Электроснабжение района Архангельской области

ВВЕДЕНИЕ

Исходя их современной потребности обеспечения роста объемов производства в промышленности и в сфере сельского хозяйства, назревает вопрос развития и совершенствования системы электроэнергетики в нашей стране. Основные задачи на сегодняшний день: качество поставляемой электроэнергии, бесперебойные поставки, энергосбережение и надежность.

Особенность развития программ энергетики заключается ещё и в том, что новые решения в данной сфере требуют больших затрат на реконструкцию существующего оборудования. Однако, в большинстве случаев, эти риски оправданы и в итоге начинают приносить прибыль.

В данной выпускной квалификационной работе (ВКР) спроектировано электроснабжение сельскохозяйственного района Архангельской области. В настоящее время численность района составляет 1200 человек. В административном подчинении района находится деревня «Боры», с численностью населения 100 человек. На территории района размещены птицеферма, районная котельная, а также объекты социальной и культурной сферы населения.

Электроснабжение района спроектировано на питании от подстанций районных энергосистем.

В качестве главной понизительной подстанции является тупиковая ПС 35/10 кВ, включающая в себя два трансформатора «ТМН 2500/35». Распределительное устройство низшего напряжения выполнено по схеме с двумя секциями шин, что необходимо для электроснабжения потребителей любой категории.

Проектируемая подстанция получает питание от электрической системы по двум линиям Л1 и Л2. После преобразования электроэнергии на напряжение 10 кВ электроэнергия передается потребителям. Количество линий на 10 кВ - 2. Среди потребителей электроэнергии имеются потребители всех категорий.

Распределительное устройство подстанции выполнено открытого типа - для высшего напряжения 35кВ.

Распределительное устройство 10 кВ (КРУ) контейнерного типа, состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном виде.

Основное электропитание аппаратуры осуществляется от шин собственных нужд подстанции, резервное питание средств связи и системы диспетчерского технологического управления осуществляется от аккумуляторных батарей.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

1.1 Общие сведения

Электроснабжение рассматриваемого района спроектировано на питании от подстанций районных энергосистем.

В качестве главной понизительной подстанции принимаю тупиковую ПС 35/10 кВ, включающую в себя два трансформатора «ТМН-2500/35/10». Распределительное устройство низшего напряжения имеет схему с двумя секциями шин, что необходимо для электроснабжения потребителей любой категории.

Проектируемая подстанция получает питание от электрической системы по двум линиям Л1 и Л2. После преобразования электроэнергии на напряжение 10 кВ электроэнергия передается потребителям. Количество линий на 10 кВ - 2. Среди потребителей электроэнергии имеются потребители всех категорий. Электроприемники 1-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, перерывы в электроэнергии допускаются на время автоматического восстановления питания.

Распределительное устройство подстанции для высшего напряжения выполнено открытого типа.

Распределительное устройство 10 кВ (КРУН) состоит из частично закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном виде.

Основное электропитание аппаратуры подстанции осуществляется от шин собственных нужд, резервное питание средств технологического управления осуществляется от аккумуляторных батарей.

Основные потребители электрической энергии района - птицеферма и объекты жилой и коммунально-бытовой застройки.

1.2 Расчетно-климатическая характеристика района

По расчетным и метеорологическим данным район климатических условий принят по гололеду - 2 (толщина стенки гололедного отложения - 10 мм), по ветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/с).

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, Н/м2:

максимальный 40;

при гололеде 10.

Глубина промерзания грунта на площадке ПС - 165 см.

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

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

Температура воздуха, 0С:

максимальная: +36;

минимальная: -50;

средняя за год: +1,2;

средняя, наиболее холодной пятидневки: -32.

Число грозовых часов в году -40.

1.3 Расчетные параметры отходящих линий

Таблица 1.1 - Баланс мощности ВЛ-10 кВ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РАЙОНА

трансформатор подстанция проектирование

2.1 Расчет нагрузок потребителей жилого сектора

Рассчитаем нагрузку частных жилых домов.

Общее количество частных домов жилого сектора - 51.

Расчетная нагрузка жилых домов на вводе - Pкв, кВт;

Удельная расчетная нагрузка - Pуд.ж.д., кВт квартира;

Количество квартир (частные жилые дома) - n;

Удельную расчетную нагрузку принимаем для квартир средней общей площадью до 70 м2, с плитами на природном газе. Данные берем из таблицы 2.1 [1]. Данные взятые из таблицы не учитывают применения в квартирах электрического отопления.

В связи с тем, что количество квартир в рассматриваемом доме, является промежуточным значением таблицы 2.1 [1] - в качестве удельной расчетной нагрузки берем приблизительное значение, рассчитанное интерполяцией:

х =1.2+ •= 1,12 кВт

В результате расчета получили удельную мощность частного жилого дома Pкв.уд.=1,12 (кВт/квартира).

Расчетная активная нагрузка квартир Pр.ж.д. кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле (2.1) из [1]:

Pр.ж.д = Pж.д.• n, (2.1)

Рассчитаем нагрузку для 51 жилого дома по формуле 2.1

Pр.ж.д. = 1,12•51=57,12 кВт

Определим реактивную нагрузку по формуле (2.2) из [1]:

Qр.ж.д. = Рр•tgц (2.2)

Принимаем tgцж.д. = 0,29 [1]

Qр.ж.д. = Рр•tgц = 57,12?0,29 = 16.56 квар

Определим полную нагрузку по формуле (2.3) из [1]:

Sр = Рр +Qр (2.3)

где Sр.ж.д - полная нагрузка частных жилых домов

кВА.

Определим нагрузку двухэтажного восьми квартирного жилого дома

Удельную расчетную нагрузку принимаем для квартир средней общей площадью до 150 м2, с плитами на природном газе. Данные берем из таблицы 2.1 [1]. Данные взятые из таблицы не учитывают применения в квартирах электрического отопления.

Расчетная электрическая нагрузка квартир Pкв. кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле (2.1):

Расчетную нагрузку силовых электроприемников Pc кВт, привеведенную к вводу в жилое здание, определим по формуле 2.4 [1]:

Pс = Pp.л + Pcт.у. (2.4)

Мощность лифтовых установок Рр.л, кВт, принимается равной 0, т.к. дом двухэтажный и лифтовые установки отсутствуют.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств Рст.у, кВт, принимаем равной 0.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Рр.ж.д, кВт, определяется по формуле 2.5 [1]:

, (2.5)

где Ркв- расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Рc - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

Ку - коэффициент участия в максимуме нагрузки для жилых домов с плитами на газообразном топливе по таблице 2.3.1 [1] (равен 0,9).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по табл. 2.1.4 [1].

В качестве примера рассчитаем нагрузку двухэтажного восьми квартирного жилого дома.

В связи с тем, что количество квартир в рассматриваемом доме, является промежуточным значением таблицы 2.1.1 - в качестве удельной расчетной нагрузки берем приблизительное значение, рассчитанное интерполяцией:

х =2,8+ •= 2,46 кВт

Pкв.уд.=2,46 кВт/квартира.

Рассчитаем нагрузку на вводе (этажность домов - 2, квартир - 8, количество домов - 7)

Pжд = 2,46•56=137,76 кВт

Pс = Pp.л + Pcт.у. = 0 кВт;

= 137,76 + 0 = 137,76 кВт.

Определим реактивную нагрузку для квартир с плитами на природном газе:

Принимаем tgцж.д. = 0,29 [1]

квар

Определим полную нагрузку одного двухэтажного восьми квартирного жилого дома:

кВА.

Расчет нагрузки двухэтажного двенадцати квартирного жилого дома рассчитываю по принципу расчета двухэтажного 8-ми квартирного жилого дома. Двенадцати квартирные жилые дома с плитами на природном газе. Все данные, полученные в расчетах занесем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетная нагрузка жилых зданий

2.2 Расчет нагрузок общественных зданий

Данные для расчета мощностей объектов массового строительства принимаю из таблицы 2.2.1 [1].

Определим расчетные электрические нагрузки, на примере здания средней поселковой общеобразовательной школы на 320 учащихся (для остальных потребителей результаты аналогичного расчета сведены в таблице 2.2):

Расчетную активную нагрузку Рзд приведенную к вводу в здание, определим по формуле 2.6:

Рзд. = Руд. • n (2.6)

Где Руд. удельная нагрузка, кВт/чел.

n - количество учащихся.

Рзд. = 0,25•320= 80 кВт

Расчетную реактивную нагрузку Qзд определим по формуле 2.7:

Qзд. = Рр.зд. • tgц (2.7)

tgц - принимаем из таблицы 2.2.1 [1]

tgц = 0,38

Qзд = 80•0,38 = 30,4 кВар;

Определим полную нагрузку:

где Sр.шк. - полная расчетная нагрузка школы

кВА.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет нагрузок общественных зданий

2.3 Расчет электрических нагрузок птицефермы «Любовское»

Сферой деятельности птицефермы является производство, переработка и реализация продукции производства, осуществление торговых и посреднических операций. Производственные мощности рассчитаны на одновременное содержание в цехах фермы до 50 тысяч кур-несушек.

На птицеферме имеются потребители первой, второй и третьей категорий надежности.

К потребителям первой категории надежности относятся:

Инкубаторий, птичники, холодильник, охранная и пожарная сигнализации.

К потребителям второй категории надежности относятся:

Убойный, комбикормовый и консервный цеха.

Потребители третьей категории надежности:

Проходная, столовая, ремонтно-механический цех, склад материального снабжения, электроцех, санпропускник, наружное освещение.

В качестве исходной информации для производства расчетов принимается перечень электроприемников с указанием их номинальных мощностей Рн max, коэффициентов использования Ки и активной мощности соsц.

Установленная мощность предприятия ?Ру составляет 650 кВт.

Находим отношение номинальных мощностей приемников: Рн max /Рн min:

Рн max - номинальная мощность наиболее мощного приемника группы;

Рн min - номинальная мощность наименее мощного приемника группы;

> 3;

Рассчитаем активную нагрузку за наиболее загруженную смену:

= 0,7 650 = 455 кВт

Рассчитаем реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену:

= 455 0,3 =136,5 кВар

Находим эффективное число приемников nэф и величину усредненного для группы приемников коэффициента использования

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников

шт

Зная nэф и Ки по таблице [5] определяем коэффициент максимума Км = 1,15.

Найдем максимальную активную мощность линии.

Рр = Км • Рсм = 1,15 • 455 = 523,25 кВт.

Коэффициент максимума рекактивной мощности К''м = 1, при nэ > 10.

Отсюда находим реактивную мощность линии:

Qр = Рсм • tgц = 455 ? 0,3 = 136,5 кВар.

Полная расчетная нагрузка:

Sp = = 540,76 кВА.

Расчет нагрузок наружного освещения фермы произведен на примере расчета осветительных нагрузок жилой части поселка (п 2.4 Нагрузки наружного освещения), данные полученных расчетов сведены в таблице 2.4.2. В результате полученных расчетов полная мощность нагрузки сетей наружного освещения, Sр.осв. = 6,84 кВа. Общая нагрузка фермы находится суммированием нагрузок зданий, цехов и осветительных нагрузок. Отсюда полная мощность предприятия составляет:

S = 540,76+6,84 = 547,6 кВА

2.4 Расчет нагрузки наружного освещения

Улицы и дороги, расположенные в рассматриваемом районе относятся к категории - «В» объекта по освещению. Категория - «В» включает в себя улицы и дороги местного значения, дороги промышленных и коммунальных складских районов, поселковые улицы и площади [2].

Уровень освещения для них нормируется величиной средней горизон-тальной освещенности, которая для улиц, до-рог и площадей категории «В» при переходном типе покрытий -- 4 лк, при покрытии ни-зшего типа -- 2 лк [3].

Проектирование наружного освещения основывается на классификации дорог, улиц и площадей по требованиям, предъявляемым к условиям зрительной работы на этих объектах [3].

Светильники расположим в однорядном исполнении. При ширине проезжей части 10 метров, с учетом рекомендаций [5], принимаем однорядное одностороннее расположение светильников: на опорах с одной стороны проезжей части. Количество на опорах принимаю равным 1.

Рассчитаем освещенность в самых удаленных точках дороги, где освещенность от светильников будет минимальна. По таблице 57.1 [1] средняя горизонтальная освещенность дорог, относящихся к дорогам категории «В» должна составлять 4 лк. Расположим светильники с шагом равным 30 метрам, отсюда общее количество светильников будет равно 238 шт. Далее для определения мощности светильника необходимо найти суммарную условную освещенность (?e), создаваемую ближайшими источниками света.

Световой поток источника света в каждом светильнике, обеспечивающий получение в выбранной контрольной точке освещенности Е будет определяться по формуле 2.8 [4]:

Ф = (2.8)

где К-коэффициент запаса, равный 1,5;

Е-освещенность в контрольной точке, равна 4 лк;

м - коэффициент добавочной освещенности, м=1,1 [6];

?e - суммарная условная освещенность, создаваемая ближайшими источниками света.

Пользуясь точечным методом [4] и кривыми силы света для светильника типа LL-ДКУ-02-060-0311-65Д [5] (тип кривой силы света “Л”), находится суммарная условная освещенность (?e), создаваемая ближайшими источниками света. Выберем точки для определения условной освещенности, при этом расстояние между светильниками в ряду составляет 30 м.

Рис. 2.4.1 - Расчет освещенности точечным методом

Расчет условной освещенности сводится в табл. 2.3

Таблица 2.3 - Освещенность в контрольных точках

Так как условная суммарная освещенность получилась, меньше в точке А, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки А.

Отсюда по формуле (2.8) находится поток:

Ф = = 11883, 54 лм

Выбираю ближайший по световому потоку светильник EL-ДКУ-02-080-0134-65х, тип светильника LED (световой поток, лм Ф = 5200, мощность номинальная, Вт Рн = 80), производитель «Эколайт» Россия.

Установка светильников наружного освещения выполняется на железобетонных опорах СВ-95 0,4 кВ, выше проводов ВЛ.

Питание установок наружного освещения выполняется непосредственно от ТП.

Расчетная активная мощность осветительных приборов Рр, кВт, определяется по формуле (2.9) [6]:

Рр = Кс•n•Рн (2.9)

где Кс - коэффициент спроса, равен 1 в соответствии с [3];

n - количество светильников, шт.;

Рн - мощность светильника, кВт.

Рр = 1•238•0,08 = 19,04 кВт

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов Qp, кВар, определяется по формуле (2.2) [6]:

где Рр - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

tgц - коэффициент мощности осветительных приборов, кВар;

tgц = 0,95 (паспортные данные светильника)

Qp = 19,04 · 0,95 = 18,09 кВар

Полная расчетная мощность Sp, кВА, определяется по формуле (2.3):

Sp = = 26,26 кВА

Расчет сетей наружного освещения птицефермы «Любовское» выполняется аналогичным образом. Результаты полученных расчетов сводим в таблицу 2.4

Таблица 2.4 - Осветительная нагрузка микрорайона

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций.

2.5 Выбор сечения проводников осветительной сети

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций.

Для питания линии освещения выбираем провод марки СИП-2А сечением 2х16.

Сети наружного освещения района выполнены однофазными с глухо заземленной нейтралью. Пятипроводные линии, в которых реализуется система заземления TN-S, рекомендуется применять на улицах с интенсивным пешеходным движением и на территориях детских учреждений. На территории детских учреждений в целях электробезопасности система уличного освещения выполняется кабелем, прокладываемом в земле.

Ответвления от распределительных линий к светильникам выполняется по трехпроводной схеме.

3. ВЫБОР МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАЙОНА

3.1 Определение центра электрических нагрузок. Выбор места расположения ТП

Основным требованием при выборе числа трансформаторов является: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН) для обоснованного выбора места расположения КТП. Правильное определение ЦЭН приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения [2].

Предварительно принимаем к установке 4 КТП как центры питания центральной части района, и 2 КТП как центры питания деревни и птицефермы.

Условный центр нагрузки определим по следующим формулам [2]:

, , (3.1)

Где Pi- активная мощность i-го потребителя, кВт;

xi- координата по оси ОХ i-го потребителя;

yi- координата по оси ОY i-го потребителя.

Рассмотрим пример расчета выбора места установки трансформаторов для потребителей, которые питаются от первой ТП.

Координаты потребителей электрической энергии принимаем из генплана (Лист 1).

Рассчитаем условные центры нагрузок и занесем их в таблицу 3.1:

Таблица 3.1 - Результаты расчета УЦН КТП№1

Расчет произведем по формуле (3.1):

Координаты условного центра нагрузок для ТП 1: х=222,13; у=331,21.

Для остальных подстанций расчеты производим аналогичным способом.

Координаты ТП 2: х=329.93; у=401,92;

Координаты ТП 3: х=452; у= 420;

Координаты ТП 4: х=472; у= 413;

Координаты ТП 5: х=710; у=470;

Координаты ТП 6: х=407; у=324;

Координаты ТП 7: х=470; у=290;

Координаты ТП 8: х=240; у=240.

3.2 Расчет электрических нагрузок в сетях 0,4 кВ

Согласно [1] расчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий Рр.м, кВт, определяется по формуле:

(3.2)

где Рзд.max - наибольшая активная нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП, кВт;

Рздi - расчетные активные нагрузки др. зданий, питаемых от ТП, кВт;

kyi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [1, табл. 2.3.1].

Расчет выполним для первой ТП.

Тогда:

Для остальных ТП расчеты проводятся аналогичным образом. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в таблице (табл. 3.2).

Таблица 3.2 - Результаты расчетов нагрузки по ТП

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Расчет произведем на примере ТП1.

Определим минимальное число силовых трансформаторов Nт, шт, устанавливаемых в ТП:

(3.3)

где Sр - расчетная нагрузка потребителей, запитанных от ТП, кВт;

SНТ - номинальная мощность силового трансформатора, кВА;

kз - коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии.

Поскольку преобладающую мощность от подстанции принимает на себя потребитель I категории, то целесообразно будет применить коэффициент загрузки трансформатора равный 0,7 [7].

Полученное NT МИН округляется до ближайшего целого числа.

Рассмотрим варианты установки различных мощностей трансформатора и определимся с их количеством.

Для трансформатора с SНТ = 400 кВА

NT = = 2,28

Округлив полученный результат до 3, получаем необходимое количество трансформаторов к установке NT = 3.

Для трансформатора с SНТ = 630 кВА

NT = = 1.63

Округлив полученный результат, принимаю NТ = 2.

По найденным значениям мощностей Qнк, рассчитывается загрузка трансформаторов в нормальном режиме работы:

(3.4)

где Рр - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;

Qp - расчетная реактивная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;

NT - число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;

SHT - номинальная мощность силового трансформатора, кВА.

Согласно [9] для жилых и общественных зданий, компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не требует рассмотрения.

Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом kз,АВ, который определяется по формуле:

(3.5)

Согласно требований методики, приведенной в [10], допускается перегрузка трансформаторов:

для резервируемых распределительных сетей 0,38кВ - аварийная - до 1,7-1,8 номинальной мощности;

для нерезервируемых распределительных сетей 0,38кВ - систематическая до 1,5 номинальной мощности.

Поэтому сразу произведем уточнение загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах работы по формулам (3.4) и (3.5) соответственно:

КЗ,1 =

КЗ,1 АВ =

КЗ,2 =

Кз,2 АВ =

Полученные коэффициенты не превышают предельно допустимых коэффициентов перегрузки трансформаторов, приведенных в [10].

Принимаю к установке трансформатор ТСЗ.

Основные преимущества данного вида трансформаторов:

- экологичность и пожаробезопасность;

- компактность;

- повышенная устойчивость к негатвным воздействиям окружающей среды;

- отсутствует необходимость частых осмотров трансформаторов данного типа, поскольку нет необходимости контролировать состояние масла и силикагеля, что снижает затраты на обслуживание;

- оптимальный температурный режим для эксплуатации сухих трансформаторов находится в пределах от -45 до +40.

Основные сведения о рассматриваемых к установке трансформаторах представлены в таблице (табл. 3.3).

Таблица 3.3 - Технические данные и стоимость силовых трансформаторов

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП, произведем по приведенным затратам. Приведенные затраты определяем по формуле:

Зг.з. = (Нa + Е) • ККТП + ИТ, тыс.руб./год, (3.6)

где Зг.з.- годовые затраты;

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

КТР - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и стоимости монтажных работ;

Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е=0,16);

ИТ - ежегодные затраты без учета амортизации (тыс. руб. в год);

Капитальные вложения определяют по формуле (3.7):

КТР = n•Ц0•(1+уТ+уС+уМ), тыс.руб, (3.7)

где ЦО - оптовая цена оборудования, руб. Определяется по региональным ценникам оборудования, тыс. руб.;

уТ - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (уТ =0,005 );

уС - коэффициент, учитывающий затраты строительные работы (уС =0,02);

уМ - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (уМ =0,1).

Ежегодные затраты (3.8):

, руб/год (3.8)

Где - издержки на обслуживание и ремонт (руб. в год);

- издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторе за год (тыс.руб. в год)

Издержки на обслуживание и ремонт (2.9):

, руб./год (3.9)

где - норма ежегодных расходов на обслуживание и ремонт (%). Для трансформаторов: .

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

, руб./год (3.10)

Где - средняя себестоимость эл. энергии в энергосистеме (руб за кВт ч).

-годовые потери электрической энергии в трансформаторе (кВт ч)

Поскольку на подстанции будет установлено по два одинаковых трансформатора номинальной мощностью каждый, а нагрузка составляет , то при условиях раздельной работы потери определяется по формуле:

,кВт·ч (3.11)

По формуле (2.12) определяется время максимальных потерь электроэнергии:

. (3.12)

Определяется время максимальных потерь по (4.14), где ТНБ- время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч:

ч.

По формуле (3.11) определяются потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:

?АТ1год = 3•1,3•8760 + 3•5,4•0,72•2886 = 57073,07 кВт•ч

?АТ2год = 2•2•8760 + 2•7,3•0,72•2886 = 55686,44 кВт•ч

По формуле (3.10) определяются издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах за год:

Для варианта c ТСЗ -400:

И?WT1 = 2,79•57073.78 = 159235,85

Для варианта с ТСЗ-630:

И?WT1 = 2,79•55686,44 = 155365,17

Определим экономические характеристики рассматриваемых вариантов и капитальные вложения в ТП:

Для варианта с ТСЗ-400:

КТ1 = 3•540000•(1+0,05+0,02+0,1) = 1895400;

Для ТСЗ-630:

КТ2 = 2•790000•(1+0,05+0,03+0,1) = 1864400.

Сравним экономические характеристики. Данные для удобства занесем в таблицу 3.4

Таблица 3.4 - Экономические характеристики трансформаторов

Определим приведенные капиталовложения на ТП по вариантам:

Для варианта с трансформаторами 400 кВА:

(На + Е) • Кт = (0,039 + 0,25) • 1620000 = 468180 руб. в год;

Для варианта с трансформаторами 630 кВА:

(На + Е) • Кт = (0,039 + 0,25) • 1580000 = 456620 руб. в год.

Определим издержки на обслуживание и ремонт по (3.9):

Трансформаторы 400 кВА:

ИОБ, Т1 = • 1620000 = 63180 тыс. руб. в год;

Трансформаторы 630 кВА:

ИОБ, Т1 = • 1580000 = 61620 тыс. руб. в год.

Найдем приведенные затраты по (3.6):

Зг.з. = 468180 + 63180 = 531360 тыс. руб./год;

Зг.з. = 456620 + 61620 = 518240 тыс. руб./год.

Более экономичным получился вариант с установкой двух трансформаторов ТСЗ - 630/10/0,4.

Расчеты по остальным подстанциям аналогичны и пояснений не требуют. Данные полученные в расчетах заносим в таблицу 3.5.

Таблица3.5 - Выбор числа и мощности трансформаторов

4. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТЕЙ 0,4 кВ

В настоящее время распределительная сеть низкого напряжения состоит из линий с переменным трехфазным током напряжением 0,38 кВ с глухозаземленной нейтралью трансформатора.

При выборе схемы распределительной сети необходимо учитывать следующие особенности:

- обеспечение надежности электроснабжения с учетом категории приемников электроэнергии;

- обеспечение требуемого качества электроэнергии;

- гибкость схем, т.е. возможность системы работать в различных режимах передачи и распределения мощности, при увеличении нагрузок на шинах подстанции;

- возможность развития сетей, не внося при этом серьезных изменений в существующую сеть.

Количество источников питания зависит от категории надежности потребителей [9].

Рассмотрим распределение потребителей электроэнергии по категории надежности.

К потребителям первой категории относятся птицеферма и котельная.

Потребители второй категории: детский сад, сберкасса, аптека, культурный центр, школа, профессионально-техническое училище.

Потребители третей категории: здание сельской администрации, здание бытового обслуживания населения, детско-юношеская спортивная школа, станция очистки воды, магазины, частные жилые дома, и жилые дома на 8 и 12 квартир.

Согласно [1] электроприемники первой категории должны быть запитаны от двух независимых источников и перерыв электроснабжения может быть допущен на время автоматического восстановления питания.

Элетроприемники второй категории допускается запитывать от однотрансформаторных ТП при наличии резерва трансформаторов и при наличии заменить вышедший из строя траннсформатор за время не более одних суток. Перерыв электроснабжения допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или оперативной выездной бригады.

4.1 Выбор сечения проводов и кабелей в сети 0,4 кВ

Методика расчета воздушных линий:

Расчетная электрическая нагрузка линии W1, , кВА, определяется по формуле из [8]:

, (4.1)

где - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВА;

- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВА;

- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов таблица 2.3.1 [1].

Расчетный ток линии Iрл, кА, определяется по формуле

(4.2)

Где .- полная электрическая нагрузка линии, кВА;

- номинальное напряжение, кВ.

1. По нагреву расчетным током

, (4.3)

Где - расчетный ток кабеля, А;

kср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [7];

kпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [7];

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [7].

Допустимый ток кабеля определяем по таблице 1.3.7 [7].

2. По номинальному напряжению

(4.4)

где UHW - номинальное напряжение кабеля, кВ;

UHC - номинальное напряжение сети, кВ.

3. По нагреву током послеаварийного режима

, (4.5)

где Iпа - ток кабеля в послеаварийном режиме, А;

kср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [7];

kпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [7];

kпер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме [7];

kгр - коэффициент, учитывающий тепловое сопротивление грунта, в данном случае для всех кабелей равен 1 [7];

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [7].

4. По допустимому отклонению напряжения

?Uдоп ? ?Uр = (4.6)

где ДUдоп - допустимая потеря напряжения 6 % [8];

ДUр - расчетная потеря напряжения, %;

P - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r0 - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м, [7];

x0 - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [7];

Uном - номинальное напряжение кабеля, кВ.

Рассчитаем подходящее сечение провода марки СИП-2А для четырех жилых домов 12 квартирных, запитанных от КТП №1. Расчет будем производить в следующем порядке:

1. Определимся с расчетной электрической нагрузкой по формуле (4.1)

SР.Л. = 4•0,9•24,98 = 89,92 кВА

2. По формуле (4.2) найдем расчетный ток в линии

IР.Л. =

3. Согласно таблице 8.1.11 [13] выбираем сечение провода 25 мм2 с длительно допустимым током Iдоп = 130 А.

По формуле (4.6) проверим выбранный провод по допустимому отклонению напряжения:

?Uр = 4,4%

Что соответствует условию ?Uдоп ? ?Uр. Следовательно, выбранный провод марки СИП-2А сечением 3х35+1х50 полностью соответствует всем условиям эксплуатации.

Результаты расчетов остальных линий, запитанных от КТП №1 представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Выбор сечения проводов и кабелей в сетях 0,4 кВ

Расчеты отходящих линий 0,4 кВ ТП2 - ТП8 производятся аналогичным способом и дальнейших пояснений не требуют.

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА

Согласно [14] построение районной электрической сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого района. При наличии отдельных электроприемников первой категории, принцип построения сетей дополняется при необходимости мерами по созданию требуемой надежности электроснабжения этих электроприемников.

Большинство электроприемников сельскохозяйственного района имеют вторую и третью категории, поэтому для распределительной сети 10 кВ применяю двухлучевую схему с односторонним питанием.

Питание потребителей первой категории осуществляется с применением резервирования питания.

Двухтрансформаторные подстанции выполнены с двумя секционированными системами сборных шин с питанием по взаиморезервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе имеется устройство АВР.

6. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ 10 кВ РАЙОНА

6.1 Расчет воздушных линий 10 кВ

Распределительные сети 10 кВ по экономическим соображениям, как правило, выполняются воздушными. Кабельные сети предусматриваются в тех случаях, когда по ПУЭ строительство ВЛ не допускается, либо же имеется технико-экономическое обоснование [8].

В данном районе ВЛ 10 кВ спроектируем проводом СИП-3.

СИП-3 - самонесущий изолированный провод с изоляцией из сшитого полиэтилена. СИП-3 имеет рабочее напряжение до 35 кВ. Применение проводов данного типа позволяет значительно сузить ширину рабочей области при прохождении массивов леса. Также конструкция СИП-3 позволяет обеспечивать бесперебойную работу при аварийных ситуациях - при падении на провода деревьев, и при схлестывании проводов.

Основные преимущества по сравнению с не изолированными проводами:

- возможность строительства ВЛ без уничтожения объектов озеленения населенных пунктов;

- возможность размещения на одной опоре других электролиний;

- уменьшаются расходы на эксплуатацию данных ВЛ из-за отсутствия необходимости регулярной расчистки трасс и проведения аварийно-восстановительных работ.

Электрический расчет ВЛ 6-220 кВ включает в себя: определение сечения проводов по условиям экономической плотности тока и нагрева, расчет линии по потерям напряжения [8].

На примере произведем расчет линии W3.

Вычислим расчетный ток линии по (6.1):

Iэкв = = 125,32 А

Рассчитаем сечение провода по экономической плотности тока:

Fэк =

Согласно [7] округляем полученное расчетным методом сечение до ближайшего стандартного сечения. Выбираем провод СИП-3 1х120.

Рассчитаем линию по потерям напряжения по (6.3):

?Uдоп ? ?Uр = = 4,8 %.

Потери не превышают 5%, что соответствует норме.

Окончательно выбираем двухцепную линию с проводами марки СИП-3 1х120.

Расчеты остальных ВЛ аналогичны. Данные расчетов сведены в таблице 6.1

Таблица 6.1 - Параметры воздушных линий 10 к

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

7.1 Расчет токов КЗ

Для выбора оборудования и токоведущих частей КРУ-10/0,4 кВ, а также для выбора уставок устройств релейной защиты, производится расчет токов короткого замыкания (КЗ) в проектируемой системе электроснабжения.

Согласно данным таблицы токов КЗ по Плесецким электрическим сетям нам известны токи КЗ на шинах 35 кВ:

- максимальный ток КЗ

- минимальный ток КЗ 377 А.

В таком случае основными расчетными точками трехфазного КЗ рассматриваемой схемы принимается точка К1 на шинах 10 кВ, точка К2 непосредственно после обмоток НН трансформатора собственных нужд и точка К3 после автоматического выключателя ввода в точке шинопровода 0,4 кВ. Расчет производится с определением максимальных и минимальных значений токов трехфазных КЗ, что потребуется в последствии для расчета установок релейной защиты подстанции. Расчетная схема представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - расчетная схема элементов подстанции ГПП-35/10 кВ.

Секции 10 кВ и 0,4 кВ работают раздельно. Включение секционного выключателя 10 кВ происходит только в случае потери питания одной из секций (при выводе в ремонт или аварийной ситуации). При этом нагрузка по секциям шин распределена равномерно. Поэтому расчет токов КЗ допустимо выполнить по упрощенной схеме для цепи: энергосистема - трансформатор - потребитель, что представлена на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 - Упрощенная расчетная схема элементов подстанции.

РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КЗ В СЕТИ 10 кВ

Для расчета воспользуемся методом относительных единиц.

Зададимся базисными величинами:

Базисная мощность Sб = 1000 МВ•А.

Базисное напряжение низшего напряжения трансформатора ТМН - 2500/35 - Uб,НН = 10,5 кВ.

Рассчитаем базисные токи для каждой ступени напряжения.

Составим схему замещения для точки К1.

Рисунок 7.3 - схема замещения для расчетов токов КЗ для точки К1.

Рассчитаем базисный ток:

Iб = , кА (7.1)

Iб = .

Определим сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

т макс = ;

Рисунок 7.4 - схема замещения для точки К1 с расчетными величинами сопротивлений

Если источником питания является энергосистема, ЭДС системы и напряжение на её шинах считаются равными Ec = Uc = 1, место КЗ считается удаленным, поэтому .

Рисунок 7.5 - схема замещения для точки К1 после преобразований

Результирующее сопротивление в точке КЗ К1:

zc = x? = xc + xm (7.2)

Ударный ток трехфазного КЗ определяется по формуле:

(7.3)

Где Ку - ударный коэффициент, определяемый по формуле:

Ку = (1+ (7.4)

где t - время через которое после начала аварийного режима возникает ударный ток КЗ, это происходит через пол периода после возникновения КЗ, т.е. t=0.01 с,

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, которую допускается принимать из таблицы 3.8 [6] Та = 0,02 с.

Тогда Ку = (1+

По формуле (8.9) найдем ударный ток:

iуК1 мин = кА;

iуК1 макс = кА.

Расчет токов трехфазного кз в сети 0,4 кВ

Расчет трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ выполняется в именованных единицах. В сети менее 1 кВ учитывается влияние как индуктивного, так и активного сопротивления таких элементов как обмотка трансформатора, шинопровод, расцепитель автоматического выключателя, первичная обмотка трансформатора тока, а также активное переходное сопротивление контактов электрооборудования в схеме.

При расчете максимального значения тока КЗ, учитывается активное сопротивление дуги в месте КЗ, для трансформатора мощностью 160 кВА и ниже rд = 15 мОм.

Расчетными точками трехфазного КЗ будут являться участки непосредственно за трансформаторами собственных нужд и за автоматическим выключателем.

Рисунок 7.6 - Эквивалентная схема замещения для точек К2, К3.

Приведенное сопротивление схемы определяется исходя из значения тока КЗ на шинах 10 кВ, рассчитанного в п 8.1

х?К1 = мОм (7.5)

где Uср - среднее напряжение, поддерживаемое на шинах, В.

Сопротивление системы для режима максимального значения тока КЗ:

х?К1мин = мОм;

Сопротивление системы для режима минимального значения тока КЗ:

х?К1макс = мОм;

Полное, активное и реактивное сопротивления понижающего трансформатора 10/04 кВ приведенное к ступени низшего напряжения, определяется по формулам:

rт = ?Pкз (7.6)

xт = (7.7)

где SномТ - номинальная мощность трансформатора 160 кВ•А;

?Ркз - потери короткого замыкания в трансформаторе, ?Ркз = 2,7 кВт;

UсрНН - номинальное напряжение обмоток низшего напряжения трансформатора, В;

uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, uкз = 5,5%;

Приведенное сопротивление трансформатора собственных нужд :

zтсн = , мОм;

rтсн = 2,7 • мОм;

xтсн =

Сопротивление токопроводов (шин) от трансформатора к автоматическому выключателю составляет примерно rш = 0,5 мОм, хш = 2,25 мОм.

Сопротивление первичной обмотки трансформатора тока 100/5: rт.т. = 1,7 мОм, хт.т. = 2,37 мОм.

Рисунок 7.7 - схема замещения для точек К2, К3 с расчетными величинами сопротивлениями

Результирующее сопротивление в точке К2:

z?К2 = (7.8)

- в режиме максимального тока КЗ:

z?К2мин =

- в режиме минимального тока КЗ:

z?К2макс =

Результирующее значение в точке К3:

z?К3мин = ;

z?К3макс = =;

Рассчитаем значение ударного тока КЗ по формулам (7.7) (7.8):

IудК2 макс =

IудК3 макс =

Результаты расчетов токов КЗ для точек К1, К2, К3 сведены в таблице 7.1:

Таблица 7.1 - Расчет токов КЗ в системе

7.2 Выбор оборудования и токоведущих частей

Зная расчетные токи КЗ можно произвести выбор основного оборудования подстанции.

Главная понизительная подстанция района состоит из открытого распределительного устройства с высшим напряжением 35 кВ и закрытого распредустройства контейнерного типа напряжением 10 кВ. Данные подстанции производит Самарский завод «Электрощит».

Подстанции снабжаются оборудованием как российских, так и зарубежных фирм по требованию заказчика.

ОРУ на все напряжения выполняются из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием и элементами вспомогательных цепей.

РУ 10 кВ выполнено в модульном здании с КРУ внутренней установки.

Цепи собственных нужд, вспомогательные цепи, цепи освещения и обогрева прокладываются внутри РУ10 кВ и в швеллерах и металлоруковах, наружные цепи - в металлических лотках.

На стороне 35 кВ ГПП установлено следующее оборудование: силовые выключатели (воздушные), трансформаторы тока, разъединители.

На стороне 10 кВ установлены: силовые вакуумные выключатели, трансформаторы тока и напряжения. Оборудование низшего напряжения размещено в ячейках КРУН.

Все высоковольтное оборудование подстанции выбирается согласно расчетных максимальных значений (токов, напряжений, мощностей отключения) для нормального режима и режима короткого замыкания.

Произведем выбор оборудования на стороне 35 кВ.

Выбор выключателей и разъединителей в сети 10 кВ

Высоковольтные выключатели - это коммутационные аппараты, предназначенные для включения, отключения электрических цепей в нормальном режиме и для автоматического отключения поврежденных элементов системы электроснабжения при КЗ и прочих аварийных режимах.

Высоковольтные выключатели имеют дугогасительные устройства и поэтому способны не только отключать ток нагрузки, но и токи КЗ.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают масляные, воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые и вакуумные выключатели. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. Кроме того различают выключатели по условиям размещения: для наружной установки, внутренней установки и для установки в КРУ.

Высоковольтные выключатели выбирают в зависимости от места установки, способа обслуживания и назначения.

Параметры выключателя выбирают таким образом, чтобы технические характеристики выключателя были больше расчетных.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

- по номинальному напряжению Uном. Выбор по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения установки и номинального напряжения установки выключателя:

Uном.выкл ? Uном.уст. (7.9)

- по номинальному току Iном. Выбор по номинальному току сводится к выбору выключателя, у которого номинальный ток является ближайшим к расчетному току установки, т.е. должно быть соблюдено условие:

Iном.выкл. ? Iмакс.расч. (7.10)

- току продолжительного (послеаварийного) режима Iпа с дальнейшей проверкой на отключающую способность, термическую и электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Расчет рабочего максимального тока по формуле (7.11):

Iмакс раб. = А (7.11)

Для ВН=35 кВ:

Iмакс раб. = ;

Для НН=10 кВ:

Iмакс раб. = ;

Рассчитаем значение апериодической составляющей тока трехфазного КЗ:

Iаф = кА (7.12)

Где ф = tp.л. + tc.в. - наименьшее время отключения выключателя от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с;

tp.з. - время действия устройств релейной защиты, КЗ должны отключаться за время, меньшее чем tр.з. = 0,1с;

для выключателей 35 кВ tc.в. = 0,06с, для выключателей 10 кВ tc.в. = 0,015с;

Выбор разъединителей

Для вывода оборудования подстанции в ремонт и для обеспечения видимого разрыва, устанавливаю разъединители с одним заземляющим ножом.

К установке выбираю разъединители наружной установки РНДЗ-35/1000 с одним заземляющим ножом и механической блокировкой.

Выбранные выключатели и разъединители на сторону 35 кВ сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Выбор оборудования в ОРУ 35 кВ

Выбор выключателей и разъединителей в КРУ 10 кВ

Расчетные и паспортные данные сведены в таблицу 7.3

Таблица 7.3 - Выбор выключателей и разъединителей в КРУ 10 кВ

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

- по напряжению установки Uуст ? Uном;

- по вторичной нагрузке трансформаторов напряжения S2? ? Sном

Расчет вторичной нагрузки в ОРУ 35 кВ представлен в таблице 7.4

Таблица 7.4 - Расчет вторичной нагрузки в ОРУ-35 кВ

Выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 35 кВ

Условия выбора и расчетные данные сведены в таблицу 7.5

Таблица 7.5 - выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 35 кВ

Расчет вторичной нагрузки ТН в КРУ 10кВ представлен в таблице 7.6

Таблица 7.6 - Расчет вторичной нагрузки ТН по одной секции шин в КРУ 10 кВ

Sвтор.? = ВА

Выбор трансформаторов напряжения в КРУ 10 кВ

К установке выбираю трансформатор напряжения типа ЗHOM-35-65-У1. Параметры выбранного трансформатора представлены в таблице 7.7

Таблица 7.7 - выбор трансформатора напряжения в КРУ10 кВ

Выбор предохранителей в трансформатор напряжения в КРУ 10 кВ

Условия выбора предохранителей:

- по напряжению установки Uуст ? Uном;

- по мощности КЗ SKЗ ? Sоткл.пред,

где Sкз - мощность короткого замыкания шин 10 кВ, кВА;

Sоткл. пред. - предельная отключающая мощность предохранителей, кВА.

Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ определяется по формуле (7.20):

Sк.з. = (7.13)

Sк.з. = кВА

Для защиты трансформаторов от токов КЗ с высокой стороны в схеме запроектирован плавкий предохранитель. Тип предохранителя - ПКТН - 10.

Данный предохранитель обладает предельной мощностью отключения Sпред.пред = 1000 кВА. Соответственно, полученная с помощью расчетов мощность Sк.з. кВА < Sпред.пред = 1000 кВА.

Выбор трансформаторов тока

При выборе трансформаторов тока должны соблюдаться следующие условия:

- по напряжению электроустановки Uуст ? Uном;

- максимальному длительному току Iмакс.раб.?Iном;

- проверкой по электродинамической стойкости:

- проверкой на термическую стойкость Вк?;

- по соответствию вторичной нагрузки: zвтор.?zном.

Выбор трансформаторов тока на напряжение 35 Кв и в высоковольтный выключатель

В РУ 35 кВ необходимо обеспечить контроль мощности, тока, активной и реактивной энергии.

Для подключения необходимых приборов используют измерительную обмотку трансформаторов тока. В таблице 7.8 представлен расчет вторичных цепей трансформаторов тока.

Таблица 7.8 - Расчет вторичных цепей трансформаторов тока в РУ 35кВ

Произведем расчет для наиболее загруженной фазы А:

- номинальный вторичный ток ТТ, А;

zприб?rприб.= Ом;

rпров = ;

zвтор?rвтор= Ом;

Выбираем трансформатор тока ТВ с измерительной и релейной обмотками. Рaсчетныe данные и характеристики трансформатора тока приводятcя в таблице 7.9.

Таблица 7.9 - выбор встроенного ТТ выключателя в цепях линий и выключателя трансформатора 35 кВ

Выбор трансформатора тока встроенного в ввод силового трансформатора

Для оснащения силового трансформатора 35/10 с комплектом релейной защиты, требуется выбрать ТТ встроенные в его ввод с напряжения ВН. Для этого выбираем трансформатор с одной релейной обмоткой. Расчетные данные и характеристики данного трансформатора представлены в таблице 7.10.

Таблица 7.10 - выбор ТТ встроенного в ввод трансформатора со стороны обмоток ВН 35 кВ

Выбор трансформатора тока встроенного в ввод выключателя 10 кВ

В KPУ 10 кВ необходимо предусматривать контроль величины тока, активной и реактивной энергии. При подключении приборов используется вторичная обмотка трансформатора тока. Выбираем трансформатор тока ТВК-10, встороенный в КРУ.

Расчетные данные и параметры трансформатора тока представлены в таблице 7.11

Таблица 7.11 - Выбор трансформатора тока выключателя в КРУ 10 кВ

Выбор трансформатора тока секционного выключателя

Максимальный рабочий ток, на которой рассчитан трансформатор тока секционного выключателя определяется единичной мощностью трансформатора:

Iмакс.раб=А;

Выбираем трансформатор тока типа ТВК-10, номинальный ток (Расчетные данные и параметры трансформатора приводится в таблице 7.12.

Таблица 7.12 - Выбор трансформатора тока секционного выключателя КРУ 10 кВ

Выбор трансформатора тока выключателя потребителя

Расчет максимального рабочего тока потребителей ПС-1

Iмакс.раб.=А.

Выбираем трансформатор тока с номинальным током 75А типа ТЛК-10. Параметры трансформатора тока и расчетные данные представлены в таблице 7.13.

Таблица 7.13 - Параметры ТТ выключателя потребителя в КРУ-10 кВ

Выбор гибких шин

Гибкие шины подстанции выполнены сталеалюминевыми проводами марки АС.

Выбор гибких шин производится по следующим параметрам:

- проверка по экономической плотности тока;

- проверка на нагрев по длительно-допустимому току;

- проверка гибких шин на схлестывание;

- проверка на термическое действие тока короткого замыкания;

- проверка по условиям коронирования.

Проверка ошиновки по экономической плотности тока в пределах РУ не производится.

Расчет максимального рабочего тока в ОРУ 35 кВ в пункте 3.1 пояснительной записки Iмакс.раб.=100А.

Принимается провод марки СИП-3 1х35. Изоляция жилы выполнена из сшитого светостабилизированного полиэтилена, жила провода выполнена из алюминиевого сплава. Длительно допустимый ток жилы провода Iдлит.доп.=160 А, наружный диаметр провода d=12мм2.

Проверка сечения кабеля по нагреву в максимальном режиме определяется по формуле (7.23):

Iдоп' = kпер•kтемп•Iдоп>Iмакс.раб., А (7.14)

Где kпер=1,1 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки провода с полиэтиленовой изоляцией;

kтемп.=0,83 - поправочный коэффициент провода подвешенного в воздухе при наивысшей температуре воздуха +35°С, табл. 1.3.2 [8];

Iдоп'=1,1•0,83•160=146 А>Iмакс.раб.=100 А.

Условие выполняется.

Проверка ошиновки на схлестывание не производится, так как ток КЗ в сети 35 кВ I''ОРУ35 кВ=836 А, что меньше I''k=50 кА.

Проверка кабеля на термическую стойкость основана на расчете теплового импульса - количество тепла, выделяющееся в активном сопротивлении кабеля при протекании через него тока КЗ.

Минимально допустимое сечение питающей линии по условиям термической стойкости определяется по формуле (7.14):

В таком случае, применив результат в п. 8.1, получим:

qмин = мм2;

Выбираем провод марки СИП-3 1х35 - 25 ТУ. Данный провод соответствует условию по термической стойкости.

Проверка шин по коронированию производится по условию (7.15):

1,07•Е?0,9•Е0 (7.15)

Где Е - рабочая напряженность электрического поля, кВ/см;

Е0 - начальная напряженность электрического поля, кВ/см.

Рабочая напряженность электрического поля определяется по формуле (7.16):

Е = (7.16)

где - напряжение линейное, кВ;

- среднегеометрическое расстояние между проводами, см. см;

- радиус провода, см;

Определим линейное напряжение:

кВ

Определим радиус провода по (7.17):

r0 = (7.17)

где d - диаметр провода, см;

r0 - радиус провода, см.

r0 = , см.

Полученные значения подставляем в формулу (7.18):

кВ/см.

Начальная напряженность электрического поля определяется по формуле (7.19):

Е0=30,3•m (7.19)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается для многопроволочных проводов равным 0,82 [2];

E0=30,3•0,82• кВ/см;

Полученные результаты Е и Е0 подставляются в неравенство (7.19):

1,07•16,12?0,9•34,43

17,3?31,0

Результат проверки по условию коронирования удовлетворительный.

Выбор гибких шин в КРУ 10 кВ

На участке цепи трансформатора ошиновка выполняется гибким проводом на участке ячеек КРУ 10 кВ при помощи секций сборных алюминиевых шин.

Расчет максимального рабочего тока КРУ 10 кВ выполняются в пункте 7.2.1.1 и Iмакс.раб.=216 А.

К установке берем провод СИП-3 1х120 - 10ТУ. Длительно допустимый ток Iдлит.доп.=430 А, наружный диаметр провода составляет d=17,4 мм2.

Проверка сечения кабеля по нагреву в режиме максимального рабочего тока (7.20):

Iдоп.' = kпер•kтемп•Iдоп>Iмакс.раб., А (7.20)

где kпер=1,1 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки провода с полиэтиленовой изоляцией;

kтемп=0,83 - поправочный коэффициент провода подвешенного в воздухе при температуре окружающей среды +35°С, табл. 1.3.2 [1];

Iдоп' = 1,1•0,83•430=392,6 А>Iмакс.раб.=216 А.

Условие (7.29) выполняется.

Проверку ошиновки на схлестывание не производим, поскольку ток КЗ в точке К2 I''k1=1,43 кА<I''=50 кА.

Минимально допустимое сечение питающей линии по условиям термической определяется по формуле (7.21):

qмин = мм2.

Выбранное сечение провода СИП - 3 1х120 - 10 ТУ удовлетворяет условию по термической стойкости.

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

Таким образом, выбранное сечение провода СИП-3 1х120 - 10 ТУ удовлетворяет условию и принимается для проектирования.

Выбор жестких шин в КРУ 10 кВ

Согласно п.1.3.28 [4] сборные шины и ошиновки в пределах распределительного устройства по экономической плотности тока не проверяются, поэтому выбор производится по допустимому току, рассчитанному в пункте 7.2.1.1 пояснительной записки.

Принимаем к установке алюминиевые шины сечением (4х30) мм марки АДО (без термической обработки), длительно допустимый ток Iдлит.доп.=216 А.

Минимальное сечение шин по условиям термической стойкости определяется по (7.22):

qмин = мм2.

Это сечение меньше принятого сечения шины 120 мм2, соответственно шины соответствуют условию термической стойкости.

Проверка шин на механическую прочность.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном токе КЗ определяется по формуле (7.23):

f(3) = = 8,4 Н/м;

Определение напряжения в проводнике при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле (7.24):

урасч = (7.24)

где урасч - напряжение в проводнике при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле, Н•м;

М - изгибающий момент, Н•м;

W - момент сопротивления шины, см3.

Определение изгибающего момента определим по формуле (7.25):

М = (7.25)

где l - пролёт между изоляторами, м;

пролёт между изоляторами определяется при условии превышения частоты собственных колебаний более 200 Гц. Расстояние между изоляторами определяется по формуле (7.26):

Момент инерции определим по формуле (8.26):

ф = (7.26)

где b - высота шины, мм;

h - ширина шины, мм.

ф = см4.

Для определения значения момента инерции подставим полученные значения в (8.27):

l2 ? м;

l ? =0,9 м.

Полученное значение пролета между изоляторами подставляется в (7.28):

М = = 0,7 Н•м;

W = см3

Полученные расчетным методом значения пролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (8.28):

урасч. = = 1,21 Мпа;

Для алюминиевых шин типа АДО допустимое значение напряжения в материале удоп. = 40 Мпа

Поскольку расчетное значение напряжения в материале менее допустимого, то соответствующий тип шин АДО - 4х30 соответствует требованиям по механической прочности и допустим для проектирования.

7.4 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов в ОРУ 35 кВ

В типовых проектах конструкций РУ 35 кВ применяются стеклянные изоляторы ПС-70Д. Гирлянда для напряжения 35 кВ состоит из 4 изоляторов.

Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы выбираются по следующим условиям:

- по разрушающему усилию: Fрасч<Fдоп;

- по напряжению установки: Uу<Uн.

Разрушающая сила определяется по формуле (7.29):

Fдоп = 0,6•Fраз (7.29)

где Fдоп - допустимая разрушающая сила, Н;

Fраз - разрушающая сила, Н.

Выбираю к установке опорный стержневой изолятор типа ИОС - 35 - 500 УХЛ1, Fраз = 5000Н.

Fдоп = 0,6•5000 = 3000 H

Fрасч = 1,3Н < Fдоп = 3000Н

Выбранный опорный изолятор удовлетворяет условию Fрасч < Fдоп, что говорит о соответствии его по механической прочности.

Выбор опорных изоляторов в КРУ 10 кВ

Опорный изолятор в КРУ 10 кВ выбирается аналогично методики п.7.4.2

Для установки выбираю изолятор ОНС-10-1000 У3, Fраз = 1000 Н.

Fдоп = 0,6•1000 = 600 Н;

Fрасч = 7,5Н<Fдоп = 600Н, условие выполняется. Выбираем к проектированию опорный изолятор типа ОНС-10-1000 У3.

Выбор проходных изоляторов в КРУ 10 кВ

Опорные изоляторы выполняются по следующим условиям:

- по длительному току: Iмакс ? Iн;

- по напряжению установки: Uуст ? Uн;

- по разрушающему усилию: Fрас < Fдоп.

Расчетная разрушающая сила определяется по (7.30):

Fрас = 0,5•f(3)•l (7.30)

Fрас = 0,5•8,4•0,9 = 3,8 Н

Выбираю к установке проходной изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ, с Fраз = 750 H.

Определение допустимой разрушающей силы рассчитывается по формуле (7.31):

Fдоп = 0,6•750 = 450 Н;

Fрас = 3,8Н < Fдоп = 450 Н, условие выполняется, изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ соответствует условию технической прочности и выбирается к проектированию.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейной защитой называется комплекс согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети поврежденных элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях. Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие требования: быстродействие, селективность, чувствительность, надежность.

Релейная защита будет выполнена на цифровой базе с применением микропроцессорных устройств «Сириус».

«Сириус» является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

«Сириус» обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти послеаварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сгнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ЭВМ по стандартным вычислительным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

8.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора для первой ступени напряжения

Основной ступенью защиты является дифференциальная защита. Такой тип защиты обеспечивает быстродействие и селективность отключения поврежденного трансформатора.

Защита спроектирована на базе микропроцессорного устройства «Сириус-Т». Данного вида защиту допустимо применять для защиты элементов сети как самостоятельно, так и совместно с другими видами защит РЗА (к примеру, резервной защитой).

Защита в блоке «Сириус-Т» имеет две ступени: ДЗТ-1 (дифференциальная быстродействующая токовая отсечка) и ДЗТ-2 (чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания (БНТ)). Также предусмотрен контроль небаланса в плечах дифференциальной защиты с действием на сигнализацию (ДЗТ-3).

Начальные условия для расчета релейной защиты трансформатора представлены на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Начальные условия для расчета релейной защиты трансформатора

Произведем расчет уставок для первой ступени «Сириус - T»: ДЗТ-1.

Номинальный ток обмотки ВН трансформатора:

Номинальный ток обмотки НН трансформатора:

В соответствии с п.7.2.4на стороне ВН принимается к установке ТТ типа ТВ-35, I1Н = 200А, I2Н = 5А.

Коэффициент трансформации ТТ

В соответствии с п. 7.2.4 на стороне НН принимаем к установке ТТ типа ТВК-10-400 0,5/10Р-У3: I1н = 400 А, I2н = 5 А. Коэффициент трансформации трансформатора тока равен:

Для компенсации сдвига фаз первичных токов, трансформатор тока на стороне ВН трансформатора включается по схеме «треугольник» = , а на трансформаторе тока стороны НН по схеме «полная звезда»

Вторичные токи трансформаторов тока при номинальной мощности силового трансформатора:

- на стороне ВН: А.

- на стороне НН: А

На рисунке 8.2 представлена схема вторичных соединений трансформаторов тока после расчета.

Рисунок 8.2 - Схема вторичных соединений трансформаторов тока после расчета

Расчетные вторичные токи требуется проверить на попадание в допустимый диапазон выравнивания, определяемый номинальным током входа устройства «Сириус-Т». Вторичные токи должны входить в диапазон: для входа с Iном = 5 А - (1,00 - 10,00 А).

Поскольку вторичные токи входят в указанный диапазон (1,00-10,00 А), соответственно необходимая точность выравнивания токов обеспечена и применение данного вида защиты допускается.

Определяю токи небаланса, вызванные погрешностью трансформаторов тока I'нб и регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) I''нб. При этом все токи приводятся к ступени напряжения основной стороны.

Расчетный ток небаланса при внешнем КЗ рассчитывается по (8.1) [21]:

Iнб = kотс•(kпер•kодн•е??fдоб)•, отн.ед. (8.1)

где kотс = 1,5 - коэффициент отстройки блока «Сириус-Т»;

kпер = 3,0 - коэффициент учитывающий переходный режим;

kодн = 1,0 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

е - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, для обмотки класса 10Р е=0,1;

?fдоб - 0,04 - отстройка от неточного задания номинальных токов сторон ВН и НН при округлении значений.

Iнб = 1,5•(3•1•0,1+0,04)•6,2=3,16 отн.ед.

Выбор срабатывания уставки с учетом отстройки от быстронасыщающегося трансформатора (БНТ) и небаланса при внешнем КЗ.

- первое условие:

- второе условие:

Принимаем уставку

Значение коэффициента чувствительности защиты по значению минимального тока двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора, приведенному к ВН рассчитываемое по (8.2):

Вывод: полученная в расчетах дифференциальная защита обладает требуемой чувствительностью. Уставка защиты для ввода в микропроцессорный блок «Сириус - Т» равняется 6 относительным единицам.

8.2 Перечень устройств автоматики ГПП

Автоматическое включение резерва (АВР)

Поскольку подстанция работает по двум воздушным линиям, и трансформаторы в нормальном режиме получают питание раздельно, на подстанции предусмотрено автоматическое включение резерва (АВР) на шинах 10 кВ. На рисунках 8.3 и 8.4 представлена поясняющая схема первичных и вторичных цепей АВР.

Расчет параметров срабатывания АВР сводится к следующему [15]:

- определение напряжения срабатывания Uсраб. АВР пускового органа (реле минимального напряжения), реагирующего на снижение напряжения на рабочем источнике;

- определение минимального напряжения срабатывания пускового органа (максимальное реле напряжения) резервного источника, для другой секции шин напряжением 10 кВ оставшейся в работе;

- расчеты выдержки времени срабатывания АВР.

Напряжение срабатывания пускового органа принимают в пределах [15]:

Uср.АВР = (0,250,4)•Uраб;

Вторичное напряжение пускового органа АВР:

где Uраб - рабочее напряжение поддерживаемое на шинах РУ 10 кВ, Uраб = 10500 В;

- коэффициент трансформации ТН, .

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, определяемое из условия отстройки от минимального рабочего напряжения

Uмин.рез = 0,7•Uном.

Найдем напряжение вторичных цепей, необходимого для запуска резервного источника питания [15].

Время срабатывания АВР tсраб.АВР рассчитывают по выражению (8.3) из [15]:

tсраб.АВР > tс.з + ?t (8.3)

где tс.з - максимальное время срабатывания защиты присоединений, принимаем время срабатывания МТЗ потребителей 10 кВ:

tc.з = tс.зМТЗ 10 = 3,0 с;

?t - ступень селективности, принимается ?t=0,5с.

Время срабатывания АВР:

tсраб.АВР = 3+0,5=3,5 с.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Устройства АЧР предназначены для отключения части электроприемников при возникновении в сети дефицита активной мощности, с последующим снижением частоты до аварийно низкого уровня.

На напряжении 10 кВ к устройствам АЧР подключаются электроприемники II и III категорий надежности, отключение которых не ведет к массовому недоотпуску продукции.

Рисунок 8.3 - Схема первичных цепей АВР

Рисунок 8.4 - Схема вторичных цепей АВР

9. ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Глобальное пользование природными ресурсами и загрязнение окружающей среды, широкое внедрение научно-технического прогресса во все сферы общественно-производственной деятельности человека, сопровождается появлением и широким распространением различных биологических, природных, техногенных, экологических и прочих опасностей. Чтобы минимизировать последствия деятельности человечества на окружающую среду, необходимо разрабатывать и постоянно совершенствовать комплекс эффективных мер защиты.

Решение проблемы безопасности жизнедеятельности состоит в обеспечении нормальных (комфортных) условий деятельности людей, их жизни, в защите человека и окружающей его среды (производственной, природной, городской, жилой) от воздействия вредных факторов, превышающих нормативно-допустимых уровней. Поддержание оптимальных условий деятельности и отдыха человека, создающих предпосылки для высшей работоспособности и продуктивности.

В данном курсовом проекте разработано электроснабжение сельскохозяйственного района, питание потребителей которого осуществляется по воздушным и кабельным линиям напряжением 0,4-10 кВ.

9.1 Выполнение мероприятий по экологии при проектировании подстанций

При проектировании электросетевых объектов должны быть выполнены следующие требования в части обеспечения экологической безопасности ПС:

- предотвращение попадания трансформаторного масла на рельеф поверхности;

- применение, где это возможно, сухих реакторов, конденсаторов, оптико-электронных измерительных трансформаторов;

- соблюдение требований пожарной безопасности;

- применение взрывобезопасного оборудования;

- соблюдение требований ГОСТов и санитарных норм в области:

- электрических полей;

- магнитных полей;

- электростатических полей;

- электромагнитных помех;

- шума;

- качества атмосферного воздуха;

- качества воды.

При применении автоматического пожаротушения емкость маслосборника определяется проектом в зависимости от габаритов маслонаполненного оборудования и схемой установки клапанов системы.

Газоотводы, выхлопные и предохранительные устройства выключателей должны быть расположены так, чтобы выброс жидкости или газа был направлен в сторону от места, где может находиться обслуживающий персонал.

При наличии в электрических сетях синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должны быть приняты меры, исключающие образование взрывоопасных смесей газов.

В помещениях ЗРУ, в которых имеются места возможного скопления вредных веществ (например, элегаза) в количествах, опасных для работающих, должна предусматриваться вытяжная вентиляция с забором в наиболее низкой точке и датчики для своевременного выявления утечек элегаза.

Приточно-вытяжная вентиляция с забором на уровне пола и на уровне верхней части помещения, где расположены КРУЭ и баллоны с элегазом.

Системы вентиляции ПС должны быть спроектированы так, чтобы концентрация опасных летучих веществ в помещениях не создавала угрозы жизни и здоровью людей, а также возможности возникновения взрывов и пожаров.

На ПС должны предусматриваться помещения для хранения баллонов с элегазом и газотехнологического оборудования.

На ПС должны предусматриваться места для хранения до монтажа банок конденсаторов, составляющих аккумуляторной батареи (кислота, банки и т.д.)

При проектировании электросетевых объектов, в процессе эксплуатации которых могут образоваться отходы, необходимо предусмотреть места (площадки) для сбора отходов в соответствии с установленными правилами, нормативами и требованиями в области обращения с отходами, в соответствии со ст. 10 ч. 3 ФЗ «Об отходах производства и потребления».

Малоопасные отходы могут складироваться как на территории основного предприятия, так и за его пределами в виде специальном спланированных отвалов и хранилищ.

Конструкция вакуумных выключателей на напряжение 35 кВ и выше должны иметь защиту для уменьшения рентгеновского излучения, ГОСТ 12.2.007.3.

Уровни напряженности электрического поля за ограждаемой территорией ОРУ ПС не должны превышать допустимых для населения значений.

9.2 Основные способы и средства защиты от поражения электрическим током

Опасность электрического тока в отличие от прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Опасность обнаруживается слишком поздно - когда человек уже поражён.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования систем электроснабжения и электроприёмников, контроль и учёт электроэнергии, оперативные переключения в электросетях, обеспечивающие бесперебойное снабжение электроэнергией. Оперативное обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно-дежурным персоналом.

При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В старший в смене или одиночный дежурный должны иметь квалификационную группу по технике безопасности не ниже 4, а в электроустановках до 1000 В не ниже группы 3.

При эксплуатации ЭУ важную роль в обеспечении безопасности электротехнического персонала играют электротехнические средства защиты и предохранительные приспособления.

Все электрозащитные средства подразделяются на следующие группы:

-штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления);

-клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные (токоизмерительные), указатели напряжения;

-изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;

-диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки, изолирующие подставки;

-индивидуальные экранизирующие комплекты;

-переносные заземления, временные ограждения, знаки и плакаты по ТБ;

-защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса, когти, страховочные канаты, защитные каски.

Для организации безопасной эксплуатации подстанции выполняются следующие мероприятия:

- оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевод на другое рабочее место, окончания работы

Работа в ЭУ производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

К техническим мероприятиям по обеспечению электробезопасности работ в электроустановках относятся:

- отключение ремонтируемого оборудования и принятие мер против его ошибочного обратного включения или самовключения;

- установка временных ограждений неотключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов «Не включать, работают люди» или «Не включать - работа на линии»;

- присоединение переносного заземления - закоротки к заземляющей шине стационарного заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые на время работ должны быть закорочены и заземлены;

- наложение переносных заземлителей-закороток на отключенные токоведущие части ЭУ сразу после проверки отсутствия на них напряжения или включение заземляющих ножей разъединителей, имеющихся в РУ;

- ограждение рабочего места и вывешивание разрешающего плаката «Работать здесь».

9.3 Выбор и место установки ОПН в схеме ПС

При защите силовых трансформаторов от грозового перенапряжения ОПН должен устанавливаться до коммутационного аппарата и присоединяться наикратчайшим путем от вводов трансформаторов к заземляющему устройству подстанции.

При установке ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения рекомендуется присоединять ОПН до предохранителя, чтобы предотвратить перегорание предохранителя при прохождении импульсных токов.

При наличии на присоединениях трансформаторов на стороне 3-20 кВ токоограничивающих реакторов ОПН должны быть установлены на шинах 3-20 кВ независимо от наличия ОПН возле трансформаторов.

Обмотки трансформаторов, которые не используются, должны быть соединены в треугольник или звезду (в соответствии с заводскими схемами), защищены ОПН или заземлены. Защита обмоток, которые не используются, не нужна, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, которая имеет металлическую заземленную оболочку или броню.

Если к сборным шинам электростанции или подстанции присоединены вращающиеся электрические машины (электродвигатели, генераторы) и ВЛ на железобетонных опорах, то в начале защищенным молниезащитным тросом ввода должен быть установлен комплект ОПН с присоединением к заземлению.

ОПН, как правило, присоединяются параллельно защищаемому оборудованию по схеме «фаза-земля», причем подключение ОПН к шине заземления осуществляется жестко с применением болта, а к фазной жиле - по кратчайшему пути с помощью одножильного медного проводника сечением не менее 6 мм2 или аллюминиевого проводника сечением не менее 16 мм2. Допускается применение гибкой шины толщиной 1 мм и шириной 20-30мм. Расстояния между ограничителями и другими заземленными токоведущими частями электроустановки нормируются согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ). Для обеспечения максимальной эффективности защиты электрооборудования от перенапряжения ОПН следует устанавливать как можно ближе к защищаемому оборудованию, на расстоянии не далее 3-6 м.

9.4 Монтаж защитного проводника в ВЛ 0,4 кВ

Воздушные линии электропередачи напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами (ВЛИ 0,4 кВ), выполненные с применением самонесущих изолированных проводов (СИП) относятся к электроустановкам напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью.

Надежность работы ВЛИ по сравнению с ВЛ повышается за счет отсутствия стеклянной линейной изоляции, а также последствий климатических воздействий: исключены схлестывания проводов, как под непосредственным влиянием ветра и гололеда, так и вследствие касания веток деревьев; практически исключены обрывы проводов благодаря применению изолированных проводов повышенной механической прочности; отсутствуют отключения из-за набросов различных предметов на провода.

Заземление воздушных линий напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами:

- для обеспечения нормальной работы электроприемников нормируемого уровня электробезопасности и защиты от атмосферных перенапряжений на ВЛИ должны быть выполнены заземляющие устройства.

- грозозащитные заземления выполняются: на опорах через 120 м; на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и др.) или представляющих большую хозяйственную ценность (животноводческие помещения, склады, мастерские и др.); на конечных опорах имеющих ответвления к вводам; за 50 м от конца линии, как правило, на последней опоре; на опорах в створе пересечения с воздушными линиями более высокого напряжения.

- повторные заземления нулевого провода для воздушных линий с изолированными проводами выполняются для воздушных линий 0,38 кВ на деревянных и железобетонных опорах.

- сопротивление повторного заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта и от количества заземлителей на линии.

- общее сопротивление растеканию тока заземлителей линии (в том числе и естественных) в любое время должно быть не более 10 Ом.

- заземляющие проводники для повторных и грозозащитных заземлений следует выполнять из круглой стали или проволки не менее 6мм. При применении неоцинкованных заземляющих проводников необходимо предусматривать меры по защите от коррозии.

- корпуса светильников уличного освещения, ящиков, щитков и шкафов, а также все металлоконструкции опор должны быть занулены. На железобетонных опорах для связи с заземлителем следует использовать арматуру стойки и подкоса (при наличии). На деревянных опорах (конструкциях) крепежная арматура не заземляется, за исключением опор, на которых выполнено повторное заземление нулевого провода.

Заземляющие устройства служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжений, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю.

9.5 Расчет защитного заземления на ТП

Согласно [1] заземляющее устройство подстанции 35 кВ в сети с эффективно заземлённой нейтралью должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединяются между собой в заземляющую сетку. В траншею вертикально ввинчиваются стержни, а выступающие из земли верхние концы соединяются сваркой внахлестку. Горизонтальные заземлители прокладываются по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 1,0 м от основного оборудования. Поперечные заземлители также прокладываются на глубине 0.7 м от поверхности земли с постепенным увеличением расстояний между ними от периферии к центру заземляющей сетки. Вертикальные заземлители применяются длиной 5 м.

Заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, но за расчетное сопротивление заземляющего устройства применяется наименьшее из допустимых. Так как естественные заземлители не используются, заземляющее устройство должно иметь сопротивление искусственных заземлителей

При расчёте устройства заземления для электроустановок 35 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0,5 Ом.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта:

(9.1)

где уд - удельное сопротивление грунта, уд = 50 Омм; Кс - коэффициент сезонности. Для вертикальных электродов Кс.в. = 1,7, для горизонтальных полос Кс.г. = 3.

Тогда:

расч.в=501,7=85,

расч.г=503=150.

Общая длина горизонтальных заземлителей равна 234 м. Определяется расчётное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле из табл.12.1 [8]:

, (9.2)

Тогда:

[Ом],

где b=40 мм - ширина полосы; l = 234 м.

Предварительно принимается в контуре 40 вертикальных заземлителей. По [5] коэффициент использования полосы = 0,29:

Rг= 0,49/0,29=1,69 [Ом].

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов [2]:

, (9.3)

где Rе - сопротивление естественного заземлителя, по [5] принимается Rе = 2 Ом; Rз - допустимое сопротивление заземляющего устройства, Rз = 0,5 Ом.

[Ом].

Определяем общее сопротивление вертикальных заземлителей:

[Ом].

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяется по формуле [5]:

(9.4)

где lВ ? длина вертикального стержня, м;

tВ ? расстояние от поверхности до центра стержня, м;

d ? диаметр вертикального стержня, м.

[Ом].

Количество вертикальных заземлителей определяется по формуле:

, (9.5)

где КИ,В - коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависящий от расстояния между ними, их длины и количества [2].

Принимаем в контуре 40 вертикальных заземлителей.

Согласно ПУЭ, размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтрали силовых трансформаторов к заземляющему устройству, не должны превышать размеров 66 м2. Поэтому окончательно устанавливаем сетку горизонтальных заземлителей с ячейками размером 66 м2, с расположением по периметру вертикальными заземлителями в количестве 40 штук.

9.6 Проектирование молниезащиты подстанции

Согласно ПУЭ защита РУ и ПС от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).

Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой.

Расстояние в земле между точкой заземления молниеотвода и точкой заземления нейтрали трансформатора должно быть не менее 3 м.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или не целесообразна по конструктивным соображением, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Расстояние между обособленными заземлителями молниеотвода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть не менее 3 м.

Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстоянии не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора).

Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС.

Тип, количество и взаимное расположение молниеотводов определяют геометрическую форму зоны защиты. Под зоной защиты понимают часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности (для ПС 35/10 - 99,5%).

Для защиты подстанций обычно требуется установка нескольких молниеотводов.

Каждый молниеотвод состоит из следующих элементов:

- молниеприемник;

- несущая конструкция (металлическая), предназначенная для установки молниеприемника;

- токоотвод, обеспечивающий отвод тока в землю;

- заземлитель, отводящий ток молнии в землю и обеспечивающий контакт с землей молниеприемника и токоотвода.

При расчёте молниезащиты используется методика из [2].

Принимается высота молниеотвода h = 20 м, (см. рис. 9.1).

Рис. 9.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Длина отрезков: CA' = CB' = 0,75•h = 0,75•30 = 22,5 (м).

Расстояние: CO' = 0,8•h = 0,8•20 = 16 (м).

Длина отрезков: CA = CB = 1,5•h = 1,5•20 = 30 (м).

Для определения радиуса защиты rX м, на любой высоте hX зоны защиты используются формулы:

при ; (9.6)

при . (9.7)

Оптимальная высота молниеотвода на ОРУ 35 кВ определяется из предыдущих выражений по формулам:

при , (9.8)

при . (9.9)

При hx = 11 м. Так как hx 2/3h то для расчета используем формулу(10.1):

rх=1,5(h-1,25?hх)=1,5?(30-1,25?11)=25 [м].

Устанавливаем 4 молниеотвода на расстоянии друг от друга так, чтобы они перекрывали зоны защиты противоположного молниеотвода и защищали верхнюю часть подстанции.

На ПС устанавливается 4 молниеотвода (см. Лист 4).

9.7 Проектирование маслосброса с маслоприемника трансформатора

Для маслонаполненного хозяйства должно быть организовано централизованное масляное хозяйство, оборудованное резервуарами для хранения масла, насосами, оборудованием для очистки, осушки и регенерации масел, передвижными маслоочистительными и дегазационными устройствами, а также ёмкостями для транспортировки масла.

На территории ОРУ подстанций следует предусматривать устройства по сбору и удалению масла (в том случае, если имеется маслонаполненное оборудование) с целью исключения вероятности протечек его при авариях по территории и попадании масла в водоемы.

При массе масла или негорючего экологически безопасного диэлектрика в одном баке массой более 600 кг предусматривается маслоприемник. Рассчитанный на полный объем масла, или на удержание 20 % масла с отводом в маслосборник.

Для предотвращения возможного растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторах (реакторах) с количеством масла более 1т в единице, предусматриваются маслоприемники, маслоотводы, и маслосборники с соблюдением следующих требований:

Габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора (реактора) не менее чем на 0,6м при массе масла до 2т, на 1м при массе от 2 до 10т, на 1,5м при массе от 10 до 50т, на 2м при массе более 50т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньше со стороны перегородки на 0,5м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора (реактора) на расстоянии менее 2м;

Объем маслоприемника с отводом масла следует рассчитывать на единовременный прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор).

Объём маслоприемника без отвода масла следует рассчитывать на прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор), и 80 % воды от средств пожаротушения из расчета орошения площадей маслоприемника и боковых поверхностей трансформатора (реактора) с интенсивностью 0,2 л/с•м2 в течение 30 минут;

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленными так и незаглубленными (дно на уровне окружающей планировки). При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника.

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться:

- с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпается гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;

- без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслоприемника с толщиной слоя не менее 0,25м;

Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5м над уровнем окружающей планировки.

Дно маслоприемника (заглубленного или незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005 в сторону приямка и быть засыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой породой) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25м.

Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).

Допускается не производить засыпку для маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансформаторов (реакторов) следует предусматривать установку огнеоградителей.

Маслосборные устройства могут выполняться в отдельно стоящих, пристроенных и встроенных в производственные помещения ЗРУ в камерах трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями, выходящими на ружу.

Маслоотводы должны выполняться закрытыми, в отдельных случаях (например при сильнопучинистых грунтах, при высоких уровнях грунтовых вод), при специальном обосновании, допускаются открытые маслоотводы при соблюдении следующих условий:

- обязательно сооружение бордюра по периметру маслоприемника для задержания растекающегося масла;

- трасса маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10м от маслонаполненной аппаратуры;

- сброс масла из маслоприемников должен осуществляться в закрытый маслосборник с последующей откачкой в передвижные ёмкости стационарным или передвижным насосом.

Для ПС 750 кВ рекомендуется размещать маслосборники вблизи маслонаполненного оборудования.

Допускается размещения маслосборника вне ограды подстанции (преимущественно для комплектных трансформаторных подстанций и ПС 110 кВ с блочным и мостиковыми схемами электрических соединений) при условии его ограждения, обеспечения подъезда автотранспорта и согласования с землевладельцем.

Расстояния от резервуаров открытых складов масла должны быть не менее:

- до зданий и сооружений электростанций и ПС (в том числе до трансформаторной мастерской) 12м - для складов с общей емкостью до 100 т масла; 18м - для складов емкостью более 100 т;

- до жилых и общественных зданий - расстояния на 25 % больше установленных в пункте описанном выше;

- до аппаратной маслохозяйства - 8 м;

- до складов баллонов водорода - 20 м;

- до внешней ограды подстанции: 6,5 м - при устройстве охранной сигнализации по периметру, 4 м - в остальных случаях;

Для закрытых подстанций маслосборник предусматривается за пределами здания.

Маслосборники рассчитываются из условий размещения 100 % масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе, 80 % расчетного расхода воды от автоматического пожаротушения с предусматриваемой сигнализацией условно чистой воды, с выводом сигнала на щит управления.

На подстанции без автоматического пожаротушения емкость маслосборника рассчитывается из условия размещения 100 % масла и 20 % расчетного расхода воды из гидрантов.

9.8 Противопожарные средства на подстанции

Пожары в электроустановках обычно сопровождаются значительным отделением дыма, газообразных продуктов, разложением изоляции, масла, кабельной мастики. Для предупреждения электропоражений до начала тушения пожара необходимо снять напряжение с электроустановки. Если это невозможно, то допускается тушение пожара электрооборудования, находящегося под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности.

При тушении пожара электрооборудования под напряжением соблюдаются следующие правила:

- руководителем тушения пожара является старший командир подразделения, а до его прибытия - старший из числа дежурного электротехнического персонала или ответственный за электрохозяйство.

- отключение присоединений, на которых горит оборудование, выполняется дежурным электроперсоналом без предварительного разрешения вышестоящего лица с уведомлением его после окончания операций отключения;

- тушение компактными и распыленными струями воды допускается в открытых для обзора ствольщика ЭУ и кабеля напряжением до 10 кВ. При этом ствол заземляется, и ствольщик должен работать в диэлектрических перчатках и ботах, стоять не ближе 3,5 м от очага пожара при диаметре спрыска ствола - 13 мм при напряжении до 1 кВ включительно и 4,5 м - до 10 кВ. При диаметре спрыска ствола 19 мм эти расстояния увеличиваются соответственно до 4 и 8 м.

- нельзя применять для тушения морскую или сильно загрязненные воду, пены;

- при тушении кабелей в туннелях, каналах под напряжением выше 1кВ ствольщик должен направить струю воды через дверной проем или люк. Пожар электроустановок со снятым напряжением допускается любыми средствами и веществами включая воду. Для тушения пожаров применяют различные огнегасительные вещества, которые подразделяются на жидкие, газообразные и твердые.

К первичным средствам огнетушения относятся объединенные в пожарный пункт ручные и передвижные огнетушители, пожарный ручной инструмент и инвентарь, ведра, бочки с водой, лопаты, ящики с песком, асбестовые полотна, войлочные маты, кошма, ломы, пилы, багры, вилы, топоры.

9.9 Выбор места строительства подстанции с учетом требований экологии

Общие положения

При выборе площадки для строительства вновь проектируемых ПС и трассы ВЛ должны соблюдаться федеральные законы, кодексы и законодательные акты РФ в части охраны компонентов природной среды.

Выбор площадок и трасс должен осуществляться с соблюдением требований ФЗ «О животном мире», обеспечивающих охрану животного мира, включая сохранение среды обитания объектов животного мира и условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции.

При выборе площадки ПС и трассы ВЛ должны соблюдаться следующие основные принципы охраны окружающей среды:

- презумпция экологической опасности;

- не превышение допустимых воздействий на природную среду;

- не превышение норм выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

- не превышение норм сбросов загрязняющих веществ в водные объекты.

Выбор места размещения электросетевого объекта должен

осуществляться с точки зрения минимального ущерба земельным сельскохозяйственным ресурсам, лесным угодьям.

Размещение электросетевого объекта должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель, как на период строительства, так и с учетом возможного последующего расширения электросетевого объекта.

Размещение ПС и ВЛ должно производиться с учетом:

- природные особенности территории;

- состояние природной среды (загрязнение атмосферы, агрессивность грунта, подземных вод и т.д.);

- ценность территории (природоохранная, культурная, национальная, особо охраняемые природные объекты и пр.);

- возможный ущерб, причиняемый природной и социальной среде, а также возможные изменения в окружающей природной среде в результате сооружения ПС и ВЛ и последствия этих изменений для природной среды, жизни и здоровья населения.

Не допускается размещение электросетевых объектов на землях особо охраняемых территорий:

- на землях заповедников, заказников, природных национальных парков, ботанических садов, дендрологических парков и водоохранных полос (зон);

- в зонах охраны гидрометеорологических станций;

- в первой зоне санитарной охраны источников водоснабжения и площадок водопроводных сооружений, если проектируемые объекты не связаны с эксплуатацией источников;

- в первой зоне округа санитарной охраны курортов, если проектируемые

объекты не связаны с эксплуатацией природных лечебных средств курортов.

В соответствии с Водным Кодексом РФ ст. 65 п. 16, в границах водоохранных зон допускается строительство электросетевых объектов при условии, что они будут оборудованы сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод.

Размещение электросетевых объектов (ПС и ВЛ) в зоне санитарной охраны водозаборных сооружений может быть осуществлено при условии выполнения мероприятий по соблюдению экологической безопасности.

На территориях с уровнями загрязнения, превышающими установленные гигиенические нормативы, запрещается проектирование электросетевых объектов, являющихся источниками загрязнения атмосферы.

В соответствии со ст. 59 Лесного Кодекса РФ может быть запрещено проектирование и строительство ПС и ВЛ на территории расположения редких и находящихся под угрозой исчезновения видов деревьев, кустарников, лиан, иных лесных растений, занесенных в Красную книгу Российской Федерации или Красные книги субъектов Российской Федерации, при условии, что негативное воздействие электросетевых объектов может привести к сокращению численности таких растений или ухудшению среды их обитания.

На землях, включенных в границы особо охраняемых природных территорий (национальные парки; природные парки; государственные природные заказники; памятники природы; дендрологические парки и ботанические сады; лечебно-оздоровительные местности и курорты) без изъятия из хозяйственной эксплуатации, ограничивается расширение и строительство новых электросетевых объектов. Режим использования этих земель определяется положением, утвержденным государственным органом.

На территории государственного природного заповедника, в том числе биосферного, запрещается строительство ПС и ВЛ, (ст. 9) ФЗ «Об особо охраняемых природных территориях».

Выбор площадки для строительства ПС

Площадки для строительства ПС должны выбираться в соответствии:

- на непригодных для сельскохозяйственного использования землях;

- на незалесенной территории или на территории, занятой кустарниками

и малоценными насаждениями;

- вне зон активного карста, оползней, оседания или обрушения поверхности под влиянием горных разработок, селевых потоков и снежных лавин, которые могут угрожать эксплуатации ПС;

- вне зон, подлежащих промышленной разработке (торфяники и др.);

- вне зараженных мест.

Расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях по решению соответствующих органов.

Запрещается размещение ПС на:

- затопляемых местах и местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов;

- территориях, подверженных размывам в результате русловых процессов, при расположении площадок у рек, или водоемов, а также вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, а также выше отметок складов с нефтепродуктами и другими горючими жидкостями. При невозможности расположения ПС вне указанных зон должны быть выполнены специальные гидротехнические сооружения по защите площадок ПС от повреждений (подсыпка площадки, укрепление откосов насыпи, водоотводные сооружения, дамбы и др.).

При проектировании ПС должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения водных объектов сточными водами, такими как:

- сливы уплотнений сальников насосов, компрессоров;

- аварийные маслостоки и дренажи каналов и тоннелей с маслонаполненными кабелями на площадках трансформаторов, масляных выключателей;

- дождевые, поверхностные стоки с территорий предприятия, площадок стоянки и мойки транспорта, складов масел: содержат механические примеси, нефтепродукты;

- хозяйственно-бытовые стоки.

Минимизация объемов загрязненных сточных вод должна выполняться за счет:

- устранения причин загрязнения;

- создания и совершенствования оборудования и технологий;

- повышения технического уровня эксплуатации очистных сооружений

на стадии строительства электросетевых объектов;

- сбора и очистки маслосодержащих сточных вод.

При проектировании ПС должна быть предусмотрена санитарно- защитная зона. На границе санитарно-защитной зоны должно обеспечиваться не превышение предельно допустимых значений шума, электрического и магнитного полей, электромагнитного поля, установленных гигиеническими нормативами.

Размер санитарно-защитной зоны устанавливается в зависимости от типа ПС (открытые, закрытые), наибольшего рабочего напряжения на основании расчетов физического воздействия на атмосферный воздух, а также результатов натурных измерений.

10. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ

10.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

Расчет сметы затрат на монтаж схемы электроснабжения

Стоимость работ в локальных сметах (расчетах) в составе сметной документации может рассчитываться в двух уровнях цен [1]:

в ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, установленных по состоянию на 01.01.2001 г. В редакции 2014 года;

в текущих (прогнозных) ценах, определяемых на основе цен, сложившихся к моменту составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

Полная стоимость объекта включает затраты на строительно-монтажные работы, затраты на приобретение и монтаж оборудования и прочие затраты:

, (10.1)

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:

, (10.2)

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.;

- сметная прибыль, представляющая собой сумму средств, необходимых для покрытия расходов строительной организации на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование работников, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы включают:

, (10.3)

где  - сдельная и повременная оплата труда рабочих, занятых непосредственно на строительно-монтажных работах, руб.;

- расходы по эксплуатации строительных машин и оборудования, руб.;

- расходы на материалы, необходимые для выполнения строительно-монтажных работ, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы иначе определяются исходя из объемов работ и согласованных единичных расценок:

, (10.4)

где  - объем строительно-монтажных работ i-го вида в натуральных измерителях;

- цена (расценка) за единицу строительно-монтажной работы, руб./нат. ед.;

i=1…I - число работ на объекте строительства.

Все эти данные заносим в локальную смету на электромонтажные работы (см. приложение А).

Составление локальной сметы в базисных ценах

Смета составлена базисно-индексным методом в программном комплексе «Гранд-Смета», и включает в себя весь необходимый размер капитальных вложений для строительства объекта проектирования. Все расценки взяты из сборника «Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования» по Вологодской области в редакции 2014 года.

Стоимость монтажных работ в текущих ценах включает в себя следующие элементы:

Общая стоимость 23 178 196 руб.

в том числе:

Фонд основной заработной платы 888 267 руб.

Затраты по эксплуатации машин 1 770 435 руб.

Сметная стоимость материалов 4 347 702 руб.

Стоимость оборудования 10 822 220 руб.

Накладные расходы 698 286 руб.

Сметная прибыль 443 485 руб.

Также учтены все необходимые лимитированные затраты, налоги, применены все актуальные коэффициенты и процентные ставки.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 'О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на I квартал 2016 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) на январь 2015 г. по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

стоимость материалов = 6,543;

заработная плата = 19,921;

эксплуатация машин = 10,821;

пуско-наладочные работы = 22,76.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных смет (расчетов) без деления на разделы производим в конце сметы за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам - в конце каждого раздела и в целом по смете (расчету).

Смета представлена в ПРИЛОЖЕНИИ А.

10.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 23 178 196 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для расчета прибыли необходимо знать количество энергии проданной за период.

Реализованная электроэнергия за год, с учетом загрузки трансформаторов на 70% определяется как:

WГОД=0,7 РМАХ•8760;

С учетом 2 трансформаторов мощностью по 2500 кВ*А каждый и при расчетном cosф=0,9:

WГОД=0,7•(2•2500•0,9)•8760=27594000 кВт•ч.

РМАХ - суммарная мощность трансформаторов.

Так как напряжение на ПС на высокой стороне соответствует (ВН) высокому напряжению.

Прибыль организации от передачи электроэнергии потребителям составляет 10% от реализации.

,

где в=0,14846 руб/кВт•ч плата за потреблённую электроэнергию;

=534,42641 руб/кВт в месяц.

Тогда выручка от электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

В=0,14846•27594000+534,42641•3500•12 = 26 542 514,4 руб.

Прибыль определяется как:

где Пр%- прибыль в % отношении 10%;

Пр- прибыль от использования электроэнергии.

Амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 15 169 922·0,06=910,2 тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

А. Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 2 654 + 910,2 = 3 564,2 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2016 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

Г. Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС=ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход незначительно превышает объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР=ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

10.3 Расчет численности электромонтажной бригады

Численность электромонтажников определяется по формуле

, (10.6)

где ч - численность электромонтажников;

- суммарная трудоемкость по смете, челч;

Э = 174,6 - месячная норма эффективного фонда рабочего времени, ч;

n - число месяцев;

kи = 1,1 - коэффициент использования рабочего времени;

kя = 0,9 - коэффициент явки;

Примем число электромонтажников равным 12 человек (2 бригады по 6 чел).

10.4 Организация электромонтажных работ

Ленточные графики представляют собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент, их последовательности можно представить занятость строительно-монтажной бригады. При построении ленточного графика учитывается производительность и количество рабочих. Расчет и построение ленточного графика выполняем в виде таблицы (см. графическую часть проекта).

Продолжительность работы определяется по формуле

, (10.7)

где Т - продолжительность работы, ч;

Тр - трудоемкость данного вида работ, челч;

m - количество человек, выполняющих работу;

t - число часов в смене;

kи = 1,1 - коэффициент использования рабочего времени;

kя = 0,9 - коэффициент явки.

Организация электромонтажных работ реализована с помощью ленточного графика, изображенного на листе 6 графического материала.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении данной выпускной квалификационной работы были рассмотрены основные схемы и оборудование, вопросы безопасности, экономических затрат и сроки окупаемости системы электроснабжения рассматриваемого района, а также предложены возможные мероприятия по энергосбережению.

В качестве итога о проделанной работе можно сделать следующие выводы:

- при проектировании системы электроснабжения района необходимо учитывать как экономические и технические стороны, так и местные климатические условия;

- так как на территории рассматриваемого района находятся потребители трех категорий надежности электроснабжения, необходимо при проектировании электроснабжения руководствоваться соответствующими стандартами, чтобы создать требуемую надежность системы электроснабжения;

- нагрузка потребителей района носит сменный и сезонный характер, что необходимо учитывать при проектировании электроснабжения района;

- в качестве предложенных мер по энергосбережению в данной ВКР были предложены светодиодные светильники для уличного освещения, в дальнейшем данные мероприятия можно будет расширять с учетом местных условий.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. РД 34.20.185-94. Руководящий документ. Инструкция по проектированию городских электрических сетей: утв. Министерством топлива и энергетики РФ от 31.05.94. - Взамен ВСН 97-83 Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей.

2. Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электроодорудованию: в 2т. Т.2/ А.А. Федоров. - Москва: Энергоатомиздат, 1987 - 592 с.

3. СП 52.13330.2011. Свод правил. Естественное и искусственное освещение: утв. Министерством регионального развития Российской Федерации от 27.12.10 №783 - Введ. 20.05.11. - Москва: ФГУП ЦПП, 2011. - 75с..

4. Айзенберг, Ю.Б. Справочная книга по светотехнике / Ю.Б. Айзенберг. - Москва: Энергоатомиздат, 1983. - 472 с.

5. Орлов И.Н. Электротехнический справочник. в 3 т. Т. 3 в 2 кн. Кн. 2: Использование электрической энергии: справочник / И.Н. Орлов. - Москва: Энргоатомиздат, 1988. - 616 с.

6. Старкова, Л.Е. Электрическое освещение: учеб. Пособие / Л.Е. Старкова - Вологда: ВоГТУ, 2000. - 108 с.

7. Правила устройства электроустановок / Министерство энергетики РФ. - 7-е изд. - Москва: Энергоатомиздат, 2011. - 698 с., ил.

8. Орлов И.Н. Электротехнический справочник: в 3 т. Т.3 в 2 кн. Кн. 1. Производство и реализация электрической энергии / И.Н. Орлов. - Москва: Энергоатомиздат, 1988. - 880с.

9. СП 31-110-2003. Свод правил. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий: взамен ВСН 59-88: утв. Госстроем России 26.10.03 №194 - Введ. 01.01.04. - Москва: ФГУП ЦПП, 2004. - 100 с.

10. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов - Москва: Колос, 2000. - 496 с.

11. СП 43.13330.2011. Свод правил. Планировка и застройка городских и сельских поселений. Градостроительство: актуализированная редакция СНиП 2.07.01.-89: утв. Министерством Российской Федерации 27.12.02 №820 - Введ. 20.05.11. - Москва: ФГУП ЦПП, 2011. - 108 с.

12. Цигельман И.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий: Учеб. для электромеханич. спец. техникумов. - 3-е изд., испр. и доп.- М.: Высш. шк. 1988.- 319 с.

13. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под. общ. ред. Ю.Г. Барыбина. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 464с.:ил.

14. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. Заведений/ И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинов и др.; Под ред И.П. Крючкова и В.А. Старшинова.- М.:Издательский ценр «Академия», 2005.- 416с.

15. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 368с.:ил.

16. Старкова Л.Е., Орлов В.В. Проектирование цехового электроснабжения: Учеб. пособие. - Вологда: ВГТУ, 2001. - 172с.

17. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

18. Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил

19. Быстрицкий Г.Ф. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов: Учеб. Пособие для вузов: Учеб. Пособие для сред. проф. Образования / Г.Ф. Быстрицкий, Б.И. Кудрин. - М.: Издательский дом «Академия», 2003. - 176с.

20. Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е, перераб. и доп./ Н.В. Чернобровов - М.: Энергия, 1974. - 680 с.: ил.

21. Гук Ю.Б. Оценка надежности систем электроснабжения / Учебник для вузов. - М.:Энергоатомиздат.1990.-345с.,ил.

22. Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. Вологодская область, 2001 г. ТЭРм-2001-08 Электрические установки.

23. Князевский Б.А. Охрана труда в электроустановках: учебник для вузов / Б.А. Князевский. - 3-е изд., перераб. и доп. - Москва: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.

24. ТЕРм - 08 - 2001. Территориальный единый справочник расценки на монтажные работы: издание официальное. - Вологда: 2001 - 175 с.

25. ТЕРп - 01 - 2001. - Территориальный единый справочник расценки на пусконаладочные работы: издание официальное. - Вологда: 2001 - 77 с.

26. ФЕР - 2001 - 33. Федеральные расценки на строительные работы: издание официальное: утв. Постановлением Госстроя РФ 07.08.03 №142 - Введ: 07.08.03. - Москва: 2001 - 103 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ