Городская» и ПС 1103510кВ «Тобольская»;
отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей подгорной части города Тобольска;
отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей запитанных с шин ПС 3510кВ «Городская» от других источников по сети 10кВ;
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И СУЩЕСТВУЮЩАЯ СЕТЬ 110 кВ В РАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 кВ «ЮЖНАЯ»
1 Электрические нагрузки потребителей ПС 110 кВ «Южная»
Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин кабелей проводов) силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам расчёта потерь отклонений и колебаний напряжения выбора компенсирующих установок защитных устройств и т.д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели [1].
Электрические нагрузки по данным «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска» на расчетный срок на шинах 10 кВ составят: активная мощность Рр =195 МВт полная мощность Sp = 32 МВА.
Ожидаемые нагрузки для выбора мощности трансформаторов ПС «Южная» составляют:
перевод фактической нагрузки 69МВт
перспектива развития:
система водопонижения подгорной части г. Тобольска 36МВт
система теплоснабжения подгорной части г. Тобольска 07МВт
восстановление объектов Тобольско-Тюменской Епархии 09МВт
возрождение жилого строительства 04МВт
резервирование нагрузки ПС Городская 70МВт
Итого с учётом резервирования: 195МВт
2 Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная»
Площадка проектируемой подстанции расположена в городе Тобольске переулок 3-й Менделеевский. Генеральный план разработан с учетом решений обеспечивающих максимальную плотность застройки в целях наибольшего сохранения прилегающих построек.
Вертикальная планировка обеспечивает отвод поверхностных вод с площадки подстанции.
На территории подстанции запроектирована внутриплощадочная дорога шириной 40м с покрытием из плит обеспечивающая подъезд автотранспорта ремонтной техники к трансформаторам модульному зданию маслосборнику.
Территория подстанции благоустраивается свободная от сооружений территория засеивается многолетними травами. Проектом предусмотрено сооружение подъездной автомобильной дороги протяженностью 100.0 м с покрытием из плит.
Генеральный план приведён на чертеже Э 3185- 31 – ГП л.2.
Город Тобольск получает питание от Тюменской энергосистемы. Основными опорными центрами питания города являются ПС 500110 кВ «Иртыш» и «Волгинская».
Электроснабжение городских потребителей в 2006 г. осуществляется от двух существующих ПС 110 кВ «Тобольская» «Волгинская» и двух ПС 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат». В соответствии со «Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше г. Тобольска» должны быть построены в дополнение к уже существующим еще несколько ПС 110 кВ таких как «Южная» «Вузгородок»; подстанции 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат» будет демонтирована.
Питание ПС 11010 кВ Южная предусматривается от 50022011010 кВ Иртыш (I цепь) и отпайкой от ВЛ 11010 Тобольская – Волгинская (II цепь). Проектируемые ответвления от существующих ВЛ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на подстанции сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.
ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ ПС 110 кВ «ЮЖНАЯ» И ПИТАЮЩИХ ВЛ 110 КВ
1 Варианты схемы внешнего электроснабжения.
Подключение ПС «Южная» к сети 110 кВ в продление действующей ВЛ-1 10кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110кВ длиной около 10км на железобетонных опорах с перезаводом питания 1-ой цепи по одному из рассматриваемых вариантов.
Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 50022011010кВ «Иртыш» длиной около 43км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».
Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш Тобольская (3Цепь) длиной около 02км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).
Вариант требует серьезной проработки в части релейной защиты возможны значительные ограничения по условиям работы устройств РЗА.
2 Выбор силовых трансформаторов
В соответствии с приведенными нагрузками потребителей учитывая требования к надежности электроснабжения потребителей I II и III категорий и к качеству электроэнергии а также ввиду невозможности дальнейшего расширения и реконструкции проектируемой подстанции в дальнейшем из-за городской застройки на подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110 10 кВ.
Номинальная мощность трансформаторов выбирается по расчетной максимальной мощности потребителей. При двухтрансформаторной подстанции мощность каждого из трансформаторов выбирается из условия:
где Sном т – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sр – расчётная нагрузка подстанции (полная максимальная нагрузка подстанции) МВА.
При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности перегружаясь при этом не более чем на 40 %. Следовательно:
Для двухтрансформаторных подстанций рекомендуется выбирать однотипные трансформаторы. Принимаем к установке трансформаторы номинальной мощностью 16 МВА типа ТДН – 16000 110. Регулирование на подстанции предусмотрено с помощью РПН на ВН в пределах 9 на 178. Устройство регулирования должно обеспечивать поддержание напряжение на шинах 6 кВ подстанции в пределах не ниже 105% номинального в период больших нагрузок 100% номинального в период наименьших нагрузок.
Силовые трансформаторы проверяются по коэффициенту загрузки. В нормальном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:
где п – количество трансформаторов.
Следовательно коэффициент загрузки в нормальном режиме по (2.2):
Загрузка трансформаторов в нормальном режиме составит 62% от номинальной.
В послеаварийном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:
По (2.3) коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
Т.е. при отключении одного трансформатора оставшийся в работе покрывает 100 % нагрузки при этом его загрузка возрастает до 124% от номинальной. Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток. Считают что этого времени достаточно для устранения аварии ремонта или замены поврежденного элемента.
Окончательно выбираем к установке силовые трансформаторы типа ТДН – 16000110 У 1 напряжением 11010 кВ. Замена трансформаторов в перспективе на более мощные не предусматривается.
Параметры трансформатора приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1. - Параметры трансформатора
Параметр трансформатора
Номинальная мощность трансформаторов Sном т МВА
Номинальное напряжение обмотки ВН Uв н кВ
Номинальное напряжение обмотки НН1 Uн н1 кВ
Номинальное напряжение обмотки НН2 Uн н2 кВ
Потери холостого хода ΔР0 кВт
Потери короткого замыкания ΔРк кВт
Напряжение короткого замыкания Uк %
Ток холостого хода I0 %
3 Выбор схемы подстанции
Потребители получающие питание от ПС 100 кВ «Южная» относятся к I II и III категориям по надежности электроснабжения. Это в соответствии с ПУЭ предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:
-электроснабжение осуществляется от двух независимых взаимно резервируемых источников питания;
-питание потребителей должно производиться от двухтрансформаторной подстанции;
-перерыв в электроснабжении потребителей при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
ОРУ 110 кВ предусмотрено по схеме 110 – 4Н с элегазовыми выключателями 1ТВ – 14501В с приводом В1К – 222 разъединителями 8СР 123п с приводами на 31-80 на главных и замещающих ножах трансформаторами напряжения СРВ – 123 трансформаторами тока ТС – 145 и ограничителями напряжения ЕХМ.
На стороне 10 кВ предусмотрено комплектное распределительное устройство внутренней установки состоящее из шкафов типа К – 63 УЗ в количестве 26 в том числе 18 отходящих линий. Шкафы приняты с вакуумными выключателями типа ВВТЕ 0 – 20630 (100 1600) УХЛ1.
Шкафы К – 63 УЗ размещаются в модульном здании состоящие из 9 транспортных блоков климатического исполнения УХЛ1. В пределах каждого транспортного блока полностью осуществлен монтаж оборудования ( шкафов КРУ шинных перемычек шинопроводов панелей лотков).
Питание собственных нужд подстанции предусмотрено от трансформаторов ТМ – 11010 У1 напряжением 100.4 кВ установленных в шкафах типа К – 59 УХЛ1 (ТСН №1рабочий ТСН №2 резервный). Трансформаторы подключены до ввода 10 кВ.
Оперативный ток на подстанции постоянный напряжением 220В.
Источником постоянного тока является аппарат управлением оперативным током со шкафом аккумуляторным типа АУОТ-1620-110220-УХЛ установленном в модульном здании.
Согласно проведенным расчетом оборудование подстанции устойчиво к действию токов короткого замыкания.
Для предотвращения ошибочных действий при оперативном переключение предусматривается электромагнитная и механические блокировки заводской поставки.
Защита оборудования подстанции от перенапряжений набегающих с линий выполняются с помощью ограничителей перенапряжения присоединяемых к шинам 110 и 10 кВ.
4 Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ
Проектируемую ПС «Южная» запитать в продление ВЛ-110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110 кВ длиной около 10км.
Выполнить разрыв цепи ВЛ-10 кВ Тобольская-Волгинская в районе опоры №17 и выполнить заход на ПС 5002201 101О кВ «Иртыш» длиной около 4.3км. предназначаются для присоединения к энергосистеме ПС 11010 кВ «Южная».
В соответствии с ПУЭ по условиям обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей проектируемые ответвления должны быть выполнены на одноцепных опорах. Проектируемые одноцепные ответвления от существующих ВЛ 110 кВ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на ПС 11010 кВ «Южная» сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.
Начальной точкой трасс проектируемых ВЛ 110 кВ являются места их примыкания к ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая конечной точкой - приемные устройства на ПС 11010 кВ «Южная». Специальных мероприятий по защите от электромагнитных помех не требуется.
Выбор сечения проводов
Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Выбор сечения по нагреву производят по расчетному току. За расчётные токи (Iр) принимаются значения определяемые по формуле:
Выбор сечения проводов воздушных линий напряжением 110 кВ по экономической плотности тока производится следующим образом. Экономически целесообразное сечение (Fэк):
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока для заданных условий работы.
Затем необходимо выполнить проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву:
где Iдоп – допустимый длительный ток для проводов по ПУЭ.
В соответствии с формулами (2.4 – 2.6) находится сечение проводов ответвлений от ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая:
Число часов использования максимального перетока мощности по ВЛ составит 5500 часов. При этом экономическая плотность тока по ПУЭ составит jэк =1 Амм2.
Ближайшее нормируемое сечение для одного провода ВЛмм2.
Ввиду прохождения проектируемых ответвлений ВЛ 110 кВ по территории городской застройки учитывая возможность в дальнейшем присоединения новых потребителей а также в соответствии с рекомендациями по проектированию городских электрических сетей для проектируемых ответвлений от ВЛ 110 кВ принимается провод АС – 150 24. Данное сечение достаточно по условиям короны.
Проверяем выбранное сечение по допустимой токовой нагрузке по нагреву:
Защита линии от прямых ударов молнии осуществляется подвеской одного грозозащитного троса – провода АЖС 70 – 39 по всей длине ВЛ. Сечение троса удовлетворяет условиям термической стойкости при однофазных коротких замыканиях.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции её пробой из-за перенапряжения и старения обрывы набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ) ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.
В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные) двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ) значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ) двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [2].
При расчетах токов КЗ для облегчения вычисления принимаются следующие допущения:
-все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
-ЭДС все источников считаются совпадающими по фазе;
-напряжение источников питания при коротком замыкании остаются неизменными;
-расчетное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;
-короткое замыкание наступает в тот момент времени при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
-сопротивление места КЗ считается равным нулю;
-не учитываются емкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
-не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
-не учитываются активные сопротивления элементов цепи если их суммарное сопротивление до точки КЗ не превышают 1 3 суммарного индуктивного сопротивления [1].
1.Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения
Расчётная схема является изображением первичной схемы сети в однолинейном исполнении на которой указывают паспортные данные всех входящих в неё элементов имеющих электрическое сопротивление – генераторов трансформаторов ЛЭП реакторов электродвигателей.
На основании электрической схемы Тобольских электрических сетей составляется расчётная схема электрической сети (рис. 3.1.).
Рисунок 3.1. Принципиальна расчетная схема электрической сети
Источниками для питания подстанции 11010 кВ «Южная» являются шины высокого напряжения подстанции «Тобольская» 1103510 кВ. Электроэнергия от источников питания к подстанции передаётся по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи. На подстанции установлены два трансформатора ТДН – 16000 110.
На основании расчётной схемы составляется схема замещения в которой все перечисленные элементы заменяются своими электрическими сопротивлениями. Общая схема замещения приведена на рисунке 1.3.
Места расположения точек КЗ выбираются таким образом чтобы проверяемое электрооборудование в момент КЗ находилось в наиболее неблагоприятных условиях. Следовательно точки КЗ располагаются на шинах 110 и 10 кВ.
Рисунок 3.2 Схема замещения
На схеме замещения приняты следующие обозначения: ХС1 ХС2 – реактивные сопротивления системы; RЛ1 RЛ2 – активные сопротивления ВЛ; ХЛ1 ХЛ2 – индуктивные сопротивления ВЛ; RTP B RTP H – активные сопротивления трансформатора высокой низкой обмотки; ХТР В ХТР Н – реактивное сопротивление трансформатора высокой низкой обмотки.
2 Расчет параметров элементов схемы замещения
Параметры входящие в расчётную схему элементов в справочной литературе указывают в различных единицах отнесённых к номинальным условиям работы. Расчёт сопротивлений элементов схемы замещения производится в именованных единицах.
Сопротивление системы определяется исходя из заданных токов короткого замыкания системы в минимальном и максимальном режимах работы электрической сети. При заданном токе КЗ системы Iкс сопротивление системы определяется по формуле:
По данной формуле ниже произведен расчет сопротивлений системы со стороны линии «Тобольская – Волгинская-1»:
Аналогично рассчитываются сопротивления системы со стороны линии «Тобольская – Волгинская-1». Результаты расчёта сопротивлений Системы представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах работы системы
Максимальный режим работы системы
Минимальный режим работы системы
Электроэнергия поступает от источников питания к подстанции по двум одноцепным ответвлениям от ВЛ: «Тобольская – Волгинская-1»» и «Тобольская – Волгинская-2».
Исходные параметры ВЛ представлены в таблице 3.2. Удельные сопротивления взяты из характеристик существующих ВЛ.
Таблица 3.2 -Исходные параметры ответвлений от ВЛ
Удельные сопротивления Омкм
«Тобольская – Волгинская-1»
«Тобольская – Волгинская-2»
Сопротивление ВЛ рассчитываются по следующим формулам:
где Rл – активное сопротивление ВЛ Ом;
r0 – удельное активное сопротивление ВЛ Омкм;
где Хл – реактивное сопротивление ВЛ Ом;
х0 – удельное реактивное сопротивление ВЛ Омкм;
По вышеприведённым формулам производится расчёт активных и реактивных сопротивлений ответвления от ВЛ «Тобольская – Волгинская-1»:
Rл1 = 021 * 017 = 0036 Ом
Хл1 = 0458 * 017 = 0078 Ом
Аналогично рассчитываются параметры ответвления от второй ВЛ «Тобольская – Волгинская-2». Результаты расчёта сопротивлений ВЛ представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Расчётные параметры ВЛ
Преобразование электроэнергии напряжением 110 кВ в электроэнергию напряжения – 10 кВ производится силовыми трансформаторами.
Расчётными параметрами трансформаторов являются реактивные сопротивления обмоток. Известно что современные трансформаторы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше имеют автоматические регуляторы напряжения (РПН) цель которых поддерживать на шинах низшего напряжения трансформатора номинальное значение напряжения при эксплутационных изменениях значения напряжения на стороне высшего напряжения. Для таких трансформаторов дополнительно необходимо иметь значение диапазона регулирования напряжения соответствующее крайним положениям РПН. Эти данные для трансформатора ТДН – 16000 110 равны:
В трансформаторах для нахождения сопротивлений обмоток высокого и низкого напряжения первоначально находятся общие активное (Rобщ) и реактивное (Хобщ) сопротивления обмоток:
где Sном – номинальная мощность трансформатора
ΔРк – потери трансформатора при коротком замыкании
Uк – напряжение короткого замыкания в % от номинального.
После вычисления общего активного и реактивного сопротивления обмоток определяют сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения по формулам:
Rн = Rн1 = Rн2 = Rобщ (3.7)
Хв = 0125 Хобщ (3.8)
Хн = Хн1 = Хн2 = 18 Хобщ (3.9)
Расчёт активных реактивных сопротивлений высокой обмотки трансформатора в номинальном режиме по формулам (3.4) – (3.9) выглядит следующим образом:
Rв = 05 * 2538 = 1269 Ом
Хв = 0125 * 55545 = 6943 Ом
Хн = 18 * 55545 = 99981 Ом
Расчет сопротивленийтрансформаторов при минимальном и максимальном регулировании напряжения трансформаторов производится аналогично. Результаты вычислений заносятся в таблицу 3.4. Активные сопротивления трансформаторов гораздо меньше реактивных и поэтому при расчетах токов КЗ не учитываются.
Таблица 3.4 - Расчетные параметры трансформаторов
Режим регулирования напряжения трансформатора
Параметры схемы замещения
3 Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ
Схема замещения для симметричного КЗ представлена на рисунке 3.3.
Преобразование схемы замещения относительно заданных точек КЗ – К1 и К2 – осуществляется по следующим правилам.
-При последовательном соединении сопротивлений общее сопротивление определяется как сумма последовательных сопротивлений.
-При параллельном соединении сопротивлений общее сопротивление в –1 степени определяется как сумма параллельных сопротивлений каждое из которых предварительно возведено в –1 степень.
Рисунок 3.3. Схема замещения при симметричном КЗ
Рисунок 3.4. Этапы преобразования схемы замещения:
а) – исходная схема;
б) – преобразование с исключением последовательных сопротивлений;
в) – преобразование с исключением параллельных сопротивлений.
Этапы преобразования схемы замещения относительно точки КЗ К1 представлены на рисунке 3.4
Расчёт сопротивлений при преобразовании схемы производится по описанным выше правилам.
Расчёт общего сопротивления последовательных элементов:
Х13 = Х1 + Х3; (3.10)
Х24 = Х2 + Х4; (3.11)
где Х13 Х24 – общее реактивное сопротивление последовательно соединённых элементов;
Х1 Х2 Х3 Х4 – реактивные сопротивления последовательно соединённых элементов.
Расчёт общего сопротивления параллельных элементов:
где Х1234 – общее реактивное сопротивление параллельно соединённых элементов;
R12 – общее активное сопротивление параллельно соединённых элементов;
R1 R2 – активные сопротивления последовательно соединённых элементов;
Ниже приведён расчёт сопротивлений преобразованной схемы замещения относительно точки КЗ К1.
Максимальный режим работы электрической сети минимальное регулирование трансформатора:
Х13 = 3422 + 0078 = 35 Ом;
Х24 = 3689 + 0082 = 3771 Ом;
Минимальный режим работы электрической сети максимальное регулирование трансформатора:
Х13 = 11066 + 0078 = 11144 Ом;
Х24 = 11253 + 0082 = 11335 Ом;
Преобразование схемы замещения относительно точек КЗ – К1 и К2 – представлены на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5. Преобразование схемы замещения:
а) КЗ в точке К1 (на шинах 110кВ);
б) КЗ в точке К2 (на шинах 110 кВ);
в) КЗ в точке К3 (на шинах 110 кВ);
г) КЗ в точке К4 (на шинах 10 кВ).
Расчёт сопротивлений схем замещения преобразованных относительно точки К2 производится таким же образом как при КЗ в точке К1. Результат расчёта приведён в таблице 3.5. В этой же таблице приведены значения полного сопротивления элементов сети до точки КЗ – ZΣ которое определяется по формуле:
где RΣ – общее активное сопротивление элементов сети;
ХΣ – общее реактивное сопротивление элементов сети.
Таблица 3.5 - Суммарные сопротивления преобразованных схем замещения.
Суммарные сопротивления Ом
Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ (Iк3) определяется по следующей формуле:
где Uб – базовое напряжение соответствующего режима работы электрической сети кВ;
ZΣ – полное суммарное сопротивление соответствующего режима работы электрической сети Ом.
Ударный ток КЗ (Iуд) определяется из следующего выражения:
где Куд – ударный коэффициент тока КЗ соответствующего режима работы электрической сети.
Ударный коэффициент тока КЗ определяется по формуле:
где Та – постоянная времени затухания тока КЗ соответствующего режима работы электрической сети.
Постоянная времени затухания определяется из выражения:
Ниже приведён расчёт токов КЗ в точке К1 с использованием формул (3.15) – (3.18)
Максимальный режим работы электрической сети минимальное регулирование трансформаторов:
Минимальный режим работы электрической сети максимальное регулирование трансформаторов:
Аналогично производится расчёт токов КЗ в других точках. Результаты расчёта токов КЗ в точках приведены в таблице 3.6.
Таблица 3.6 - Расчёт токов трёхфазного КЗ.
ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
К выбираемому высоковольтному оборудованию относятся: высоковольтные выключатели шины разъединители изоляторы трансформаторы тока и напряжения ограничители напряжения трансформаторы собственных нужд дугогасительные катушки.
Основные условия выбора и проверки высоковольтных электрических аппаратов следующие:
)Выбор по номинальному напряжению:
где Uс – напряжение сети кВ;
Uн – номинальное напряжение аппарата кВ.
)Выбор по номинальному току:
где Iраб – наибольший ток в сети А;
Iн – номинальный ток аппарата А.
)Проверка по току отключения:
где Iк3 – периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ кА;
Iотк.н – номинальный ток отключения аппарата кА.
)Проверка на электродинамическую стойкость:
Iдин - ток электродинамической стойкости аппарата кА.
)Проверка на термическую стойкость:
где Вк – интеграл Джоуля при КЗ кА2*с;
tт – допустимое время действия тока термической стойкости с.
Расчёт интеграла Джоуля при КЗ (теплового импульса тока) можно выполнить следующим образом:
где Вк.п Вк.а - соответственно периодическая и апериодическая составляющие импульса тока;
Iк3 – действующее значение периодической составляющей тока КЗ кА;
tоткл – время от начала КЗ до его отключения с;
tз – время действия релейной защиты для МТЗ tз = 0510 с примем tз =10 с;
tвыкл – полное время отключения аппарата с.
1 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Максимальная нагрузка потребителей собственных нужд подстанции составляет 1086 кВА.
Выбор мощности трансформаторов собственных нужд производится по формуле (2.1). К установке принимаются два трансформатора 10 04 кВ мощностью по 100 кВА типа ТМ – 10010.
Коэффициент загрузки определяется по формуле (2.2) и равен 055. Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле (2.3) и составит 101.
Параметры трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Параметры трансформатора собственных нужд
Номинальная мощность кВА
Номинальное напряжение ВН кВ
Номинальное напряжение НН кВ
Мощность потерь ХХ кВт
Мощность потерь КЗ кВт
Ток холостого хода %
Щит собственных нужд размещается в ОПУ совмещенном со ЗРУ 10 кВ. Схема собственных нужд состоит из двух секций с АВР.
2 Выбор ячеек РУ – 110 и РУ – 10
Открытое распределительное устройство 110 кВ и узел установки силовых трансформаторов выполнены в виде комплектной двухтрансформаторной подстанции КТПБ – 110 – 4Н – 110 – 2 на 16000 – 63 – А – 2 – 85 У1 Самарского завода «Электрощит» и состоят из отдельных блоков представляющих собой металлическую конструкцию со смонтированным оборудованием аппаратурой и внутренними соединениями устанавливаемыми на сваях.
При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями благодаря следующим их достоинствам:
-высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;
-резкое снижение эксплутационных затрат;
-полная взрыво и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;
-широкий диапазон температур в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;
-повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;
-произвольное рабочее положение и малые габариты что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);
-бесшумность чистота удобство обслуживания обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла газов при отключении КЗ;
-сокращение времени на монтаж;
-отсутствие загрязнений окружающей среды.
К недостаткам относится повышенный уровень коммутационных перенапряжений что требуют применения специальных технических средств а также их высокая цена.
В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое КРУ заводского изготовления состоящего из отдельных ячеек различного назначения.
Для комплектования ЗРУ-10 кВ выберем малогабаритные ячейки К-63 изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации имеют двухсторонний коридор обслуживания выкатные тележки с вакуумными выключателями безопасный доступ к любому элементу КРУ-10.
В составе КРУ сери К-63 входят вакуумные выключатели типа ВВТЕ 0 – 20630 (100 1600) УХЛ1 трансформаторы тока трансформаторы напряжения разрядники заземляющие ножи сборные и соединительные шины опорные и переходные изоляторы.
3 Выбор выключателей
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению номинальному току конструктивному исполнению месту установки и проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и термическую стойкость.
Выбор высоковольтных выключателей рассмотрен на примере выключателя Q1 установленного в цепи ОРУ-110 кВ (чертеж 1).
Параметры сети: Uс = 110 кВ Iраб = 163 А Iк3 =1897 кА iуд = 528 кА.
Выбран баковый масляный выключатель типа ВМТ–110–251250 УХЛ1.
Параметры: Uн = 110 кВ Iн = 1250 А Iотк.н = 25 кА Iдин = 65 кА Iт = 25 кА при tт =3 с tвыкл =006 с (tоткл = 1 + 006 = 106 с).
Выбор по номинальному напряжению:
Выбор по номинальному току:
Проверка по току отключения:
Проверка на электродинамическую стойкость:
Проверка на термическую стойкость:
Iоткл.н2 * tт = 25 2 * 3 = 1875 (кА2*с);
Аналогично производится выбор и проверка для других выключателей. Результат выбора и проверки расчёта приведён в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Выбор высоковольтных выключателей.
Место установки выключателя по рисунку 2.1.
Условия выбора и проверки
Параметры выключателя
ВМТ – 110 – 25 1250 УХЛ1
Продолжение таблицы 4.2
4 Выбор разъединителей
Разъединители выбирают по конструктивному выполнению роду установки и номинальным характеристикам: напряжению длительному току электродинамической и термической стойкости при КЗ.
На напряжение 110 кВ выбраны разъединители наружной установки с механической блокировкой с заземлителями типа З-110У3 в однополюсном исполнении типа РНДЗ. На напряжение 10 кВ разъединители наружной установки в трёхполюсном исполнении РЛНД-10630 У1 (QS7 – QS10 по чертежу 1).
Проверка выполняется аналогично проверке выключателей (4.1) – (4.6) и сведена в таблицу 4.3
Таблица 4.3 - Выбор разъединителей.
Место установки разъединителя по рисунку 1.1.
Параметры разъединителя
РНДЗ.2 – 1103200 ХЛ1
5 Выбор ограничителей перенапряжений
При коммутации выключателями с малым временем отключения нагруженных трансформаторов или при пуске двигателей могут возникнуть перенапряжения опасные для изоляции оборудования.
В результате исследований проведённых специалистами научно-исследовательского предприятия «Таврида-Электрик» было установлено что коммутационные перенапряжения могут возникать лишь при определённом соотношении параметров сети и параметров выключателя.
Для предотвращения коммутационных и других перенапряжений необходимо установить специальные устройства для ограничения и устранения вредного влияния перенапряжений на изоляцию оборудования. В качестве таких устройств могут быть выбраны ограничители перенапряжений (ОПН). Они устанавливаются между фазой и землей а также между различными фазами сети.
Их основные преимущества перед вентильными разрядниками следующие:
-глубокий уровень ограничения;
-стабильность характеристик;
-надёжность в эксплуатации;
-отсутствие необходимости в техническом обслуживании;
-взрывобезопасность и сейсмостойкость;
-возможность установки в подвесном и опорном исполнении;
-малый вес и габариты.
ОПН без искровых промежутков изготавливаются на основе оксидо-цинковых варисторов. ОПН предназначены для защиты двигателей трансформаторов воздушных и кабельных линий от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
Для защиты оборудования напряжением 110 кВ выбираются ОПН УТЕL 11084; 10 кВ – ОПН ТТЕL 10115.
Выбор шин РУ осуществляется по длительному допустимому току нагрузки с использованием справочных данных и производят проверку на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.
В качестве шин ЗРУ-10 целесообразно выбрать алюминиевые шины прямоугольного сечения 50 х 6 мм2. Iдоп = 870 А; Iр = 3044 А.
Проверка на электродинамическую стойкость при воздействии тока КЗ:
где р – расчётное механическое напряжение шины Па;
доп – расчётное механическое напряжение шины Па (для алюминиевых шин доп =65 МПа).
где F – усилие от динамического воздействия токов КЗ;
W – момент сопротивления м3.
где а – расстояние между токоведущими шинами м.
Момент сопротивления для прямоугольных шин:
где b и h – соответственно узкая и широкая стороны сечения шины м.
Проверка по термической стойкости:
где Sш - сечение шин мм2;
Sт – термически стойкое сечение мм2.
где α – коэффициент термической стойкости (для алюминия =95).
Проверяем шины ЗРУ–10. Расстояние между изоляторами одной фазы то есть пролёт l = 11 м расстояние между фазами a = 035 м.
Следовательно можно сделать вывод что выбранные шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Следовательно выбранные шины удовлетворяют условию термической стойкости.
Опорные изоляторы выбирают по номинальному напряжению и проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях.
Условие проверки на механическую нагрузку при КЗ:
где 06 – коэффициент запаса;
Fдоп – допустимое усилие на изолятор.
В ЗРУ – 10 для крепления шин используются опорные изоляторы ИО–10–375 У3 с параметрами: номинальное напряжение 10 кВ минимальная разрушающая сила на изгиб 375 кН.
Производим проверку изоляторов по формулам (4.12) (4.16):
F = 176 * 41002 * * 10-7 = 93 (Н)
Следовательно изолятор прошёл проверку на механическую нагрузку при токах КЗ.
8 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор трансформаторов тока (ТТ) производят: по номинальному напряжению; первичному току; нагрузке вторичной цепи которая обеспечивает погрешность в пределах паспортного класса точности; по роду установки; конструкции; классу точности. Также их проверяют на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ.
Основные условия выбора ТТ следующие:
)Выбор ТТ по номинальному напряжению осуществляется по формуле (4.1).
)Выбор ТТ по номинальному току осуществляется по формуле (4.2).
)Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в требуемом классе точности состоит в соблюдении условия:
где S2ном – номинальная вторичная нагрузка в классе точности ВА;
S2р – расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТТ ВА.
Фактическая (расчётная) нагрузка подключённая к вторичной обмотке ТТ определяется из следующего выражения:
где I2ном – номинальный ток вторичной обмотки ТТ А;
Z2ном – сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку Ом.
Сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку складывается из трёх составляющих: суммы сопротивлений приборов (Σrприб) допустимого сопротивления проводов (rдоп) и переходного сопротивления контактов (rконт) (принимаем rконт = 01).
Z2ном = Σrприб + rдоп + rконт (4.19)
Исходя из этого расчётную нагрузку можно представить следующим образом:
где ΣSприб – суммарная мощность всех приборов подключенных к вторичной обмотке ТТ ВА.
В связи с тем что ТТ на все напряжения встроены во ввода выключателей (кроме ТТ подключенных к релейной защите от замыканий на землю) проверку на электродинамическую и термическую устойчивость не производим.
К установке на напряжение 110 кВ принимаются ТФЗМ–110Б–1У1 6005 и ТВТ–110–I 6005; на стороне 10 кВ – ТОЛ–10 15005 и 3005; в нейтрали силовых трансформаторов ТДН–16000110 устанавливаются ТВТ–35–I 3005. Все эти ТТ имеют две обмотки и обеспечивают возможность последовательного или параллельного их подключения. При параллельном подключении и классе точности 1 достаточном для подключения измерительных приборов имеют мощность вторичной цепи 40 ВА. При классе точности 10Р обеспечивают мощность 20 ВА.
Измерительные приборы подключаемые к измерительным трансформаторам и их мощность приведена в таблице 4.4.
Таблица 4.4 - Приборы подключаемые к измерительным трансформаторам
Для примера производится выбор и проверка ТТ на 110 кВ. К установке принят ТФЗМ–110Б–1У1 6005.
Проверка по номинальному току:
По номинальному напряжению:
Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи:
Мощность приборов подключённых к ТТ на 110 кВ составляет 57 ВА (один Э309 и один А1D-3-00-С2-Т на каждую фазу). Ток вторичной цепи 5 А. Переходное сопротивление контактов 01 Ом. Сопротивление проводов рассчитывается по следующей формуле:
где ρ – удельное электрическое сопротивление (для меди 0018);
Sпр – сечение кабеля мм2 (технически сечение медного кабеля не должно быть менее 15 мм2 и примерно составит 25 мм2).
S2р = 57 + 52 * (0864+ 01) = 298 ВА
Аналогично производится проверка и остальных ТТ результат сведён в таблицу 4.5
Таблица 4.5 - Выбор и проверка трансформаторов тока.
ТФЗМ –110Б – 1У1 6005
ТВТ – 110 – I – 6005
9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения удобного для измерения.
Трансформаторы напряжения для питания измерительных приборов и реле выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки классу точности схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.
Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключённых приборов.
Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки осуществляется по формуле (4.1).
Проверка по классу точности осуществляется по следующей формуле:
S2р – расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТН ВА.
Для установки на подстанции на 10 кВ принимаем трансформатор НТМИ – 10 – 66 У1 с мощностью вторичной обмотки 120 ВА в классе точности 05.
Мощность приборов подключаемых к ТН составляет 25 ВА (один Э377). Произведем проверку ТН.
Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки:
Проверка по классу точности:
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
В процессе работы системы электроснабжения могут возникать повреждения отдельных её элементов и ненормальные режимы.
Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливают релейную защиту (РЗ) которая представляет собой совокупность автоматических устройств обеспечивающих отключение повреждённой части сети или электроустановки.
К устройствам РЗ предъявляются следующие требования: высокая надёжность селективность то есть отключение только повреждённого участка быстродействие высокая чувствительность простота наличие сигнализации о повреждениях.
1 Источники оперативного тока
Ток питающий цепи дистанционного управления коммутационной аппаратуры цепи релейной защиты автоматики телемеханики и сигнализации называется оперативным. Следовательно род оперативного тока определяется РЗ автоматикой приводами применяемых выключателей и другими устройствами.
При КЗ и ненормальных режимах работы сети напряжение источника оперативного тока и его мощность должны иметь достаточные значения для надёжного отключения и включения соответствующих выключателей и для срабатывания вспомогательных реле защиты и автоматики. Следует учитывать и тот факт что существующая аппаратура защиты и управления на постоянном оперативном токе является более совершенной чем такая же аппаратура на переменном токе.
Вследствие наличия на подстанции большого количества коммутационной аппаратуры следует использовать постоянный оперативный ток.
2 Защита и автоматика трансформаторов 16 МВА
На трансформаторах 16 МВА предусматриваются следующие устройства защиты и автоматики:
Продольная дифференциальная токовая защита от повреждений внутри бака трансформатора и на выводах выполненная на реле ДЗТ – 11;
Газовая защита трансформатора и устройства РПН от повреждений внутри кожуха трансформатора и от понижения уровня масла;
-Максимальная токовая защита трансформатора на стороне 110 кВ с пуском минимального напряжения действующая на выходные реле защиты трансформатора. Пуск минимального напряжения выполняется от ТН – 10 кВ установленных на секциях шин 10 кВ;
-Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения на вводах 10 кВ трансформатора действующая с первой выдержкой времени на отключение выключателей ввода со второй – на выходные реле защиты трансформатора;
-Максимальная токовая защита от перегрузки на вводах 10 кВ трансформатора с действием на сигнал;
-Устройство автоматического повторного включения однократного действия на выключателях 10 кВ вводов трансформаторов;
-Для восстановления питания потребителей 10 кВ при устойчивом КЗ на питающих ВЛ 110 кВ на каждой секции шин 10 кВ ПС 110 кВ «Южная» предусматривается защита минимального напряжения включенная на ТН шин 10 кВ и действующая на отключение ввода 10 кВ.
3 Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ
На секционных выключателях 10 кВ типа ВВТЕ 0 – 20630 (100 1600) УХЛ1 в соответствии с заводской схемой ячейки К-63 предусмотрены:
-Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ;
-Устройство АВР. Пуск АВР осуществляется при отключении выключателя ввода трансформатора от выходных реле защиты трансформатора и от защиты минимального напряжения.
4 Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек
На трансформаторах предусматривается фазная токовая отсечка и максимальная токовая защита от междуфазных КЗ.
На трансформаторах собственных нужд кроме того предусматривается защита от замыканий на землю в сети 04 кВ с действием на отключение выключателя 10 кВ ТСН.
5 Защита и автоматика линий 10 кВ
На каждой линии 10 кВ предусматриваются следующие устройства размещенные в ячейке КРУ типа К-63:
-Максимальная токовая отсечка;
-Максимальная токовая защита с выдержкой времени;
-Автоматическое повторное включение однократного действия;
-Предусматривается подключение к каждой линии группового устройства селективной сигнализации замыканий на землю типа УСЗ – ЗМ;
-Предусматривается отключение части линий 10 кВ от устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и последующее автоматическое повторное включение при восстановлении частоты (ЧАПВ).
Общая схема релейной защиты и автоматики линий 10 кВ приведена в приложении 3.
5.1 Максимальная токовая защита
Построим схему на реле РТ – 40. По условиям селективности максимальная токовая защита (МТЗ) должна действовать при условии:
где Iсз – ток срабатывания защиты;
kотс – коэффициент отстройки учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле для защит с реле РТ – 40 kотс = 12;
kз – коэффициент запуска учитывающий самозапуск двигателей для смешанной нагрузки kз = 2;
kв – коэффициент возврата для защит с реле РТ – 40 kв = 08.
После выбора тока срабатывания производится проверка чувствительности защиты. Для основных защит:
где Iк min – минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого участка взят из «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска» Iк3 = 444А.
Далее определяется ток срабатывания реле:
где nтт – коэффициент трансформации трансформатора тока;
kсх – коэффициент схемы характеризующий схему включения реле.
Проводим выбор тока срабатывания МТЗ на одной из отходящих от ПС линий. Примем что линии идут к ТП 400 кВА:
Принимаем ток уставки Iсз = 70 А. Выдержка времени защиты tв = 1 с.
Расчетное двухфазное КЗ на шинах 04 кВ ТП:
Т.е. защита по чувствительности нас удовлетворяет.
Определяем ток срабатывания реле:
Выбираем к установке реле РТ – 40 2.
5.2 Максимальная токовая отсечка
Выбираем защиту второй ступени т.е. токовую отсечку.
Токовая отсечка (ТО) представляет собой разновидность МТЗ обеспечивающей быстрое отключение поврежденного участка. Селективность ТО достигается за счет ограничения зоны их действия. Для этого ток срабатывания отсечки Iсо выбирается больше максимально возможного тока КЗ в начале смежного участка электрической сети (Iк.max):
Iсо = kн * Iк.max. (5.4)
Это является основным условием выбора тока срабатывания отсечки.
Здесь kн – коэффициент надежности учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле для защит с реле РТ – 40 kн = 12;
Чувствительность отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности:
где Iк min – минимальный ток КЗ в начале защищаемого участка.
Построим схему на реле РТ – 40.
Iсо = 12 * 444 = 533 (А).
Принимаем ток уставки Iсо = 540 А.
В качестве расчетного примем двухфазное КЗ на шинах 10 кВ ПС «Южная»:
Выбираем к установке реле РТ – 40 20.
5.3 Автоматическое повторное включение
Эффективным мероприятием позволяющим повысить надёжность питания потребителей является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения которые были до этого отключены релейной защитой.
Практика эксплуатации энергосистем показала что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается и цепь может быть вновь включена в работу [7].
Устройства АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени tАПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось то включение линии будет успешным и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.
Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АВР электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно выдержка времени у АПВ должна быть меньше чем у АВР. Примем tАПВ=1с.
5.4 Защита от замыканий на землю
Однофазные замыкания на землю имеют место в сетях с изолированной нейтралью (6 – 35 кВ) и составляют 70 – 80 % всех повреждений линий. Токи замыкания не превышают 20 – 30 А поэтому замыкания на землю не являются короткими замыканиями. Согласно ПУЭ такой режим допускается в течение 2 ч чтобы выявить поврежденный элемент и перевести потребителей на другой источник питания.
Устройство селективной сигнализации замыканий на землю выполняется с помощью трансформаторов тока нулевой последовательности. Магнитопровод такого трансформатора тока охватывает три фазы защищаемой сети а к обмотке подключают токовое реле РТ – 40 02.
Токи срабатывания защиты рассчитываются после уточнения значений емкостных токов защищаемых линий.
5.5 Автоматическая частотная разгрузка
Согласно ГОСТ – 13109 – 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 01 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 02 Гц.
При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты но и напряжения.
В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с а с частотой 485 Гц – 60 с.
АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧР I.
В настоящее время выпускается аналого–цифровое измерительное реле частоты типа РСГ – 11 которое срабатывает при снижении при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.
При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей отключенных АЧР применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ – ЧАПВ).
Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.
Для автоматизации контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 11010 кВ «Южная» рекомендуются к установке интеллектуальные счётчики АЛЬФА и установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “АББ ВЭИ Метроника”.
Счётчик АЛЬФА предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю учёту и распределению электрической энергии.
Принцип измерения счётчика АЛЬФА заключается в аналого-цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик АЛЬФА состоит из измерительных датчиков напряжения и тока основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика выполненного на жидких кристаллах.
На ПС 11010 кВ «Южная» устанавливаем счётчики АЛЬФА на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики АЛЬФА модификации A1D учитывающие электроэнергию в одном направлении позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущей на собственные нужды подстанции также используем счётчики модификации A1D. Счётчики устанавливаем на вводе 04 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока.
Для большого числа присоединений целесообразно внедрять одновременно с установкой счетчиков АЛЬФА автоматизированную систему коммерческого учета электроэнергии.
Для подстанции как и для всего предприятия Тобольских электрических сетей рекомендуется к внедрению система учета электроэнергии АльфаЦЕНТР. Эта система удовлетворяет потребностям заказчиков всех уровней – от небольших предприятий с несколькими счетчиками до распределенных энергосистем с несколькими тысячами счетчиков. Программный комплекс базируется на принципах клиент-серверной архитектуры (Операционные системы Windows NT2000 UNIX СУБД ORACLE).[13]
Информационно – вычислительный комплекс АльфаЦЕНТР осуществляет измерение активной и реактивной мощности в двух направлениях и потребления активной и реактивной энергии за сутки месяц год (по группам в целом и с раскладкой по временным зонам). Определяются средние мощности на интервале усреднения 1 3 5 10 15 или 30 мин. При этом с разных точек учета можно снимать профили с разным интервалом усреднения. Проводятся автоматические расчеты по расчетным группам и временным зонам отслеживаются превышения заданных лимитов ведутся архивы. Также осуществляется индикация следующих параметров: частота пофазные токи и напряжения пофазные углы сдвига между токами и напряжениями пофазная мощность.
Система в параллельном режиме проводит сбор данных со счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи расчеты самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня анализ полноты данных и сбор недостающих.
Следует отметить что для обслуживания АСКУЭ требуется высококвалифицированный персонал подготовка которого связана с определенными затратами. Тем не менее опыт показывает что экономия электроэнергии составляет от 15 до 30 %.[13]
ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА ПС 110 кВ «ЮЖНАЯ»
1 Технико–экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»
В данном разделе производится технико-экономическое сравнение двух вариантов описанного в данном проекте.
Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш - Тобольская (3Цепь) длиной около 02км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).
Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта.
Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.
При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками И. Т.е. передаваемая мощность а следовательно потери энергии DЭ затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.
В отечественной практике при выборе оптимального варианта проектного решения в качестве критерия используется показатель – годовые приведенные строительно-эксплуатационные расходы (затраты). Приведенные затраты (рубгод) состоят из: отчислений от капитальных вложений К на сооружение линий и подстанции; текущих эксплуатационных издержек производства – стоимости потерь электроэнергии затрат на техническое обслуживание и ремонт а также затрат на амортизацию С.
Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле:
З = Ен * К + С (7.1)
где Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности зависящий от нормативного срока окупаемости капитальных вложений Ток продолжительность которого принимается с учётом срока службы основного оборудования (10 лет).
Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведенных затрат т.е. из вариантов проектного решения выбирается тот который обеспечит:
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по сметной стоимости строительства приведенной в таблице 7.1. При этом в связи с тем что часть сооружений подстанции были построены в 1990-х их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается. Стоимость капиталовложений по второму варианту приводятся к уровню 2006 г. домножением цен 1991 г. на коэффициент приведения равный для оборудования – 20 для строительно-монтажных работ - 14.
Т.е. капиталовложения по вариантам составляет: К1 = 355639 тыс. руб. Кп = 257199 тыс. руб.
Таблица 7.1 - Сметная стоимость строительства подстанции
Укрупнённые показатели стоимости тыс. руб.
Перезавод питания 1-ой цепи
Строительство ВЛ-110кВ в двухцепном
исполнение на железобетонных опорах длиной около 10км на участке ПС Южная до захода на ПС Волгинская
Строительство ПС 11010кВ 216000кВА
Проектирование подстанции с подводящими линиями
Заменяя систем ОД и КЗ 110кВ на элегазовые выключатели 110кВ на ПС 110кВ Волгинская
Годовые эксплуатационные издержки С состоят из стоимости потерь электроэнергии в линиях Спл стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах Спт и эксплуатационных отчислений Сэ и определяются по формуле:
И = Спл + Спт + Сэ. (7.4)
Стоимость потерь электроэнергии в линиях определяются по формуле:
Спл = ΔЭл * с0 (7.5)
где ΔЭл – потери электроэнергии в линиях;
с0 = 031 рубкВтч – удельная стоимость потерь электроэнергии.
Потери электроэнергии в линиях:
ΔЭл = 3 * Imax.p2 * r0 * l * (7.6)
где Imax.p r0 l параметры линий определенные ранее
– время максимальных потерь определяемое по выражению:
где Tmax – число часов использования максимума.
Для обоих вариантов параметры линий Imax.p = 163 А r0 = 021 Омкм l = 035 км и число часов использования максимума Tmax = 5500 ч. Получаем:
ΔЭл = 3 * 1632 * 021 * 035 * 39795 = 2331 тыс. кВт*ч
Спл = 2331* 038 = 89 тыс. руб.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:
где ΔЭт – потери электроэнергии в трансформаторах:
где n – число трансформаторов;
ΔP0 и ΔPк – номинальные потери трансформатора в режиме ХХ и КЗ соответственно (взяты из таблицы 2.1);
Т - время работы трансформаторов чгод (при работе круглый год Т = 8760 ч);
Sп - фактическая мощность протекающая по трансформатору;
Sном – номинальная мощность трансформатора.
Для обоих вариантов параметры трансформаторов ΔP0 = 25 кВт ΔPк = 307 кВт Sп = 155 МВА Sном = 25 МВА. Получаем:
Спт = 6728 * 038 = 2557 тыс. руб.
Стоимость эксплуатационных отчислений Са определяется по формуле:
где рΣ = ра + рр + ро - отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание соответственно о.е.год [5]. По второму варианту в среднем по подстанции отчисления на амортизацию составят 01 по первому варианту в связи с установкой современного оборудования эти расходы снизятся до 0025.
Для двух вариантов стоимость амортизационных отчислений составит:
СаI = 0025 * 499406 = 12485 тыс. руб.
СаII = 01 * 400966 = 40097 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки С для первого и второго вариантов составят:
СI = 89 + 2557 + 12485 = 15131 тыс. руб.
СII = 89 + 2557 + 40097 = 42743 тыс. руб.
Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле (7.1):
ЗI = 01 * 355639 + 15131 = 763216 тыс. руб.
ЗII = 01 * 257199 + 42743 = 788356 тыс. руб.
Анализ полученных решений показывает что наиболее рациональным вариантом для строительства подстанции является 1 вариант имеющий большие капитальные вложения но в то же время более современное оборудование меньшие затраты на эксплуатацию меньшее время монтажа удобство обслуживания а также ряд других преимуществ.
2 Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта
Эффективность инвестиционного проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в строительство ПС 11010 кВ «Южная» и питающих ее ВЛ 110 кВ.
Показателями экономической эффективности внедрения проекта служат:
–Накопленная чистая дисконтированная стоимость по варианту подстанции;
–Срок окупаемости инвестиций;
–Норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности).
Соответствующие затрат и результатов инвестиционного проекта распределены на значительном отрезке времени и поэтому неравноценны так как затраты в более поздние сроки предпочтительней аналогичных затрат в более ранний период.
Чтобы привести результаты и затраты к какому-то моменту времени (начала финансирования начала эксплуатации списания) используют коэффициент дисконтирования. Чистая текущая стоимость (дисконтирования) будет рассчитываться каждый на год по формуле:
ЧТСt = ПНt * αt (7.11)
где ПНt – поток наличности в t-м году;
αt –коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода.
αt = (1 + Е)tр – t (7.12)
где Е – коэффициент эффективности капитальных вложений или цена авансированного капитала определяемый ставкой банковского процента по долгосрочным депозитам;
t – год затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.
Поток наличности за каждый год определяется по выражению:
ПНt = Эt – Ht – Kt + At (7.13)
где Эt = CIt – CIIt – экономический эффект равный разности годовых эксплуатационных затрат по сравниваемым вариантам без амортизации;
Ht – налоги уплаченные предприятием с имущества и прибыли;
Kt – капитальные вложения в инвестиционный проект;
At – амортизационные отчисления.
Определим показатели экономической эффективности проекта.
В качестве Kt принимаем капитальные затраты на завершение строительства выбранного варианта проекта т.е. Kt = 355639 тыс. руб.
Амортизационные отчисления при расчетном периоде 15 лет:
Экономия на текущих затратах:
Эt = 40097 – 12485 = 27612 тыс. руб.
Налоговые отчисления складываются из двух видов налогов:
Нимt = Состt * Нст 100 (7.14)
где Нст = 2 % – ставка налога;
Состt = Kt – Аt * t – остаточная стоимость проекта.
Нпрt = (Эt – Нимt) * Нст 100 (7.15)
где Нст = 25 % – ставка налога.
Суммируя потоки наличности за каждый год расчетного периода определяется накопленный поток наличности – НПНt. А суммируя чистую текущую стоимость – накопленную чистую текущую стоимость НЧТСt. Расчет показателей экономической эффективности инвестиций приведен в таблице 7.2. График окупаемости инвестиций показан на рисунок 7.1.
Расчет накоплений чистой текущей стоимости инвестиционного проекта «ПС 11010 кВ Южная»
Продолжение таблицы 7.2
Рисунок. 7.1 График окупаемости инвестиций
Определяем индекс доходности инвестиционного проекта (индекс рентабельности):
Т.к. ИД > 1 то проект можно принять к внедрению.
Определяем внутренний коэффициент окупаемости проекта (норму рентабельности) – ВКО. Под нормой рентабельности принимают такое значение коэффициента дисконтирования при котором НЧТС = 0. Необходимо определить методом подбора такое значение α при котором НЧТС примет значение равное нулю.
Расчет ЧТС при разных вариантах коэффициента экономической эффективности приведен в табл. 7.3. а изменение НЧТС в зависимости от коэффициента экономической эффективности на рис. 7.2.
Рисунок 7.2 Изменение НЧТС в зависимости от коэффициента
экономической эффективности
Таблица 7.3 - Расчет ЧТС при различных значениях коэффициента экономической эффективности
С помощью данных таблицы 7.3 рассчитывается ВКО по выражению:
где Е1 и Е2 – коэффициенты экономической эффективности при которых НЧТС является соответственно положительной и отрицательной.
Для данного проекта ВКО = 1228 %. Это значит что коэффициент экономической эффективности капитальных вложений не должен быть выше 1228%. В проекте Е = 10 % т.е. для предприятия данный проект выгоден. По показателю ЧТС проект окупается через 125 лет по ПН – 8 лет.
Основные показатели экономической эффективности капиталовложений в проект ПС 11010 кВ «Южная» приведены на чертеже 4.
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Охрана труда и техника безопасности
Оценим опасные и вредные факторы воздействующие на персонал обслуживающий подстанцию и меры по предотвращению этих факторов.
При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;
влияние электромагнитного поля на организм;
поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
поражение обслуживающего персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
возможность падения персонала с высоты;
возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;
Для создания нормальных условий труда при проведении работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования проектом предусмотрена компоновка подстанции обеспечивающая возможность применения автокранов телескопических вышек передвижных лабораторий инвентарных устройств и средств малой механизации (см. чертеж 2).
Персонал осуществляющий ремонт техническое и оперативное обслуживание подстанции обеспечен производственными помещениями размещенными в здании ОПУ.
Электробезопасность на подстанции обеспечивается применением:
)Надлежащей изоляции;
)Соответствующих разрывов до токоведущих частей;
)Заземляющего устройства;
)Предупреждающей сигнализации надписей и плакатов;
)Защиты от коротких замыканий и перенапряжений;
)Молниезащитного устройства;
)Устройств защитного отключения электроустановок;
)Выравнивания потенциалов;
)Защиты персонала от воздействия электромагнитных полей и др.
Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ 110 кВ предусматриваются:
) Конструкция опор и ВЛ допускающая подъем на опоры и производство работ без снятия напряжения обеспечивающая возможность закрепления унифицированных монтажных приспособлений и доступ обслуживающего персонала к узлам крепления гирлянд изоляторов;
) Зазамление каждой опоры.
Все технические решения приняты в соответствии действующими нормами и правилами включая и правила техники безопасности.
При соблюдении правил технической эксплуатации технологических карт по производству работ а также правил ТБ при эксплуатации электроустановок эксплуатация сооружений по данному проекту безопасна.
2 Расчет заземляющего устройства
Важным фактором безопасности является заземление оборудования. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры от напряжения возникающего на металлических частях оборудования нормально не находящихся под напряжением но могущих оказаться под ним при повреждении изоляции.
Для предотвращения возможности возникновения потенциала на корпусе оборудования его заземляют путём надёжного присоединения к контуру заземления.
Заземлению подлежат:
нейтрали трансформаторов подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;
разрядники и молниеотводы;
металлические части электрического оборудования нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции например основания и кожухи электрических машин трансформаторов аппаратов токопроводов металлические конструкции РУ ограждения и т.п.;
вторичные обмотки измерительных трансформаторов;
металлические щиты и пульты всех назначений на которых устанавливаются приборы аппараты и другие средства автоматизации а также металлические конструкции для установки электрических приборов и кнопок управления.
Произведем расчёт заземляющего устройства подстанции:
Для условий проектирования требуемая величина сопротивления заземляющего устройства 05 Ом для ее обеспечения необходимо монтировать искусственные заземлители.
Удельное сопротивление грунта в соответствии с данными изысканий ρ = 50 Омм на глубине до 10 м глубина промерзания суглинка 210 см.
Принимаются заземлители из электродов диаметром 12 мм длиной 10 м для связи используется стальная полоса сечением 40х4 мм2. Предварительно с учетом площади занимаемой объектом намечаем расположение заземлителей по периметру.
Определяем сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя (соединительной полосы):
где ρ – удельное сопротивление грунта;
t = 07 м – глубина заглубления полосы от уровня земли.
Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей:
где Rи – требуемое сопротивление искусственного заземлителя.
Rв = 05 – 02786 = 02214 Ом
Определяется сопротивление стеканию тока одного вертикального заземлителя:
d – диаметр электрода;
h – глубина промерзания грунта.
Необходимое число электродов:
Принимаем N = 30. Размещаем электроды по контуру заземляющего устройства с тем расчетом чтобы расстояние между электродами было больше длины электрода.
Дополнительно к контуру на территории подстанции устраиваем сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08 – 1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 30 м для выравнивания потенциалов у входов и въездов а также по краям контура прокладываем углублённые полосы. Эти неучтённые горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления проводимость их идёт в запас надёжности.
Расчетное сопротивление заземляющего устройства 0494 Ом. Размещение вертикальных и горизонтальных заземлителей показано в приложении 5.
3 Расчет молниезащитного устройства
Молниезащита – комплекс защитных устройств предназначенный для обеспечения безопасности людей сохранности сооружений оборудования и материалов от возможных взрывов загораний и разрушений возникающих при воздействии молнии и других проявлений атмосферного электричества.
На подстанциях 6-500 кВ трансформаторы ОРУ ЗРУ маслохозяйство и другие взрывоопасные и пожароопасные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии. В зданиях и сооружениях имеющих металлическую кровлю достаточно заземлить металлические части. ОРУ защищают стержневыми молниеотводами. Полное сопротивление заземлителя не должно превышать 80 Ом.
Защита изоляции от прямых ударов молнии осуществляется установкой молниеотводов на концевой опоре ВЛ 110 кВ и прожекторной мачте высотой по 35 м. Расстояние между молниеотводами 45 м. Территория подстанции относится зоне защитыБ.
Область защиты двойного стержневого молниеотвода определяется по следующим формулам:
Высота начала зоны защиты молниеотвода:
где h = 35 м – высота молниеотвода.
h0 = 085 * 35 = 2975 м.
Границы зоны защиты на уровне земли:
r0 = 15 * 35 = 525 м.
Границы зоны защиты на высоте hx = 65 м – максимальной высоты основного оборудования подстанции:
Предусматривается растекание тока молнии по магистралям заземления в нескольких направлениях а также установка 2 вертикальных электродов длиной 5 м для каждого молниеотвода.
Зоны защиты молниеотвода соотнесенные с генеральным планом подстанции показаны на чертеже 5.
4 Оценка экологичности проекта
Проектируемая ПС 11010 кВ «Южная» и устанавливаемое на ней оборудование не имеют вредных выбросов в атмосферу. Для предотвращения загрязнения окружающей территории и водоемов при аварийном выбросе масла из трансформаторов предусмотрены маслоприемники закрытые маслоотводы и маслосборник.
Для предотвращения вредного и опасного влияния электромагнитных полей на человека и животные организмы приняты следующие меры:
Ограждение подстанции для предотвращения попадания посторонних на её территорию;
Ограничение времени работы при наличии ЭМП;
Максимальное удаление источников ЭМП от флоры и фауны.
Специальных мероприятий по шумозащите не требуется так как ПС размещается в удалении от жилой зоны застройки. Проектируемая ВЛ 110 кВ не вызывает загрязнение атмосферы не создает повышенных шумов и не оказывает вредного влияния на растительный мир.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей города Тобольска ПС «Южная» целесообразно разместить в подгорной части города Тобольска ближе к центру нагрузок исторической застройки города.
Вариант №2 схемы подключения ПС 11010кВ «Южная» к сети 110кВ предусматривающий подключение ответвлением от ВЛ-110кВ Иртыш-Тобольская (3-я цепь) более дешевый но значительно уступает варианту №1 с подключением одной цепи в ячейку 110кВ на ПС «Иртыш» как в части релейной защиты и ремонтоприспособленности так и в части обеспечения надежности электроснабжения потребителей города.
В связи с этим рекомендуем принять как приоритетный вариант №1: подключение ПС «Южная» к сети 110кВ в продление действующей ВЛ-1 ЮкВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с перезаводом питания 1-ой цепи от шин 110кВ ПС 5002201101ОкВ «Иртыш» с установкой новой ячейки 110кВ на ОРУ-110кВ ПС «Иртыш».
С учетом ожидаемой нагрузки рекомендовать к установке на ПС 11010кВ «Южная» двух трансформаторов мощностью по 16МВА и элегазовых выключателей на стороне 110кВ.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей города Тобольска от ПС «Волгинская» и «Южная» произвести замену ОД и КЗ 110кВ на ПС «Волгинская» на элегазовые выключатели.

таблица южная.doc

Прогноз прибыли за счет деятельности по передачи электроэнергии
Суммарная выручка - 247643 млн.руб. Суммарные издержки за 25лет - 82257 млн.руб. Прибыль за 25лет - 165387 млн.руб. Расчетный срок работы оборудования 25лет.

размещение устройств РЗА.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Ответвление от ВЛ 110 кВ
Тобольская - Волгинская
Трансформатор напряжения
Трансформатор тока ТG-145
Выключатель элегазовый
Трансформатор силовой ТДН-16000110 У1
со встроенными трансформаторами
в нейтрали ВН ТВТ-35 исп.
ВЛ 110 кВ на ПС Иртыш