4

РЕФЕРАТ

ПЗ 131 с, 18 рис., 35 таблиць, 21 джерело.

Об'єктом проектування є знижувальна підстанція для електропостачання

споживачів Шевченківського району міста Запоріжжя.

Мета роботи – розробка найбільш оптимального варіанту знижувальної

підстанції для електропостачання промислових та комунальних споживачів

міського району.

Методи дослідження – технічний та економічний аналіз.

Результатом роботи є вибір силових трансформаторів, високовольтних

апаратів, струмопровідних частин та іншого обладнання підстанції; розрахунок

освітлення, заземлення та блискавкозахисту підстанції; розробка організаційно -

економічних питань.

МЕРЕЖА, ЕЛЕКТРИЧНЕ НАВАНТАЖЕННЯ, ПІДСТАНЦІЯ, РІВЕНЬ

НАПРУГИ, ЗВЕДЕНІ ВИТРАТИ, ЯКІСТЬ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, СЕКЦІЯ,

ВИМИКАЧ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ, РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ, ЗАЗЕМЛЕННЯ.

5

ЗМІСТ

РЕФЕРАТ ................................................................................................................. 4

ЗМІСТ ...................................................................................................................... 5

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ....................................................................... 7

ВСТУП ..................................................................................................................... 8

1 ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ТА СПОЖИВАЧІВ ....................... 9

2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ПІДСТАНЦІЇ ................... 11

2.1 Розрахунок електричних навантажень споживачів району .................... 14

2.2 Розрахунок навантаження власних потреб підстанції ............................ 19

2.3 Розрахунок загального навантаження підстанції .................................... 20

3 ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ РАЙОНУ ................................................... 22

3.1 Вибір місця розташування ПС «НЗ» ....................................................... 23

3.2 Вибір напруг ліній зв’язку з енергосистемою та споживачами .............. 24

3.3 Вибір типу ліній електропередачі ........................................................... 25

3.4 Вибір перерізів ліній ............................................................................... 26

4 ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ........................ 30

4.1 Вибір технічно обґрунтованої потужності трансформаторів ................. 31

4.2 Техніко-економічне порівняння трансформаторів різної потужності. ... 34

5 РОЗРОБКА ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ З’ЄДНАНЬ ........................ 42

6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ ............................................................................. 44

7 ВИБІР СХЕМИ РОЗПОДІЛЬЧОЇ МЕРЕЖІ ........................................................ 50

7.1 Вибір типу схеми мережі ........................................................................ 51

7.2 Визначення перерізу кабельних ліній ..................................................... 53

7.3 Режими заземлення нейтралі .................................................................. 60

8 ВИБІР ШИН ТА ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ ПІДСТАНЦІЇ ........................... 62

6

8.1 Вибір шин ............................................................................................... 62

8.2 Вибір ізоляторів ...................................................................................... 66

8.3 Вибір апаратів ......................................................................................... 68

9 КОМПОНУВАННЯ ТА КОНСТРУКТИВНА ЧАСТИНА ПІДСТАНЦІЇ ........... 71

9.1 Конструрція ВРП .................................................................................... 72

9.2 Приміщення підстанції ........................................................................... 74

10 ВЛАСНІ ПОТРЕБИ ПІДСТАНЦІЇ .................................................................... 75

10.1 Освітлення підстанції............................................................................ 76

10.2 Розрахунок силових навантажень власних потреб ............................... 82

10.3 Розрахунок струмів КЗ власних потреб ................................................ 84

10.4 Розрахунок та вибір елементів обладнання власних потреб підстанції 85

11 РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ ТА АВТОМАТИКА ПІДСТАНЦІЇ ............................... 88

11.1 Релейний захист трансформатору ......................................................... 88

11.2 Захист ЗРП 10 кВ .................................................................................. 94

11.3 Автоматика підстанції........................................................................... 98

12 ОРГАНІЗАЦІЯ ПЛАНОВО-ПОПЕРЕДЖУВАЛЬНОГО РЕМОНТУ

ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ НА ПІДСТАНЦІЇ ..................................................100

13 ОХОРОНА ПРАЦІ ...........................................................................................110

13.1 Розрахунок заземлюючого пристрою ..................................................111

13.2 Заходи з електробезпеки ......................................................................118

13.3 Блискавкозахист...................................................................................121

13.4 Пожежна безпека .................................................................................124

13.5 Заходи з промислової санітарії та гігієни праці ...................................126

ВИСНОВКИ..........................................................................................................128

ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ .......................................................................................130

7

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ

АБ – акумуляторна батарея

АСУ – автоматична система управління

ВП – власні потреби

ГЗ – газовий захист

ГЗП – головна знижувальна підстанція

ДЗТ – диференційний захист трансформатора

ЕУ – електроустановка

ЗП – заземлюючий пристрій

ЗПЕ – зшитий поліетилен

ЗПУ – загальнопідстанційний пункт управління

КЗ – коротке замиканя

КЛ – кабельна лінія

КРП – комплектний розподільчий пристрій

КТП – комплектна трансформаторна підстанція

КСС – крива сили світла

МАХ – режим максимальних навантажень

МСЗ – максимальний струмовий захист

MIN – режим мінімальних навантажень

ОЗЗ – однофазне замикання на землю

ОЗП – основна заробітна плата

ОПН – обмежувач перенапруги

ПЛ – повітряна лінія

ПОС – постійний оперативний струм

ПС – підстанція

РЗ – релейний захист

РПН – регулювання під напругою

СЗ – струмовий захист

ТЕП – техніко-економічне порівняння

ТП – трансформаторний пункт

ТС – трансформатор струму

ЦЕН – центр електричних навантажень

ШОС – шафа оперативного струму

8

ВСТУП

Сучасна енергетика України являє собою строкате різноманіття мереж та

підстанцій. На фоні старих будівель ТП, що були збудовані в сорокових роках

минулого століття, будуються нові підстанції, обладнані за останнім словом

техніки. Інновації в різних галузях виробництва тягнуть вперед, доповнюють і

розвивають електротехнічне обладнання, підвищуючи його надійність,

покращуючи робочі показники.

Також сучасні міста, поки що тільки метрополіси, пред’являють нові вимоги

до електроспоживання міст, зокрема відмовляються від використання повітряних

ліній 35 кВ та вище в користь поліетиленових, маслонаповнених або

надпровідних кабельних ліній, відмовляються від великих розподільчих пристроїв

за портальними схемами, в бік компактного блочного будівництва, або навіть

закритих РП.

Все це вкупі з постійним зростанням обсягу електроспоживання

промисловістю та комунальними споживачами, та високими технічними втратами

в мережах порівняно з іншими державами потребує значного обновлення та

технічного переозброєння підстанцій та ліній електропередач.

Звісно, не всі інновації є необхідними для впровадження на енергетичних

об’єктах, і не варто хапатися за нововведення, не доказавши їх технічної чи

економічної доцільності. Наприклад, мікропроцесорний захист, на який перейшло

близько 1,5% вітчизняних підстанцій, по багатьом показникам, зокрема надійності

та довговічності поступається традиційному захисту на електромеханічній базі, а

по вартості перевищує в десятки разів, не надаючи нічого принципово нового.

У дипломному проекті розглядається будівництво підстанції 150/35/10 кВ

«Новозапорізька», яка забезпечує електроенергією частину Шевченківського

району м. Запоріжжя. Проект підстанції спирається на реально існуючу схему

електричної мережі і виконаний на розрахунковий період 5-ти років після вводу в

експлуатацію з урахуванням перспективи розвитку мережі на наступні не менше 5

років. Спроектована підстанція по всім показникам перевершує реально існуючу,

чотирьох трансформаторну, яка займає площу 1,44 Га проти 0,49 Га

спроектованої двох трансформаторної.

9

1 ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ТА СПОЖИВАЧІВ

Проектуєма підстанція розташована в Запоріжжі. Високовольтні лінії

передачі у ряді районів Запорізької області періодично піддаються ожеледно -

вітровим навантаженням, які приводять до аварійних ситуацій, що викликають

падіння опор і обрив проводів. Це призводить до відключення споживачів та

додатковим витратам. Найнебезпечнішими для ПЛ є так звані «крижані дощі», які

одночасно охоплюють дуже великі площі на рівні однієї або навіть декількох

областей, викликаючи чисельні аварійні ситуації в електропостачанні споживачів.

Визначення початкових розрахункових умов та заходи з підвищення

механічної міцності при проектуванні підстанції та конструктивної частини

повітряних ліній проводиться на основі карт кліматичного районування території

країни [1] за швидкісним натиском вітру, грозовою активністю та розміром

ожеледних утворювань. Карти складаються за даними багаторічних

метрологічних спостережень.

Кліматичні умови визначають інтенсивність і масштаби ожеледиці на

проводах ПЛ, причому істотний вплив на них встановлюють як природні умови

(висота над рівнем моря, ступінь заселення, перетнутий рельєф місцевості), так і

існуючи інженерні споруди (дамбі, водоскиди, ставки-охолоджувачі, смуги

суцільної забудови і т. п.).

Проектована підстанція та споруджувані лінії електропередачі знаходяться

в кліматичній зоні Запорізької області, яка відноситься до III району за

ожеледицею, та ІІІ району за тиском вітру. У відповідності до карт

територіального районування ПУЕ [1], та даних кліматичних служб, район

електропостачання характеризується наступними ознаками:

Таблиця 1.1 – Кліматичні умови району електропостачання

Характер ґрунту Чернозем малогумусний

Питомий опір ґрунту 50 Ом∙м

Середня глибина промерзання ґрунту 0,8 м

Середня зимова температура -4 °С

Середня літня температура 21,6 °С

Середньорічна температура 9 °С

Мінімальна температура -34 °С

Максимальна температура 40 °С

Вага ожеледдю 15 Н/м

Стінка ожеледдю 19 мм

Середня швидкість вітру 3,8 м/с

10

Продовження таблиці 1.1

Максимальна швидкість вітру 28 м/с один раз в 15-20 років

Максимальний тиск вітру 500 Па

Тиск вітру при ожеледі 300 Па

Тиск вітру на провід діаметром 10 мм

покритий ожеледдю 10 Н/м

Кількість грозових годин 40 год/рік

Плясіння проводів Більше 0,2 в рік

При проектування нових промислових електричних мереж для забезпечення

надійного та економічного режиму електропостачання виробництва та

комунальних споживачів важливу роль відіграє детальний аналіз технічних

характеристик споживачів та всієї електричної системи промислового району в

нормальному та аварійному режимах роботи.

Основна частина промислових споживачів електричної енергії – це

електроспоживачі моторобудівного заводу «Мотор-Січ», більша частина котрих

відноситься до 2-ї категорії надійності електропостачання. До першої категорії

надійності відноситься лише група цехів лиття, які живляться від підстанцій П63,

П64, П65, П66, а також котельня заводу, яка живиться від П46. Також

електроенергію споживають таки невеликі підприємства, як: ювелірний завод

«Золоте століття» (П5); електротехнічний завод «Імпульс» (П5); хімчистка (П16);

взуттєва фабрика (П19); підприємство з переробки сміття «Ремондіс» (П20);

нафтобаза «Мотор-Січ»(П21); автогенна фабрика (П22); меблева фабрика (П62),

приватні склади.

Більша частина комунальних споживачів – це житлові масиви з будинками

вище 5 поверхів, які згідно [2] відносяться до 2-ї категорії надійності. Невеликою

(15%) є частка електроспоживання, що відходить на долю житлових будинків

старої забудівлі (2-5 поверхів) та приватного сектору. До комунальних споживачів

електроенергії відносяться також: станція КП «Водоканал», підприємство ЖКГ та

котельні.

До складу громадських споживачів електроенергії відносяться будинки

органів виконавчої влади (військова частина «Уральські казарми»,військкомат,

РВУМВС, районна адміністрація); початкові та середні навчальні заклади, лікарні

та поліклініки.

Враховуючи те, що на проектуємій підстанції має місце І та ІІ категорія

надійності електропостачання, надійність електропостачання повинні

забезпечуватися живленням від двох незалежних взаєморезервуючих джерел

живлення одного класу напруги та двома потужними трансформаторами.

11

2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ПІДСТАНЦІЇ

Важливим етапом в проектуванні електричної підстанції є розрахунок

електричних навантажень. Від правильності та точності цього розрахунку

залежить наступний правильний та економічний вибір обладнання, провідників,

трансформаторів. Існує багато методів розрахунку електричних навантажень,

основна задача яких – визначити пікові навантаження в час, коли максимальна

кількість споживачів отримує живлення.

В проектуємому районі споживачі неоднорідні за своїм складом і

характером навантаження. Наприклад, максимум навантаження житлових

споживачів приходиться на 18-19 годину, коли населення повертається з роботи в

будинки, а максимум навантаження заводу приходиться на передобідній час. До

того ж в різні сезони року навантаження змінюється. Так як сумарне

навантаження підстанції складається з навантажень моторобудівного заводу,

житлового масиву, підстанцій «Трампарк» та «МЖК», а також навантаження

власних потреб самої підстанції, треба врахувати участь кожного з них в

максимумі навантажень підстанції. Виходячи з цього доцільним є розраховувати

загальне навантаження шляхом складання окремих групових та індивідуальних

графіків навантажень. Розрахунок електричних навантажень графічним методом

дозволяє найбільш точно розрахувати потужність та тривалість максимального

навантаження в різні періоди року, а також з найвищою точністю визначити такі

показники як річне споживання електроенергії, час найбільшого навантаження та

час максимальних втрат.

При виборі обладнання по наявній максимальній потужності, існує великий

ризик, що через деякий час після зростання навантажень, це обладнання

перестане задовольняти технічним умовам (тривало допустимому струму,

навантаженню) і його необхідно буде замінювати. Все це тягне за собою великі

капітальні витрати, і для того, щоб правильно оцінити те, чи інше технічне

рішення потрібно враховувати перспективи зростання навантажень та розвитку

підстанції на найближчі 5-10 років. Для цього використовуються статистичні дані

щодо динаміки зростання електроспоживання окремим групам споживачів

району.

Для розрахунку електричних навантажень використовуються наступні

вихідні дані: розрахункові навантаження підстанцій району (таблиця 2.1) та

групові графіки електричних навантажень для окремих споживачів (таблиця 2.2).

12

Таблиця 2.1 – Вихідні дані по навантаженням підстанцій району

ПС1 𝑃розрКТП, кВт cos 𝜑 ПС 𝑃розрКТП, кВт cos 𝜑

П1 550 0,86 П36 1450 0,98

П2 450 0,92 П37 1350 0,98

П3 200 0,92 П38 1250 0,98

П4 250 0,96 П39 890 0,97

П5 450 0,87 П40 1400 0,98

П6 290 0,92 П41 1100 0,97

П7 180 0,96 П42 2600 0,98

П8 200 0,96 П43 1400 0,97

П9 550 0,92 П44 3600 0,97

П10 360 0,92 П45 900 0,96

П11 450 0,92 П46 2650 0,97

П12 650 0,92 П47 3200 0,97

П13 300 0,92 П48 1900 0,98

П14 450 0,92 П49 650 0,96

П15 480 0,93 П50 2100 0,97

П16 360 0,93 П51 1800 0,97

П17 450 0,92 П52 650 0,97

П18 300 0,95 П53 800 0,96

П19 420 0,97 П54 230 0,98

П20 650 0,97 П55 140 0,96

П21 490 0,96 П56 150 0,96

П22 280 0,88 П57 1700 0,97

П23 480 0,96 П58 50 0,96

П24 260 0,85 П59 70 0,96

П25 290 0,96 П60 50 0,96

П26 480 0,91 П61 1800 0,98

П27 390 0,93 П62 190 0,96

П28 280 0,92 П63 1300 0,98

П29 390 0,92 П64 880 0,97

П30 270 0,91 П65 960 0,97

П31 340 0,92 П66 600 0,96

П32 380 0,93 П67 210 0,97

П33 920 0,97 ПС «Трампарк» 7600 0,98

П34 1550 0,98 ПС «МЖК» 7200 0,97

П35 3200 0,98

1 Примітка: П1÷П32 – міські КТП; П33÷П67 – цехові КТП моторобудівного заводу

13

Таблиця 2.2 – Вихідні дані по графікам навантажень

Моторобудівний завод

𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зи

ма

P, % 50 65 85 60 60 75 70 60 70 85 100 70 60 70 80 70 60 70 90 70 65 75 70 60

Q, % 50 65 85 60 60 75 70 60 70 85 100 70 60 70 80 70 60 70 90 70 65 75 70 60

Літ

о

P, % 45 60 80 55 55 70 65 55 65 80 95 65 55 65 75 65 55 65 85 65 60 70 65 55

Q, % 45 60 80 55 55 70 65 55 65 80 95 65 55 65 75 65 55 65 85 65 60 70 65 55

Житловий масив

𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зи

ма

P, % 35 35 35 35 35 40 50 75 65 55 55 55 55 45 50 60 65 90 100 90 80 60 45 40

Q, % 45 45 45 45 45 45 50 60 70 60 60 60 55 50 50 60 70 90 100 60 55 50 45 45

Літ

о

P, % 30 30 30 30 30 35 40 65 50 55 55 55 50 45 50 60 60 50 55 60 70 100 70 35

Q, % 45 45 45 45 45 45 50 60 60 60 60 60 55 50 50 60 60 60 65 80 90 95 70 45

ПС «Трампарк»

𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зи

ма

P, % 30 25 25 25 25 30 40 60 65 70 75 60 60 60 65 65 65 80 100 85 75 70 60 45

Q, % 35 30 30 30 30 30 35 50 65 70 80 65 60 60 65 65 65 80 100 65 60 65 60 50

Літ

о

P, % 25 20 20 20 20 25 40 60 60 70 75 60 55 60 65 65 60 60 75 70 70 90 75 45

Q, % 35 30 30 30 30 30 40 55 65 70 80 65 60 60 65 65 60 65 80 80 80 90 75 50

ПС «Масложирокомбінат»

𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зи

ма

P, % 45 45 45 45 50 55 70 85 80 90 100 85 70 75 75 80 80 85 95 90 75 65 55 50

Q, % 30 30 30 30 35 45 60 65 75 90 100 80 65 75 75 75 75 70 70 65 55 45 40 40

Літ

о

P, % 40 40 40 40 45 55 65 60 85 90 95 80 65 60 70 75 75 70 70 75 75 85 60 40

Q, % 35 35 35 35 35 45 65 75 80 90 95 80 60 60 70 75 75 70 70 70 65 65 50 40

14

2.1 Розрахунок електричних навантажень споживачів району

Кожне з навантажень району має свій власний графік навантаження. В

вихідних даних задані розрахункові максимальні навантаження, коефіцієнти

потужності, та графіки навантажень усіх підстанцій району. Усіх споживачів

проектуємої підстанції можна розділити на чотири групи з різними графіками:

– навантаження моторобудівного заводу (включає в себе 35 підстанцій);

– житлового масиву (32 підстанції);

– навантаження підстанції «Трампарк»;

– навантаження ПС «МЖК».

Підстанції «Трампарк» та «МЖК» мають індивідуальні графіки

навантаження, тобто в час максимуму навантажень на шинах цих підстанцій буде

споживатися розрахункова максимальна потужність. Навантаження заводу та

житлового масиву мають груповий графік навантаження, тобто від показує

загальний характер навантаження даного типу споживачів. Максимальне

навантаження на шинах цих споживачів буде менше ніж сума розрахункових

навантажень усіх під’єднаних до шин споживачів, так як в час пікових

навантажень окремі максимальні навантаження підстанцій не будуть збігатися.

Для того щоб врахувати неодночасність збігання максимуму навантажень,

використовується коефіцієнт одночасності максимуму навантажень 𝑘о, який

приймається 0,85 для заводу, де навантаження більш однорідне та 0,7 для

житлового масиву. Для індивідуальних графіків навантаження, відповідно

коефіцієнт одночасності дорівнює одиниці.

Наступний розрахунок проводиться для машинобудівного заводу, інші три

групи споживачів розраховуються аналогічно. Результати розрахунку

навантажень споживачів району зводяться до таблиці 2.1.

Для розрахунку максимальних навантажень заводу сумуються розрахункові

потужності усіх підстанцій заводу з урахуванням коефіцієнта одночасності:

𝑃мах = 𝑘о ∙ ∑ 𝑃розрПС𝑖

𝑛

𝑖=1

, кВт (2.1)

𝑄мах = 𝑘о ∙ ∑ 𝑃розрПС𝑖 ∙ tg(arccos𝜑)

𝑛

𝑖=1

, кВАр (2.2)

15

𝑆мах = √𝑃мах2 + 𝑄мах

2 , МВА (2.3)

де 𝑃розрПС𝑖 – розрахункове активне навантаження 𝑖-ї підстанції, МВт;

cos 𝜑 – коефіцієнт потужності підстанції.

Згідно вихідним даним таблиці 2.1, цехові КТП заводу – це підстанції від

П33 до П67, тому для визначення сумарної потужності розрахункові

навантаження цих підстанцій складаються:

𝑃мах = 0,85 ∙ 43,69 = 37,14 МВт

𝑄мах = 0,85 ∙ 10,24 = 8,7 МВАр

𝑆мах = √37,142 + 8,72 = 38,15 МВА

Згідно даним по графікам навантажень, максимальну потужність завод

споживає в одинадцяту годину зимової доби. Так як графіки навантажень задані у

відносних одиницях (тобто у процентному співвідношенні усіх навантажень до

максимального навантаження), щоб отримати реальну картину справ, необхідно

перевести графік навантаження заводу в іменовані (тобто дійсні) одиниці. Щоб

перевести ординати графіків в іменовані одиниці використовуються наступні

формули:

𝑃𝑖 =𝑃мах

100%∙ 𝑃𝑖

′ , МВт (2.4)

𝑄𝑖 =𝑄мах

100%∙ 𝑄𝑖

′ , МВАр (2.5)

де 𝑃мах , 𝑄мах – активне та реактивне максимальні навантаження,МВт, МВАр;

𝑃𝑖′, 𝑄𝑖

′ – відносні значення активної та реактивної потужності на -му

ступені графіку, %.

Наприклад, навантаження заводу в першу годину зимової доби буде

дорівнювати:

16

𝑃1 =37,14

100%∙ 50 = 18,57 МВт

𝑄1 =8,7

100%∙ 50 = 4,35 МВт

Аналогічно розраховуємо навантаження на усіх інших ступенях графіків. В

результаті отримуємо таблицю 2.3 з отриманими ординатами, котрі для наочності

наносяться на сезоні графіки навантажень (рисунок 2.1):

Таблиця 2.3 – Дані графіків навантаження моторобудівного заводу

𝑖 Зимове навантаження Літнє навантаження

𝑃𝑖′, % 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖

′, % 𝑄𝑖, МВАр 𝑃𝑖′, % 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖

′, % 𝑄𝑖, МВАр

1 50 18,57 50 4,35 45 16,71 45 3,92

2 65 24,14 65 5,66 60 22,28 60 5,22

3 85 31,57 85 7,40 80 29,71 80 6,96

4 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79

5 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79

6 75 27,85 75 6,53 70 26,00 70 6,09

7 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

8 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79

9 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

10 85 31,57 85 7,40 80 29,71 80 6,96

11 100 37,14 100 8,70 95 35,28 95 8,27

12 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

13 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79

14 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

15 80 29,71 80 6,96 75 27,85 75 6,53

16 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

17 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79

18 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

19 90 33,42 90 7,83 85 31,57 85 7,40

20 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

21 65 24,14 65 5,66 60 22,28 60 5,22

22 75 27,85 75 6,53 70 26,00 70 6,09

23 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

17

Рисунок 2.1 – Графіки навантаження моторобудівного заводу

Для наступних розрахунків показників електричної мережі визначаються

необхідні параметри як час максимальних навантажень та час максимальних

втрат. Час максимальних навантажень – це час, за який система, працююча в

максимальному режимі спожила б стільки ж електроенергії, скільки споживає в

рік з заданим графіком навантаження. Час максимальних втрат – таж саме, тільки

відносно річних втрат електроенергії. Знаючи ці параметри можна розраховувати

річне споживання та річні втрати в любому елементі мережі.

Час використання максимуму навантаження розраховується за формулою:

𝑇мах =𝑊р

𝑃мах

, год (2.6)

де 𝑊р – річне споживання електричної енергії, яке можна представити як

суму споживання на протязі 150 діб по літньому графіку та 225 діб

по зимовому, та розрахувати за формулою:

𝑊р = 215 ∙ ∑ 𝑃з𝑖

24

𝑖=1

+ 150 ∙ ∑ 𝑃л𝑖

24

𝑖=1

, МВт ∙ год (2.7)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Середньодобове зимове навантаження

моторобудівного заводу

P, МВт Q, МВАр

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Середньодобове літнє навантаження

моторобудівного заводу

P, МВт Q, МВАр

18

де 𝑃з𝑖 , 𝑃л𝑖 – активне навантаження на 𝑖-му ступені відповідно зимового та

літнього графіка навантаження, МВт.

Для заводу:

𝑊р = 222 395 МВт ∙ год

𝑇мах =222 395

37,14= 5989 год

Як відомо, втрати активної потужності в залежать від квадрату струму, який

в свою чергу залежить від напруги та повної потужності. Тому для визначення

часу максимальних втрат найбільш точним графічним методом будується

залежність 𝑆2 від 𝑡, інтегрується по 𝑡, ділиться на 𝑆мах2 – в результаті отримується

значення 𝜏. Математично це розраховується за наступною формулою:

𝜏мах =215 ∙ ∑ (𝑃з𝑖

2 + 𝑄з𝑖2 ) + 150 ∙ ∑ (𝑃л𝑖

2 + 𝑄л𝑖2 )24

𝑖=124𝑖=1

𝑃мах2 + 𝑄мах

2 , год (2.8)

Для заводу:

𝜏мах = 4207 год

Перспективу зростання електричних навантажень з достатньою точністю

можна розрахувати за статистичними даними щодо річного приросту навантажень

в машинобудівної галузі даного району. Для цього використовується наступна

емпірична формула:

𝑆мах′ = 𝑆мах ∙ (1 + 𝛼 ∙ 𝑡), (2.9)

де 𝑆мах – повне розрахункове навантаження підстанції в перший рік роботи;

𝛼 – коефіцієнт річного приросту розрахункових навантажень, для

моторобудівного заводу та підстанцій «Трампарк» та «МЖК»

дорівнює 0,06; для житлового масиву дорівнює 0,08;

𝑡 – рік експлуатації.

19

Таким чином, рівняння перспективного навантаження моторобудівного заводу має вигляд:

𝑆мах заводу(𝑡)

= 38,15 ∙ (1 + 0,06 ∙ 𝑡)

Результати розрахунків електричних навантажень споживачів зведені в

таблицю 2.4. В таблиці також наведені перспективні навантаження на 5-му та 10-

му році експлуатації.

Таблиця 2.4 – Результати розрахунку навантажень споживачів

Споживачі 𝑃мах ,

МВт

𝑄мах ,

МВАр

𝑆мах ,

МВА 𝑆мах

(5) ,

МВА

𝑆мах(10),

МВА 𝑇мах , год 𝜏мах , год

Моторобудівний завод 37,14 8,7 38,15 47,3 58,7 5989 4207

Житловий масив 8,62 3,49 9,3 12,3 16 4717 2858

ПС «Трампарк» 7,6 1,5 7,75 9,6 11,9 4852 3072

ПС «Масложирокомбінат» 7,2 1,8 7,42 9,2 11,4 5966 4276

2.2 Розрахунок навантаження власних потреб підстанції

Власні потреби підстанції – це електродвигуни системи охолодження

трансформаторів, пристрої підігріву шаф РП, електричне освітлення приміщень та

території ПС, опалювання приміщень та інше. Навантаження ВП підстанції

залежить від напруги ПС, потужності та схеми електричних з’єднань. В першому

наближенні для тупикової підстанції, напругою 110-220 кВ потужність власних

потреб можна визначити з довідкової літератури, наприклад [4]. Приймаємо

постійне навантаження на протязі доби: 𝑃ВП = 120 кВт; cos𝜑 = 0,92. Вважаємо,

що зимове та літнє навантаження власних потреб однакове, так як влітку

навантаження опалювання компенсується навантаженням систем охолодження.

20

2.3 Розрахунок загального навантаження підстанції

Загальне навантаження підстанції знаходиться шляхом прямого складання

графіків навантаження окремих споживачів. Навантаження на 𝑖–му ступені

графіку навантаження ПС «НЗ» визначається за наступними формулами:

𝑃𝑖НЗ = 𝑃𝑖заводу + 𝑃𝑖жилмасиву + 𝑃𝑖Трампарку + 𝑃𝑖МЖК + 𝑃ВП (2.10)

𝑄𝑖НЗ = 𝑄𝑖заводу + 𝑄𝑖жилмасиву + 𝑄𝑖Трампарку + 𝑄𝑖МЖК + 𝑄ВП (2.11)

Результати розрахунку графіків підстанції НЗ наводяться в таблиці 2.4.

Таблиця 2.5 – Дані графіків навантаження ПС «Новозапорізька»

𝑖 Зимове навантаження Літнє навантаження

𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖, МВАр 𝑆𝑖, МВА 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖, МВАр 𝑆𝑖, МВА

1 27,23 7,05 28,13 24,20 6,71 25,11

2 32,42 8,28 33,46 29,39 7,94 30,44

3 39,84 10,02 41,09 36,82 9,68 38,07

4 30,56 7,85 31,55 27,53 7,50 28,54

5 30,92 7,94 31,92 27,89 7,50 28,88

6 37,66 9,42 38,82 34,99 8,99 36,13

7 38,51 9,51 39,66 35,43 9,24 36,61

8 39,55 9,31 40,63 35,03 9,13 36,20

9 42,42 10,94 43,81 39,25 10,24 40,57

10 48,23 12,24 49,76 46,37 11,81 47,85

11 54,90 13,88 56,63 52,68 13,36 54,35

12 41,54 10,68 42,89 39,32 10,24 40,63

13 36,75 9,29 37,90 33,72 8,76 34,84

14 39,96 10,16 41,23 37,02 9,46 38,21

15 44,48 11,11 45,85 42,26 10,59 43,57

16 41,99 10,59 43,30 39,77 10,15 41,05

17 38,71 10,07 40,00 35,68 9,21 36,85

18 46,08 11,78 47,56 38,17 10,06 39,48

19 56,61 14,18 58,36 47,17 12,21 48,72

20 46,82 10,41 47,96 40,15 10,99 41,63

21 42,26 9,54 43,32 39,16 10,82 40,63

22 43,15 10,14 44,32 47,70 12,02 49,19

23 38,52 9,36 39,64 40,32 10,21 41,59

24 32,87 8,33 33,91 29,86 7,90 30,89

21

Рисунок 2.3 – Графіки навантаження ПС «Новозапорізька»

Після розрахунку графіків навантаження підстанції «НЗ», параметри

річного графіку навантаження розраховуються по формулам 2.6, 2,8 аналогічно

наведеним вище. Після цього в таблицю 2.6 зводяться загальні результати

розрахунку усіх навантажень.

Таблиця 2.5 – Результати розрахунку електричних навантажень

Споживачі 𝑃мах , МВт

𝑄мах , МВАр

𝑆мах , МВА

𝑆мах(5) ,

МВА 𝑆мах

(10), МВА

𝑇мах , год 𝜏мах , год

Моторобудівний завод 37,14 8,7 38,15 47,3 58,7 5989 4207

Житловий масив 8,62 3,49 9,3 12,3 16 4717 2858

ПС «Трампарк» 7,6 1,5 7,75 9,6 11,9 4852 3072

ПС

«Масложирокомбінат» 7,2 1,8 7,42 9,2 11,4 5966 4276

ПС «Новозапорізька» 56,61 14,18 58,36 73 91,4 6076 4355

Таким чином, загальне навантаження підстанції «Новозапорізька» дорівнює

58,4 МВА на першому році експлуатації.

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Графік добового зимового навантаження

ПС "Новозапорізька"

P, МВт Q, МВАр

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Графік добового літнього навантаження

ПС "Новозапорізька"

P, МВт Q, МВАр

22

3 ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ РАЙОНУ

При виборі схеми електричної мережі району вирішуються такі питання, як:

– вибір місця розташування ПС;

– вибір кількості ліній зв’язку з енергосистемою;

– вибір номінальних напруг мережі;

– вибір типу та перерізу ліній електропередачі.

Оптимальне місце розташування ПС повинно забезпечувати мінімальні

зведені витрати на каналізацію електроенергії. Ця умова досягається

розташуванням підстанції поблизу, або в центрі електричних навантажень району.

При цьому потрібно враховувати, недоцільність прокладання міських мереж на

території підприємства, що ускладнює процедуру їх ремонту та експлуатації .

При виборі кількості ліній зв’язку з енергосистемою потрібно керуватися

критерієм мінімуму витрат за умови забезпечення необхідної надійності

електропостачання. Згідно сучасним нормам технологічного проектування

електричних мереж та підстанцій [2, 4, 5], живлення споживачів 1-ї категорії

повинно забезпечуватися від двох незалежних джерел живлення з перервою

електропостачання тільки на час автоматичного відновлення живлення.

Споживачів 2-ї категорії рекомендується забезпечувати живленням від двох

незалежних джерел зі взаємним резервуванням.

Від правильного вибору номінальних напруг мережі залежать техніко-

економічні показники усього проекту електропостачання. При виборі заниженої

номінальної напруги зростають втрати електроенергії, при виборі завищеної

напруги зростають капітальні витрати на обладнання. Для вибору оптимальної

номінальної напруги мережі вище 1 кВ потрібно враховувати: навантаження

мережі; відстань підстанції від джерел живлення та від споживачів; існуючі

напруги джерел живлення.

При виборі типу ліній електропередачі потрібно враховувати сучасні

напрями в електропостачанні, зокрема використання кабелів зі ЗПЕ-ізоляцією,

прокладання високовольтних кабельних ліній в умовах міської забудівлі замість

повітряних ліній.

Вибір перерізу ліній електропередачі здійснюється за критерієм мінімуму

зведених витрат, що дозволяє обрати оптимальні перерізи кабельних та

повітряних ліній в сучасних економічних умовах.

23

3.1 Вибір місця розташування ПС «НЗ»

Згідно з рекомендаціями [5], підстанція розташовується на кордоні

підприємства зі сторони підвода живлячих ліній, по можливості поблизу центру

електричних навантажень.

Координати центру електричних навантажень можна визначити за

наступними формулами:

𝑥цен =∑ 𝑃розр𝑖 ∙ 𝑥𝑖

𝑛𝑖 =1

∑ 𝑃розр𝑖𝑛𝑖=1

(3.1)

𝑦цен =∑ 𝑃розр𝑖 ∙ 𝑦𝑖

𝑛𝑖 =1

∑ 𝑃розр𝑖𝑛𝑖=1

(3.2)

де 𝑃розр𝑖 – розрахункова активна потужність 𝑖-ї підстанції (таблиця 2.1);

𝑛 – кількість ПС району електропостачання;

𝑥𝑖 , 𝑦𝑖 – координати 𝑖-ї ПС на генплані району.

Розрахований ЦЕН вказаний на генплані (перше креслення графічної

частини), він знаходиться на території підприємства між КТП П38 та П41.

З урахуванням вимог до ділянки для будівництва підстанції, обирається

ділянка на перехресті вул. Іванова та пр. Моторобудівників. Обране місце

розташування підстанції вказане на генплані району. Воно має наступні переваги:

– Максимально наближене до центру електричних навантажень заводу;

– Знаходиться зі сторони джерела живлення, що, враховуючи характер

міської забудівлі, забезпечує максимально зручний захід для повітряних

ліній усіх напруг;

– Знаходиться поблизу автомобільних шляхів міста та залізничних шляхів

підприємства, на яких можливе розвантаження важкого обладнання,

будівельних конструкцій та матеріалів;

– Дозволяє територіально відокремити мережі заводу та міста.

Відстань від ПС «ДД» до місця розташування підстанції дорівнює 3,5 км.

Відстань від обраного місця розташування підстанції до ПС «Трампарк» дорівнює

2,3 км, до ПС «МЖК» – 1,9 км.

24

3.2 Вибір напруг ліній зв’язку з енергосистемою та споживачами

Визначення номінальної напруги лінії, що відходить від ПС «Дніпро-

Донбас» та живить ПС «Новозапорізька» проводимо за формулою Стілла:

𝑈 = 4,34 ∙ √𝑙 + 0,016 ∙ 𝑃 , кВ (3.3)

де 𝑙 – довжина лінії, км;

𝑃 – активне навантаження одного ланцюга лінії, кВт.

Так як ПС «Новозапорізька» живить споживачів 1-ї та 2-ї категорії, для

електропостачання цієї ПС обирається двох ланцюгова лінія. Потужність, що

проходить по одному ланцюгу лінії дорівнює половині розрахункової потужності

підстанції.

𝑈ДД−НЗ = 4,34 ∙ √3,5 + 0,016 ∙ (56610/2) = 92,7 кВ

Оптимальна напруга для цієї лінії – 110 кВ, але виходячи с того, що наявні

існуючі напруги на ПС «ДД» – 330/150/10, а введення нового ступеня напруги

пов’язане з великими капіталовкладеннями, обираємо 𝑈номДД−НЗ = 150 кВ.

Визначення номінальних напруг ліній, що відходять від ПС «НЗ» та

живлять ПС «Масложирокомбінат» та ПС «Трампарк» здійснюється аналогічно за

формулою Стілла. Для живлення обираються двох ланцюгові лінії, так як

споживачі цих ПС – 2-ї категорії.

𝑈НЗ−МЖК = 4,34 ∙ √1,9 + 0,016 ∙ (7200 2⁄ ) = 33,5 кВ

𝑈НЗ−Трампарк = 4,34 ∙ √2,3 + 0,016 ∙ (7600 2⁄ ) = 34,5 кВ

Для електропостачання ПС «Масложирокомбінат» та ПС «Трампарк»

обираємо 𝑈ном = 35 кВ.

Для міських та промислових розподільчих мереж згідно з рекомендаціями

[2, 4] схему електропостачання рекомендовано виконувати напругою 10 кВ.

25

3.3 Вибір типу ліній електропередачі

Для напруги 150 кВ обирається двоцепова повітряна лінія на металевих

опорах.

Для напруги 35 кВ, оптимальними за показником зведених витрат є

повітряні лінії, – базова вартість двоцепової ПЛ з металевими опорами дорівнює

𝑐пл = 0,5 млн. грн/км, а базова вартість двоцепової КЛ дорівнює

𝑐кл = 1,9 млн. грн/км [5, з урахуванням індексу цін 1,4]. Але при використанні

повітряних ліній в міських умовах мають місце наступні недоліки: 1) замикання

на землю лінії 35 кВ створює небезпечні напруги кроту та дотику; 2) охоронні

зони ПЛ займають багато території; 3) вартість прокладання ПЛ в міських умовах

збільшується. Тому необхідно провести економічну оцінку прокладання

кабельних ліній.

1) Оцінка повітряних ліній 35 кВ

Характер міської забудівлі району електропостачання дозволяє створити

зону відчуження вздовж вулиці Іванова. Для електропостачання ПС «Трампарк»

обирається траса довжиною 2,3 км, яка проходить по вулиці Іванова вздовж зони

відчуження біля приватного сектору, по території військових казарм, перетинає

вулицю Стефанова та вздовж території електровозоремонтного заводу підходить

на ПС. Для електропостачання ПС «МЖК» обирається траса довжиною 1,9 км яка

проходить по вулиці Іванова вздовж зони відчуження, та повертає по провулку

Відрадному в бік ПС. Сумарна вартість повітряних ліній:

КПЛ = 𝑘у ∙ с0 ∙ (𝑙1 + 𝑙2), млн. грн. (3.4)

де 𝑘у – коефіцієнт ускладнення будівництва ПЛ в умовах міської забудівлі

[5], дорівнює 1,6.

КПЛ = 1,6 ∙ 0,5 ∙ (2,3 + 1,9) = 3,36 млн. грн

2) Оцінка кабельних ліній 35 кВ

Використання кабельних ліній дозволяє скоротити довжину траси

НЗ-Трампарк до 2,2 км, траси НЗ-МЖК до 1,6 км.

ККЛ = скл ∙ (𝑙1 + 𝑙2) = 1,9 ∙ (2,2 + 1,6) = 7,22 млн.грн

26

Амортизаційні та експлуатаційні витрати у ПЛ та КЛ 35 кВ приблизно

однакові. Зведені витрати цілком залежать від капітальної вартості, яка у КЛ на

115% вище, ніж у ПЛ. Щільність житлової забудови в місцях проходження траси

ПЛ мала (приватний сектор), тому доцільніше використовувати повітряні лінії на

металевих опорах. Необхідність використання металевих, а не залізобетонних

опор диктується складністю траси.

Для мережі 10 кВ використовуються кабельні лінії з прокладанням в ґрунті.

Обираються кабелі з ізоляцією зі зшитого поліетилену, які випускаються ЗАО

«Южкабель». Марка кабелю АПвЭгП – алюмінієві жилі, ізоляція з зшитого

поліетилену, мідний екран по ізольованій жилі, прокольна герметизація екрану

водонабрякаючими стрічками, зовнішня оболонка з поліетилену. Вибір кабелю з

зшитого поліетилену замість класичного кабелю з паперово-просоченою

ізоляцією обумовлений наступними перевагами:

– підвищена навантажувальна здатність, обумовлена більш високою

допустимою температурою ізоляції в робочому режимі;

– мала вага та менший зовнішній діаметр, що полегшує прокладку кабелів;

– відсутність рідини в конструкції кабелю, що суттєво знижує витрати на

спорудження, ремонт та експлуатацію.

3.4 Вибір перерізів ліній

Приведені в ПУЕ [1] нормативи економічної густини струму в наш час

застаріли. Вони були розраховані наприкінці 90-х років, та не відповідають

сучасним економічним умовам. Вибір економічно-обґрунтованого перерізу ЛЕП

проводиться по критерію мінімуму питомих зведених витрат.

З = Ен ∙ К + И , грн/км (3.3)

де Ен – нормативний коефіцієнт капіталовкладень, дорівнює 0,125 рік-1;

К – питомі капітальні вкладення в будівництво ЛЕП, грн/км;

И – питомі операційні витрати, грн/км.

27

Капіталовкладення в спорудження ЛЕП як правило, моделюють лінійною

функцією, яка містить дві складові: не залежну від перерізу та пропорційну

перерізу:

К = К′ + К′′ ∙ 𝐹 , грн/км (3.4)

де К′ – коефіцієнт не залежних від перерізу витрат, грн/км;

К′′ – коефіцієнт залежних від перерізу витрат, згідно [6] для кабельних

ліній 10 кВ зі ЗПЕ ізоляцією дорівнює 2500 грн/км∙мм2, згідно [7]

для повітряних ліній 35-150 кВ дорівнює 900 грн/км∙мм2.

𝐹 – переріз кабелю, мм2.

Операційні витрати включають в себе: амортизаційні відрахування, витрати

на обслуговування та вартість втрат електроенергії:

И = (𝑎ам + 𝑎об) ∙ К + 3 ∙ 𝐼нр мах2 ∙

𝜌

𝐹∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.5)

де 𝑎ам – амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та повне

відновлення лінії, для ПЛ 35 кВ і вище на металевих опорах

дорівнює 0,024; для КЛ 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією дорівнює 0,037 [8];

𝑎об – коефіцієнт витрат на обслуговування лінії, для ПЛ 35 кВ і вище на

металевих опорах дорівнює 0,004; для КЛ 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією

дорівнює 0,02 [8];

𝐼нр мах – максимальний струм лінії в нормальному режимі, А;

𝜌 – питома електрична провідність матеріалу жили кабелю, для

алюмінію дорівнює 0,0271 Ом ∙ мм2/м;

𝜏мах – час максимальних втрат лінії, визначається з табл. 2.8, годин;

𝑐эл – середня оптова ціна електричної енергії, згідно даних НКРЕ, на

2012 рік дорівнює 0,7 грн/кВт∙год.

Таким чином, питомі зведені витрати приймають наступний вигляд:

З = (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об) ∙ (К′ + К′′ ∙ 𝐹) + 3 ∙ 𝐼нр мах2 ∙

𝜌

𝐹∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.6)

28

Аналітично оптимальний переріз по критерію мінімуму зведених витрат на

спорудження та експлуатацію ЛЕП отримується диференціацією по перерізу

виразу (3.6). Точка мінімуму знаходиться при вирішенні рівняння 𝑑З 𝑑𝐹⁄ = 0.

𝑑З

𝑑𝐹= К′′ ∙ (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об) − 3 ∙ 𝐼нр мах

2 ∙𝜌

𝐹2∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.7)

𝐹опт = 𝐼нр мах ∙ √3 ∙ 𝜌 ∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел

К′′ ∙ (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об) (3.8)

Оптимальний переріз повітряної лінії:

𝐹опт ПЛ = 𝐼нр мах ∙ √3 ∙ 0,0271 ∙ 𝜏мах ∙ 0,7

900 ∙ (0,125 + 0,024 + 0,004) = 0,02 ∙ 𝐼нр мах ∙ √𝜏мах (3.9)

Оптимальний переріз кабельної лінії 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією:

𝐹опт КЛ = 𝐼нр мах ∙ √3 ∙ 0,0271 ∙ 𝜏мах ∙ 0,7

2500 ∙ (0,125 + 0,037 + 0,02) = 0,011 ∙ 𝐼нр мах ∙ √𝜏мах (3.10)

За наведеним вище критерієм мінімуму зведених витрат обирається

перерізи повітряних ліній 150 та 35 кВ. Для цього визначається струм, який

проходить по ПЛ в нормальному режимі роботи:

𝐼нр ПЛ =𝑆мах

√3 ∙ 𝑈ном ∙ 𝑛 , А (3.11)

де 𝑆мах – повне навантаження лінії в режимі МАХ, кВА;

𝑈ном – номінальна напруга лінії, кВ;

𝑛 – кількість ланцюгів в ПЛ.

Так як навантаження 𝑆мах буде зростати з року в рік, згідно наведеному в

розділі 2 прогнозі, для того щоб врахувати фактор часу, при розрахунках

обирається потужність на п’ятому році експлуатації. Таким чином нормальні

струми в лініях «ДД-НЗ», «НЗ-Трампарк» та «НЗ-МЖК» дорівнюють:

29

𝐼нр ДД−НЗ =73000

√3 ∙ 150 ∙ 2= 140 А

𝐼нр НЗ−Трампарк =9600

√3 ∙ 35 ∙ 2= 79 А

𝐼нр НЗ−МЖК =9200

√3 ∙ 35 ∙ 2= 76 А

Визначаємо оптимальний переріз ПЛ по формулі 3.9:

𝐹опт ДД−НЗ = 0,02 ∙ 140 ∙ √4355 = 185 мм2

𝐹опт НЗ−Трампарк = 0,02 ∙ 79 ∙ √3072 = 88 мм2

𝐹опт ДД−НЗ = 0,02 ∙ 76 ∙ √4276 = 99 мм2

За умовою корони мінімальний переріз ПЛ 150 кВ – 120 мм2. Для лінії «ДД-

НЗ» з обираємо провід АС-185/29. Для лінії «НЗ-Трампарк» з запасом на

зростання навантаження обираємо провід АС-95/16. Для лінії НЗ-МЖК обираємо

провід АС-95/16.

Обрані проводи перевіряються за умовою тривало допустимого нагріву:

𝐼тр доп ≥ 𝐼мах ПЛ (3.12)

де 𝐼тр доп – тривало допустимий струм для обраного перерізу, визначається з

[1, табл. 1.3.29].

𝐼мах ПЛ – максимальний струм лінії, визначається за потужністю 10 року

навантаження, при відключенні одного ланцюга дволанцюгової

лінії:

ПЛ «ДД-НЗ»: 510 > 352 – умова виконується;

ПЛ «НЗ-Трампарк»: 330 > 196 – умова виконується;

ПЛ «НЗ-МЖК»: 330 > 188 – умова виконується.

30

4 ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ

Для забезпечення необхідної надійності електропостачання споживачів 1-ї та

2-ї категорії на ПС встановлюється два три обмоткових трансформатори [4].

Згідно ГОСТ 14209-97 потужність трансформаторів повинна обиратися з

урахуванням допустимих температур та термічного зносу. При відключенні

одного з трансформаторів, той, що залишився в роботі повинен забезпечити

безперервне живлення електроприймачів 1-ї категорії та перерву в

електропостачанні споживачів 2-ї категорії не більше двох годин.

При виборі потужності трансформаторів повинна враховуватися перспектива

зростання навантаження не менше ніж на 5 років. Згідно нормам технологічного

проектування підстанцій [5], при зростанні навантажень понад розрахунковий

рівень, збільшення потужності підстанції робиться шляхом заміни

трансформаторів на більш потужні.

В даному розділі вирішуються наступні задачі:

– Вибір технічно обґрунтованої потужності трансформатора для

навантажень першого року експлуатації;

– Техніко-економічне порівняння 3-х варіантів трансформаторів:

меншої, технічно обґрунтованої та більшої потужності. Порівняння виконується

за критерієм сумарних дисконтованих витрат на протязі 10 років. При цьому

враховуються такі чинники як: зростання навантажень; зменшення терміну

служби трансформатору при систематичних перевантаженнях; витрати на

реконструкцію підстанції з заміною трансформаторів, втрата потенційного

прибутку при використанні холодного трансформаторного резерву. Втрати від

перерву електропостачання в ТЕП не враховуються, так як підстанція

проектується з пріоритетом надійності і відключення споживачів 2-ї категорії на

час більше двох годин технологічно не розглядається.

Вибір критерію дисконтованих витрат обумовлений тим, що для

будівництва підстанції використовується не інвестиційний, а виробничий та

фінансовий капітал обласної електропостачаючої організації «Обленерго», яка

може залучити для будівництва власні ліквідні технічні засоби (трансформатори)

та вилучити їх на інші дільниці, коли вони перестануть задовольняти технічним

умовам.

Для спрощення обчислень, припускаємо зростання тарифів пропорційним

інфляції, тому розрахунок ведемо в цінах базового року.

31

4.1 Вибір технічно обґрунтованої потужності трансформаторів

Потужність одного трансформатора визначається по графіку навантажень.

Критерієм вибору є зношення ізоляції трансформатору [11].

Розрахунок проводиться в наступній послідовності:

1) По добовому графіку навантаження визначається

середньоквадратичне навантаження:

𝑆сер.кв = √1

24∙ ∑ 𝑆𝑖

224𝑖 =1 , МВА (4.1)

де 𝑆𝑖 – повна потужність навантаження на і-му ступені графіку, МВА.

𝑆сер.кв = √1

24∙ 43029 = 42,3 МВА

2) Отримана потужність округляється до найближчої стандартної 𝑆ном =

40 МВА, яка наноситься на добові графіки навантаження підстанції (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 – Графіки навантаження ПС «НЗ» для вибору трансформаторів

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Графік добового зимового навантаження

ПС "Новозапорізька"

S, МВА Sном, МВА

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Графік добового літнього навантаження

ПС "Новозапорізька"

S, … Sном, МВА

32

3) Визначається коефіцієнт літнього та зимового завантаження

трансформаторів в нормальному режимі:

𝐾НР =𝑆махНЗ

2 ∙ 𝑆ном

(4.2)

𝐾з НР =56,61

2 ∙ 40= 0,71

𝐾л НР =52,68

2 ∙ 40= 0,66

4) З [7, табл. G.1] визначаються значення еквівалентної температури

охолоджуючого повітря для зимового та літнього сезонів. Для Запоріжжя

𝜃охол.зим = −4,0 °С ; 𝜃охол.літ = 21,6 °С.

5) Розраховується максимальне перевантаження в аварійному режимі:

𝐾ПАР =𝑆махНЗ

𝑆ном

(4.3)

𝐾з ПАР =56,61

40= 1,42

𝐾л ПАР =52,68

40= 1,32

6) Розраховується попереднє перевантаження графіку:

𝐾2′ =

1

𝑆ном

∙ √∑ 𝑆𝑖П

2

∑ 𝑡𝑖П

(4.4)

де 𝑆𝑖П – потужність 𝑖-го ступеня графіку в зоні перевантаження, МВА. Для

зимового графіку, перевантаження триває з 18-ї по 22 годину; для

літнього – з 9-ї по 12 годину (див. рисунок 4.1);

∑ 𝑡𝑖П – тривалість добового перевантаження, годин.

33

𝐾2з′ =

1

40∙ √

11809

5= 1,21

𝐾2л′ =

1

40∙ √

8541

4= 1,15

7) Порівнюються значення 𝐾2′ та 𝐾мах. Якщо 𝐾2

′ ≥ 0,9 ∙ 𝐾мах ,

перевантаження трансформатору приймається 𝐾2 = 𝐾2′ ; якщо 𝐾2

′ ≤ 0,9 ∙ 𝐾мах,

приймається 𝐾2 = 0,9 ∙ 𝐾мах .

𝐾2з = 0,9 ∙ 1,42 = 1,28

𝐾2л = 0,9 ∙ 1,32 = 1,19

8) Згідно [7, табл. Н.1] для трансформаторів з природною циркуляцією

масла та примусовою циркуляцією повітря, при 𝜃 = −4 °С та тривалості

перевантаження більше 4 годин, допустиме перевантаження складає 1,45; при 𝜃 =

21,6 °С та тривалості перевантаження більше 4 годин, допустиме перевантаження

складає 1,3.

Обраний трансформатор ТДТН-40000/150-70У1 відповідає ГОСТ 14209-97.

34

4.2 Техніко-економічне порівняння трансформаторів різної потужності.

Для порівняння обираються 3 типа трансформаторів, потужністю відповідно

25, 40 та 63 МВА. Табличні дані цих трансформаторів наведені в таблиці 4.1. В

першому випадку трансформатори працюють в режимі систематичних

перевантажень, в другому – в режимі оптимального завантаження, в третьому – в

режимі недовантаження.

Таблиця 4.1 – Технічні дані трансформаторів ГПП

Тип

Напруга обмотки, кВ 𝑃х,

кВт

𝐼х,

%

𝑃к,

кВт

𝑈к, %

ВН СН НН ВН-

СН

ВН-

НН

СН-

НН

ТДТН-25000/150-70У1

158 38,5 11

34 0,9 145

10,5 18 6 ТДТН-40000/150-70У1 53 0,8 185

ТДТН-63000/150-70У1 67 0,7 285

Вартість трансформаторної комірки, визначається з укрупнених показників

вартості спорудження підстанцій [6, з урахуванням індексу цін 1,3]. Вартість

трансформатора ТДТН-25000/150-70У1 дорівнює 8 860 тис. грн.; ТДТН-

40000/150-70У1 – 12 110 тис. грн.; ТДТН-63000/150-70У1 – 15 360 тис. грн.

Згідно [7], максимально допустиме навантаження трансформатору на

протязі 24 годин на добу не повинно перевищувати 145% в зимовий сезон та

130% в літній сезон. Тому при перевищенні цих значень трансформатори

підстанції повинні бути замінені на більш потужні.

Частка споживачів 3-ї категорії, яку можна відключити на довгий термін

при аварійному відключенні трансформатора – нікчемна, близько 1% в сумарному

навантаженні. Тому якщо розрахункові післяаварійне перевантаження перевищує

вказані вище значення, необхідним є встановлення на підстанції холодного

трансформаторного резерву, яке дозволить відновити живлення споживачів 2-ї

категорії не пізніше ніж через 2 години після аварійного або планового

відключення трансформатора.

Для визначення, на якому році експлуатації необхідна реконструкція з

заміною трансформатору, або встановлення резервного трансформатору,

складається таблиця максимальних нормальних та після аварійних перевантажень

трансформаторів. Перспективи зростання навантаження, що наведені в підрозділі

2.4 розраховуються на 10 років.

35

Таблиця 4.2 – Перевантаження трансформаторів*

Рік експлуатації

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

𝑆мах з, МВА 58,36 62,03 65,71 69,38 73,06 76,74 80,41 84,09 87,77 91,44

𝑆мах л , МВА 54,35 57,77 61,20 64,62 68,05 71,47 74,89 78,32 81,74 85,17

25

МВА

𝑘з НР 1,17 1,24 1,31 1,39 1,46 1,53 1,61 1,68 1,76 1,83

𝑘л НР 1,09 1,16 1,22 1,29 1,36 1,43 1,50 1,57 1,63 1,70

𝑘з ПАР 2,10 2,23 2,37 2,50 2,63 2,76 2,89 3,03 3,16 3,29

𝑘л ПАР 1,96 2,08 2,20 2,33 2,45 2,57 2,70 2,82 2,94 3,07

40 МВА

𝑘з НР 0,73 0,78 0,82 0,87 0,91 0,96 1,01 1,05 1,10 1,14

𝑘л НР 0,68 0,72 0,76 0,81 0,85 0,89 0,94 0,98 1,02 1,06

𝑘з ПАР 1,31 1,40 1,48 1,56 1,64 1,73 1,81 1,89 1,97 2,06

𝑘л ПАР 1,22 1,30 1,38 1,45 1,53 1,61 1,69 1,76 1,84 1,92

63

МВА

𝑘з НР 0,46 0,49 0,52 0,55 0,58 0,61 0,64 0,67 0,70 0,73

𝑘л НР 0,43 0,46 0,49 0,51 0,54 0,57 0,59 0,62 0,65 0,68

𝑘з ПАР 0,83 0,89 0,94 0,99 1,04 1,10 1,15 1,20 1,25 1,31

𝑘л ПАР 0,78 0,83 0,87 0,92 0,97 1,02 1,07 1,12 1,17 1,22

* Сірим кольором виділені роки, коли необхідне встановлення більш потужних

трансформаторів, або встановлення холодного резерву.

Як видно з результатів таблиці обрані три варіанти трансформаторів для

порівняння мають наступні сценарії розвитку:

– Варіант перший: встановлюються трансформатори ТДТН-25000/150-70У1, які

працюватимуть 4 роки в режимі систематичних перевантажень. На п’ятому

році експлуатації проводиться реконструкція підстанції з заміною

трансформаторів на більш потужні ТДТН-40000/150-70У1, які працюватимуть в

режимі систематичних перевантажень на 9-му та 10 році експлуатації влітку.

При цьому в обох випадках встановлюється трансформаторний резерв.

– Варіант другий: встановлюються трансформатори ТДТН-40000/150-70У1, які

працюватимуть в режимі систематичних перевантажень на 9-му та 10 році

експлуатації влітку. На третьому році експлуатації встановлюється

трансформаторний резерв.

– Варіант третій: встановлюються трансформатори ТДТН-63000/150-70У1 які

усі 9 років працюють в режимі недовантаження, і лише на десятому році

працюють в режимі оптимального завантаження, при цьому витрати на

трансформаторний резерв повністю відсутні.

36

В якості критерію для порівняння обираємо економічний показник

сумарних дисконтованих витрат, якій оснований на законі вартості та враховує усі

грошові та амортизаційні витрати, які мають місце на протязі розрахункового

терміну експлуатації, а також втрату потенційного прибутку при простою ванні на

підстанції холодного трансформаторного резерву. Сумарні дисконтовані витрати

розраховуються за наступною формулою:

Зд = К + П + ∑ И𝑖 Тр

𝑖=1− Л (4.5)

де К – сумарні капіталовкладення;

П – втрата потенційного прибутку;

𝑇р – розрахунковий термін;

И𝑖 – операційні витрати 𝑖-го року експлуатації;

Л – ліквідна вартість основних фондів.

Сумарні капіталовкладення складаються з витрат на покупку, доставку та

монтаж (демонтаж при реконструкції) обладнання:

К = 𝑛 ∙ КТ ∙ (1 + 𝑘т + 𝑘м) (4.6)

де КТ – заводська ціна трансформаторів;

𝑘т – коефіцієнт, враховуючий вартість транспортування

трансформаторів, дорівнює 0,05;

𝑘м – коефіцієнт, враховуючий вартість монтажу нового трансформатора,

дорівнює 0,1;

𝑛 – кількість трансформаторів.

Втрата потенційного прибутку розраховується лише при встановленні на

підстанції холодного трансформаторного резерву. В нормальному режимі

резервний трансформатор не працює, це мертвий капітал, законсервовані гроші,

які не приносять прибутку. Потенційний прибуток – це прибуток, який можна

було б отримати, вклавши гроші в прибуткове виробництво або цінні папери:

П = КТ ∙ ((1 + 𝑚)𝑡 − 1)

де 𝑚 – середня річна норма прибутку в регіоні, приймається 5%;

𝑡 – тривалість використання трансформатора в якості резерву, років.

37

Операційні витрати 𝑖-го року експлуатації складаються з витрат на

обслуговування та вартості втрат електричної енергії:

И𝑖 = О𝑖 + С∆𝑊𝑖

Витрати на обслуговування дорівнюють близько 3% від капітальної вартості

трансформатора [9]:

О𝑖 = 𝑛 ∙ 0,03 ∙ Кт

Втрати електричної енергії залежать від графіку навантаження та

максимального навантаження підстанції. Для спрощення графік навантаження

приймається незмінним і втрати електричної енергії в розраховуються за часом

максимальних втрат 𝜏:

С∆𝑊𝑖= (𝑃х ∙ 𝑛 ∙ 8760 +

1

𝑛∙

𝑃к ∙ 𝑆мах 𝑖2

𝑆ном т2

∙ 𝜏мах ) ∙ сел

де 𝑃х, 𝑃к – втрати холостого ходу та короткого замикання трансформатору,

табличні дані, кВт;

𝑆мах 𝑖 – максимальна потужність на -му році експлуатації, визначається

за виразом 2.8, МВА;

𝑆ном т – номінальна потужність трансформатора, МВА;

сел – оптова ціна електричної енергії, дорівнює 0,7 грн/кВт·год.

Ліквідна вартість основних фондів розраховується як вартість нового

обладнання, помноженого на скорочення терміну служби внаслідок амортизації:

Л = 𝑛 ∙ КТ ∙Тнорм − Текспл − ∑ 𝐿𝑖

Текспл𝑖=1

Тнорм

де Тнорм – нормативний термін служби трансформатора, дорівнює 25 рокам;

Текспл – термін експлуатації трансформатора, років;

𝐿𝑖 – річне скорочення терміну служби при систематичних

навантаженнях трансформатору більше допустимих значень2 .

2 Згідно [11, табл. 6] для трансформаторів з системою охолодження ONAF та запорізьких сезонних

температур допустиме навантаження трансформаторів без скорочення терміну служби дорівнює 1,15 взимку та

1,00 влітку.

38

Розрахунок скорочення терміну служби виконується за

методикою ГОСТ 14209-97 [11].

Нижче наводиться економічний розрахунок першого варіанту тр-рів.

Розрахунки другого та третього варіанту проводяться аналогічно. Результати усіх

розрахунків зводяться в порівняльну таблицю 4.4.

Економічний розрахунок першого варіанту проводиться в наступній

послідовності:

1) Сумарні капіталовкладення складаються з сумарної вартості робочих та

резервних трансформаторів, та сумарної вартості транспортування, монтажу

та наступного демонтажу трансформаторів:

К = 3 ∙ 8 860 ∙ (1 + 0,05 ∙ 2 + 0,1 ∙ 2) + 3 ∙ 12 110 ∙ (1 + 0,05 + 0,1) =

= 34 554 + 41 780 = 76 334 тис. грн.

2) Втрата потенційного прибутку розраховується для 4-х років простою в

резерві трансформатора ТДТН-25000/150-70У1 та 6 років трансформатора

ТДТН-40000/150-70У1:

П = 8 860 ∙ ((1 + 0,05)4 − 1) + 12 110 ∙ ((1 + 0,05)6 − 1) =

= 1 909 + 4 119 = 6 028 тис. грн.

3) Операційні витрати на першому року експлуатації складаються з:

– витрат на обслуговування:

О1 = 2 ∙ 0,03 ∙ 8 860 = 531,6 тис. грн;

– вартості втрат електричної енергії:

С∆𝑊1= (34 ∙ 2 ∙ 8760 +

1

2∙

145 ∙ 58,362

252∙ 4355) ∙ 0,7 = 1 621 тис. грн.

И1 = 532 + 1 621 = 2 153 тис. грн.

39

Ті ж самі розрахунки проводяться для усіх 10-ти років експлуатації.

Результати зводяться в таблицю 4.3.

Таблиця 4.3 – Результати розрахунку щорічних витрат першого варіанту

Рік 𝑆мах , МВА Л𝑖 , років О𝑖 , тис. грн. С∆𝑊𝑖, тис. грн. И𝑖 , тис. грн.

1 58,4 0,048 532 1621 2 153

2 62,0 0,085 532 1778 2 309

3 65,7 0,230 532 1944 2 475

4 69,4 0,515 532 2119 2 651

5 73,1 0 727 1591 2 317

6 76,7 0 727 1688 2 414

7 80,4 0 727 1790 2 516

8 84,1 0 727 1896 2 623

9 87,8 0,024 727 2008 2 734

10 91,4 0,036 727 2124 2 850

Сумарні 6 486 18 558 25 044

4) Ліквідна вартість основних фондів – це вартість двох трансформаторів

ТДТН-25000/150-70У1 після 4-х років експлуатації в режимі систематичних

перевантажень та двох трансформаторів ТДТН-40000/150-70У1 після 6 років

експлуатації в режимі нормальних навантажень, з урахуванням літніх

перевантажень на протязі 9-го та 10-го року; вартість двох нових

трансформаторів, які використовувались в якості резерву.

Л1 = 2 ∙ 8 860 ∙25 − 4 − 0,048 − 0,085 − 0,23 − 0,515

25= 14 409 тис. грн.

Л2 = 2 ∙ 12 110 ∙25 − 6 − 0,024 − 0,036

25= 18 349 тис. грн.

Л3 = 8 860 + 12 110 = 20 970 тис. грн.

Л = 14 409 + 18 349 + 20 970 = 53 728 тис. грн.

40

5) Сумарні дисконтовані витрати на протязі десяти років експлуатації в

цінах базового року дорівнюють:

Зд = 76 334 + 6 028 + 25 044 − 53 728 = 53 678 тис. грн.

Таблиця 4.4 – Техніко-економічне порівняння трансформаторів

Показник Варіант 1 Варіант 2 Варіант 3

Тип трансформаторів ТДТН-

25000/150-70У1 ТДТН-

40000/150-70У1 ТДТН-

63000/150-70У1

Сумарні

капіталовкладення за 10 років експлуатації,

тис. грн.

76 334 41 780 35 328

Втрата потенційного прибутку,

тис. грн. 6 028 5 782 0

Операційні витрати на

обслуговування за 10 років експлуатації,

тис. грн.

6 486 7 226 9 216

Вартість втрат електричної енергії в

трансформаторі за 10 років,

тис. грн.

18 558 16 583 14 479

Ліквідна вартість обладнання,

тис. грн. 53 728 26 584 18 432

Сумарні дисконтовані витрати на протязі 10

років експлуатації, тис. грн.

53 678 44 827 40 591

Згідно розрахункам, перший варіант є економічно невигідним. Порівняємо

другий та третій варіант:

∆З =Зд2 − Зд3

Зд2

∙ 100% =44 827 − 40 591

44 827∙ 100% = 9,4%

Висновок: з урахуванням перспективи зростання навантаження, сумарні

дисконтовані витрати за 10 років у трансформаторів з завищеною потужністю на

41

9,4% нижче ніж у трансформаторів з технічно-обґрунтованою потужністю.

Сумарні дисконтовані витрати другого варіанту можна було б знизити до

значення 40 500 тис. грн. за рахунок зменшення втрат потенційного прибутку,

якщо в якості резервного трансформатору використовувати старий

трансформатор, начальні капіталовкладення в який не перевищать 3 200 тис. грн.

(тобто з остаточним терміном експлуатації менше 6,5 років).

При розгляданні рівноцінних за сумарними витратами варіантів перевага

надається більш надійному, більш зручному в експлуатації, більш компактному,

маючому більші запаси стійкості вузлів навантаження. Тому обирається третій

варіант: два трансформатори ТДТН-63000/150-70У1.

42

5 РОЗРОБКА ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ З’ЄДНАНЬ

Від вибору головної схеми електричних з’єднань підстанції залежать

показники надійності підстанції та зручності експлуатації. Підстанція повинна

задовольняти вимогам противоаварійної автоматики та мати перспективи

розвитку. Вибір головних схем 150, 35 та 10 кВ здійснюється на основі

використання блочних схем, які пропонуються Рівненським заводом

високовольтної апаратури [16], з урахуванням вимог норм технологічного

проектування підстанцій.

По способу приєднання до мережі підстанція є тупиковою. Довжина

повітряної лінії 150 кВ – 3,5 км. Згідно [14], ймовірність її пошкодження,

дорівнює 0,018 пошкоджень у рік, а час виявлення місця пошкодження та ремонту

триває близько 8-10 годин. Враховуючи, що трансформатор працює в режимі

недовантаження, та при аварійному відключенні лінії забезпечує безперервне

живлення усіх споживачів, згідно рекомендаціям [15] обираємо ти на стороні 150

кВ схему з двох блоків «лінія-трансформатор» з від’єднувачами. Відповідно до

вимог ПУЕ, для захисту лінії, обладнання РП та трансформатору передбачається

надійна передача сигналу для відключення вимикача в голові лінії.

Для розподільчого пристрою 35 кВ при двох трансформаторах з

нерозщепленою обмоткою згідно рекомендаціям [14] використовується схема з

однією секціонованою вимикачем системою шин. Секціонування шин

виконується так, щоб кожна секція шин отримувала живлення від різних джерел.

Кількість приєднань та навантаження на секціях шин розподіляється по

можливості порівну. В нормальному режимі роботи секційний вимикач

вимкнений (роздільна робота секцій шин). Недоліками даної схеми є те, що на

весь час проведення контроля або ремонта секції збірних шин одне джерело

живлення вимикається.

У відповідності до вимог надійності, простоти та зручності експлуатації

найоптимальнішою для розподільчого пристрою 10 кВ є одна секціонована

вимикачем система шин. Але проектуєма підстанція має особливості, які не

дозволяють використовувати цю схему з’єднання. Справа в тому, що сучасні РП

10 кВ звичайно виконується комплектними, тобто набираються зі стандартних

камер, в які вбудоване обладнання, пристрої релейного захисту та автоматики.

Максимальний номінальний струм збірних шин таких камер дорівнює 3150 А.

Згідно розрахованим даним по перспективним навантаженням (таблиця 2.5)

максимальний струм навантаження 10 кВ на перший рік експлуатації дорівнює

2515 А, на п’ятий рік дорівнює 3160 А, на десятий – 3962 А. Це означає, що після

43

п’яти років експлуатації збірні шини комірок КРП перестануть задовольняти

умовам тривало допустимого нагріву. Згідно норм технологічного проектування

підстанцій [5], проектування повинне проводитися з урахуванням перспективи

розвитку не менше ніж на п’ять років. Тому для зменшення струму що проходить

по збірним шинам, використовується дві секціоновані вимикачами системи шин.

Рисунок 5.1 – Принципова електрична схема ПС «Новозапорізька»

44

6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ

Розрахунок струмів КЗ в проекті підстанції виконується з наступними

цілями:

– перевірка електричних апаратів на термічну та динамічну стійкість;

– перевірка вимикачів на комутаційну здатність;

– перевірка кабельних ліній та термічну стійкість;

– вибір уставок пристроїв релейного захисту.

В цьому розділі проводиться розрахунок значень надперехідного та

ударного струму КЗ в режимі максимальних навантажень, для наступного вибору

і перевірки електричних апаратів. Для цих цілей підходить спрощений розрахунок

струмів КЗ іменованих одиницях.

Так, як коротке замикання в електричній мережі являє собою складний

режим, що супроводжується перехідним процесом, в цілях спрощення розрахунку

приймається ряд припущень:

– не враховується насичення магнітних полів трансформаторів;

– не враховується ємнісна провідність ліній електропередачі;

– не враховуються струми намагнічування трансформаторів;

– не враховуються активні опори системи, трансформаторів, реакторів

через їх незначні величини у порівнянні з індуктивними опорами;

– не враховується незначна несиметрія 3-х фазних електричних систем;

– не враховується вплив навантаження в процесі КЗ.

В результаті розрахунку отримуються значення надперехідного та ударного

струму КЗ в режимі максимальних навантажень на шинах 150, 35 та 10 кВ.

Розрахунок струмів КЗ проводиться в наступному порядку:

1) Складається розрахункова схема та схема заміщення(рисунки 5.1 та 5.2).

2) Розраховуються параметри схеми заміщення.

Так як розрахунок ведеться в іменованих одиницях, усі опори елементів

схеми заміщення розраховуються в омах, приведених до одного ступеня напруги

– базисного. В якості базисного ступеня напруги приймається середня напруга

одного зі ступенів трансформації, 𝑈баз = 154 кВ.

45

Рисунок 5.1 – Розрахункова схема живлення підстанції

Рисунок 5.2 – Схема заміщення

46

3) Визначаються опори елементів схеми заміщення:

– Опір системи:

𝑋с =𝑈ном

√3 ∙ 𝐼′′, Ом (6.1)

𝑋с =154

√3 ∙ 20,4= 4,36 Ом

– Опори лінії:

𝑋л = 𝑋0 ∙ 𝑙, Ом (6.2)

𝑅л = 𝑅0 ∙ 𝑙, Ом (6.3)

𝑋л = 0,429 ∙ 3,5 = 1,5 Ом

𝑅л = 0,169 ∙ 3,5 = 0,59 Ом

– Опори трансформатора знижувальної підстанції розраховуються:

𝑋тВ =0,5

100∙ (𝑈кВС + 𝑈кВН − 𝑈кСН) ∙

𝑈баз2

𝑆ном

, Ом (6.4)

𝑋тС =0,5

100∙ (𝑈кВС + 𝑈кСН − 𝑈кВН) ∙

𝑈баз2

𝑆ном

, Ом (6.5)

𝑋тН =0,5

100∙ (𝑈кСН + 𝑈кВН − 𝑈кВС) ∙

𝑈баз2

𝑆ном

, Ом (6.6)

𝑋тВ =0,5

100∙ (10,5 + 18 − 6) ∙

1542

63= 42,35 Ом

𝑋тС =0,5

100∙ (10,5 + 6 − 18) ∙

1542

63= −2,82 Ом

𝑋тН =0,5

100∙ (6 + 18 − 10,5) ∙

1542

63= 25,41 Ом

47

4) Визначаються струми КЗ для т.К1:

Опір короткозамкненого ланцюга:

𝑋Σ1 = 𝑋𝑐 + 𝑋л = 4,36 + 1,5 = 5,86 Ом

𝑅Σ1 = 𝑅л = 0,59 Ом

𝑍Σ1 = √𝑅Σ2 + 𝑋Σ

2 = √0,592 + 5,862 = 5,89 Ом

Струм КЗ в установленому режимі:

𝐼к1 =𝑈баз

√3 ∙ 𝑍Σ1

, кА (6.7)

𝐼к1 =154

√3 ∙ 5,89= 15,1 кА

Ударний струм:

𝑖у = √2 ∙ 𝑘у ∙ 𝐼к1 , кА (6.8)

де 𝑘у – ударний коефіцієнт, для К1 дорівнює 1,8; для К2, К3 – 1,92.

𝑖уК1 = √2 ∙ 1,8 ∙ 15,1 = 38,4 кА

5) Визначаються струми КЗ для т.К2:

𝑋Σ2 = 𝑋𝑐 + 𝑋л + 𝑋тВ + 𝑋тС = 4,36 + 1,5 + 42,35 − 0 = 45,39 Ом

𝑅Σ2 = 𝑅л = 0,59 Ом

𝑍Σ2 = √0,592 + 45,392 = 45,39 Ом

𝐼К2 баз =𝑈баз

√3 ∙ 𝑍Σ2

=154

√3 ∙ 45,39= 1,96 кА

48

𝐼К2 = 𝐼К2 баз ∙𝑈баз

𝑈ном

= 1,96 ∙154

37= 8,16 кА

𝑖уК2 = √2 ∙ 1,92 ∙ 8,16 = 22,15 кА

6) Визначаються струми КЗ для т.К3:

𝑋Σ3 = 𝑋𝑐 + 𝑋л + 𝑋тВ + 𝑋тН = 4,36 + 1,5 + 42,35 + 25,41 = 73,62 Ом

𝑅Σ3 = 𝑅л = 0,59 Ом

𝑍Σ3 = √0,592 + 73,642 = 73,62 Ом

𝐼К3 баз =154

√3 ∙ 73,62=

154

√3 ∙ 73,62= 1,21 кА

𝐼К3 = 𝐼К2 баз ∙𝑈баз

𝑈ном

= 1,21 ∙154

10,5= 17,75 кА

𝑖уК3 = √2 ∙ 1,92 ∙ 17,75 = 48,2 кА

Згідно [2, п. 4.2.13] надперехідний струм КЗ на шинах 10 кВ не повинен

перевищувати 20 кА. Розраховані значення струмів КЗ не перевищують цього

значення, тому встановлення струмообмежуючих пристроїв не потрібна.

Для перевірки провідників на термічну стійкість при короткому замиканні

використовують поняття теплового імпульсу 𝐵𝑘 , який характеризує кількість

теплоти, що виділяється в провіднику. Цей імпульс враховує як періодичну, так і

аперіодичну складову струму КЗ, при цьому значення 𝐵𝑘 декілька завищене.

𝐵𝑘 = (𝐼′′)2 ∙ (𝜏 + 𝑇𝑎 ),

де 𝜏 – час дії релейного захисту, с;

𝑇𝑎 – постійна часу ланцюга короткого замикання [17].

Розрахунковий час 𝜏, для якого потрібно визначити струми короткого

замикання, залежить від міста КЗ та обчислюється наступним чином:

𝜏 = 𝑡рс + 𝑡св + 𝑛 ∙ ∆𝑡

49

де 𝑡рс – час спрацювання релейного захисту (не більше 0,1 с);

𝑡св – власний час вимикання вимикачів (по каталогу). Для сучасних

вимикачів він не перевищує 0,1 с;

𝑛 – кількість ступенів селективності;

∆𝑡 – тривалість ступені селективності (0,3-0,5 с).

Таблиця 6.1 – Результати розрахунків струмів КЗ

КЗ 𝐼′′, кА

𝑖у,

кА 𝐵𝑘 , кА2 ∙ с

На шинах

150 кВ 15 38,18 152 ∙ (0,2 + 0,05) = 56,3

На шинах 35

кВ 8,16 22,15 8,162 ∙ (0,2 + 0,06) = 17,3

На шинах 10 кВ

17,75 48,2 17,752 ∙ (0,2 + 0,06) = 81,9

Для наступного вибору опору заземлюючого пристрою визначаємо струм

однофазного КЗ на шинах 150 кВ підстанції «Новозапорізька». Розрахунок

ведеться за наступним виразом:

𝐼по(1)

=√3 ∙ 𝑈ср

√(2 ∙ 𝑅1Σ + 𝑅0Σ)2 + (2 ∙ 𝑋1Σ + 𝑋0Σ)2, кА 4.12

де 𝑅1Σ, 𝑋1Σ – сумарні опори прямої послідовності відносно точки КЗ, Ом;

𝑅0Σ, 𝑋0Σ – сумарні опори нульової послідовності, згідно [17] для

повітряної лінії 𝑅0 = 𝑅1 + 0,15 ∙ 𝑙; 𝑋0 ≈ 3 ∙ 𝑋1 .

𝐼по(1)

=√3 ∙ 154

√(2 ∙ 0,69 + 0,69 + 0,15 ∙ 3,5)2 + (2 ∙ 5,88 + 3 ∙ 5,88)2= 9 кА

50

7 ВИБІР СХЕМИ РОЗПОДІЛЬЧОЇ МЕРЕЖІ

Від правильного вибору схеми електричної мережі залежать усі наступні

показники проектуємої мережі та підстанції. Проектована мережа повинна

відповідати вимогам надійності, економічності та безпечності в експлуатації.

Надійність електропостачання забезпечується живленням споживачів від

незалежних джерел живлення, резервуванням на низькій стороні та іншим.

Переважна кількість споживачів проектуємої підстанції – першої та другої

категорії, для яких згідно ПУЕ необхідно забезпечити необхідні умови

безперервного електропостачання.

Економічність схеми досягається вибором самого оптимального варіанту

схеми електричної мережі району, який забезпечуватиме мінімальні витрати на

каналізацію електричної мережі. В склад цих витрат входять: капітальні витрати

на обладнання (вимикачі, кабельні лінії, реактори), втрати електроенергії в

проектуємої мережі, витрати на обслуговування та інше. Мінімальні витрати

досягаються встановленням найменшого числа обладнання та вибором перерізу

ліній, який забезпечував би мінімальні зведені витрати (оптимальне

співвідношення капіталовкладень до втрат електроенергії в кабелі). При цьому

вибір перерізу ліній повинен відповідати вимогам тривало допустимого нагріву та

термічної стійкості. При цьому остання вимога в теперішній час все більше

впливає на результат цього вибору. Справа тому, що сучасні електричні мережі

характеризуються великими струмами КЗ. На шинах 10 кВ проектуємої підстанції

згідно результатам розрахунку в попередньому розділі, максимальний струм КЗ

дорівнює 17,75 кА, що вимушує обирати кабелі з завищеними перерізами для

забезпечення термічної стійкості. Для обмеження струмів КЗ, а отже і зменшення

капітальних витрат на лінії з завищеними перерізами використовуються

струмообмежуючі пристрої – реактори. Встановлення реакторів також тягне за

собою додаткові капітальні витрати та втрати енергії в самому пристрої. Тому

рішення про обмеження струмів КЗ в даному розділі спирається на техніко-

економічне порівняння.

Безпечність експлуатації мережі 10 кВ залежить від способу прокладки

ліній та режиму мережі. Велике значення має те, що при розширенні мережі

збільшуються ємнісні струми, тому зростає небезпека для людей при

однофазному КЗ, що вимушує встановлювати пристрої компенсації ємнісного

струму, а це теж тягне за собою додаткові капітальні витрати.

Всі ці фактори враховуються при виборі розподільчої мережі 10 кВ.

51

7.1 Вибір типу схеми мережі

Розподіл електроенергії на об’єкті, що проектується, може виконуватися за

радіальною, магістральною або змішаною схемами в залежності від

територіального розташування навантажень, потужності, яка споживається

районом, вимог до надійності живлення та інших характерних особливостей

об’єкту, що проектується. Магістральним схемам слід, як правило віддається

перевага, як більш економічним.

Схема розподілу повинна будуватися так, щоб усі її елементи постійно

знаходилися під навантаженням, а при аварії на одному з них ті, що залишилися в

роботі, могли прийняти на себе його навантаження пере розділом між собою з

урахуванням припустимого перевантаження. Використання резервних елементів,

які в нормальному режимі не працюють, в сучасних мережах рекомендується

обмежувати [1]. Промислових споживачів другої категорії, що пов’язані

технологічним процесом, доцільно приєднувати до одного джерела, щоб при

зникненні живлення усі приймачі були знеструмлені.

При виборі схеми електричної мережі виключаються зворотні перетоки

електричної енергії в бік її джерела, так як це приводить до додаткових втрат.

В схемі подвійних магістралей під’єднання трансформаторів КТП до мережі

здійснюється через запобіжник та вимикач навантаження (рисунок 7.1а). В

радіальній двохступеневій схемі живлення трансформаторів КТП здійснюється

від системи шин через запобіжник.

Радіальні схеми виконуються при підвищеним вимогам до надійності

електропостачання, та при розташуванні споживачів в різних боках від

розподільчого пристрою. Радіальні схеми виконуються одноступеневими або

двохступеневими з розподільчими підстанціями (РП). В одноступеневій

радіальній схемі живлення трансформаторів здійснюється безпосередньо від

живлячого фідеру підстанції. Для споживачів другої категорії, якщо дозволяє

термічна стійкість кабелів використовується спрощена двохступенева радіальна

схема з запобіжниками (рисунок 7.1б). Використання радіальних схем з кількістю

ступенів більше двох відкидається як недоцільне, оскільки при цьому

ускладнюється комутація та захист мережі.

52

Рисунок 7.1 – Принципові схеми електропостачання

а) схема подвійних магістралей; б) спрощена двохступенева радіальна схема

Виходячи з перерахованих вище вимог обирається наступний напрям

проектування розподільчої мережі:

– для споживачів першої та другої категорії моторобудівного заводу з

підвищеними вимогами до надійності обираються радіальні схеми;

– для КТП, що живлять пов’язані за технологічним процесом цехи,

обирається схема з подвійними магістралями, приєднаними до різних

шинних секцій ГПП. Ця схема дозволяє досягнути високого ступеня

надійності електропостачання; мінімізує кількість резервних зв’язків

та комутаційної апаратури; спрощує релейний захист;

– споживачі 3-ї категорії надійності живляться одиночними лініями;

– споживачі, що знаходяться в різних напрямах, живляться за

двохступеневими радіальними схемами;

– в усіх випадках магістральним схемам віддається перевага.

Обрана схема розподільчої мережі наведена на першому кресленні

графічної частини. Від шин підстанції відходять 20 фідерів міської мережі та 30

фідерів моторобудівного заводу.

53

7.2 Визначення перерізу кабельних ліній

Оптимальний переріз кабелів 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією обирається за

критерієм мінімуму зведених витрат, з використанням залежностей, наведених на

рисунку 7.3, які отримані на основі рівняння 3.10. Обраний кабель перевіряється

за наступними умовами:

– тривало допустимий нагрів;

– термічна стійкість до струмів КЗ;

– термічна стійкість екрану при двохфазному КЗ;

– втрати напруги.

Рисунок 7.3 – Залежності оптимальних струмів від часу максимальних втрат

для різних типів перерізів кабельної лінії зі ЗПЕ-ізоляцією

0

100

200

300

400

500

2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

F=35

F=50

F=70

F=95

F=120

F=150

F=185

F=240

Струм

,А

Час максимального навантаження, годин

54

Мінімально допустимий переріз кабелю за умовами нагрівання 𝑆мин.доп

залежить від умов прокладання. При прокладанні декількох кабелів в одній

траншеї, в ґрунті з великим термічним опором кабель нагрівається сильніше, тому

зменшується струм, що може проходити по жилам, не викликаючи руйнування

ізоляції. Так як кліматичні умови, та характер ґрунту цілком відповідають

нормальним умовам експлуатації ЗПЕ-кабелів, допустимий струм залежить лише

від кількості КЛ в траншеї:

𝐼розр макс

𝑘4

≤ 𝐼доп , (7.1)

де 𝐼розр макс – максимальний струм кабелю, А;

𝑘4 – коефіцієнт, враховуючий прокладку декількох ліній в одній

траншеї, визначається з [9, табл. 2.16];

𝐼доп – допустимий струм кабелю, визначається з [9, табл.. 2.7], А.

З термічною стійкістю перерізи кабелів обираються декілька завищеними, з

поправкою на перспективне зростання навантаження.

Результати вибору оптимальних перерізі та перевірки кабелів на тривало

допустимий нагрів наведені в таблиці 7.1.

Таблиця 7.1 – Результати вибору кабелів за тривало допустимим нагрівом

КЛ 𝑙КЛ, км 𝐼розр мах , А 𝐼нр, А 𝑘4 𝐼мин.доп, А 𝑆опт, мм2

𝑆мин.доп,

мм2

НЗ-П2 1,15 65 32,5 0,79 82 35 35

Н3-П4 1,13 57 28,6 0,79 72 35 35

НЗ-П7 0,35 41 20,5 0,9 46 35 35

НЗ-П9 0,84 126 63,1 0,74 170 50 95

НЗ-П13 0,7 127 63,7 0,74 172 50 95

НЗ-П18 0,28 111 55,7 0,74 150 35 70

НЗ-П22 0,16 64 32,2 0,9 72 35 35

НЗ-П25 0,38 48 23,9 0,74 65 35 35

НЗ-П27 1,44 66 33,1 0,74 90 35 35

НЗ-П30 1,4 62 31,0 0,74 84 35 35

НЗ-П34 0,38 146 73,0 0,74 197 50 95

НЗ-П35 0,58 189 94,3 0,74 255 70 185

НЗ-П36 0,07 165 82,5 0,9 183 70 95

НЗ-П50 0,49 280 140,1 0,74 379 120 300

55

Продовження таблиці 7.1

НЗ-П52 0,7 61 30,6 0,74 83 35 35

НЗ-П38 0,45 127 63,3 0,74 171 50 95

НЗ-П40 0,71 148 74,0 0,74 200 50 120

НЗ-П42 0,92 207 103,6 0,74 280 70 185

НЗ-П46 1,27 309 154,3 0,74 417 120 400

НЗ-П43 1,02 455 227,7 0,74 615 185 800

НЗ-П59 0,66 10 5,1 0,79 13 35 35

НЗ-П63 1,08 235 117,3 0,79 297 95 185

НЗ-П61 0,87 117 58,7 0,79 149 50 70

НЗ-П57 1,21 110 54,8 0,79 139 50 70

Вибір кабелю за термічної стійкістю обумовлений тим, що при визначених

температурах, починається плавлення матеріалу кабельної жили. Найбільш

небезпечною для кабелів зі ЗПЕ ізоляцією є трифазні КЗ, які супроводжуються

нагріванням та руйнуванням алюмінієвої жили кабелю. Термічна дія КЗ на кабель

залежить від квадрату струму короткого замикання та часу протікання цього

струму. Чим більше переріз кабелю, тим вище його термічна стійкість до дії КЗ.

Максимальні допустимі струми одно секундного короткого замикання для різних

перерізів кабелів наведені в технічному каталозі [10]. Допустимі струми для часу,

що відрізняється від 1 с, можна розрахувати за формулою:

𝐼кз.доп 𝑡 =𝐼доп 1 с

√𝑡 (7.2)

де 𝐼доп 1 с – допустимий 1-секундний струм КЗ [10, табл. 2.25];

𝑡 – час протікання струму КЗ, який складається з часу дії струмової

відсічки – 0,06 с та часу вимикання вимикача – для серії ВВ/TEL

дорівнює 0,09 с.

З урахуванням часу відключення вимикачів та допустимого 1-секундного

струму КЗ складемо таблицю допустимих струмів для кабелів різних перерізів:

Таблиця 7.2 – Струми термічної стійкості кабелів з алюмінієвими жилами

Переріз кабелю, мм2 𝐼доп 1 с , кА 𝐼доп 0,15 с , кА

35 3,3 8,5

50 4,7 12,1

70 6,6 17

95 8,9 23

120 11,3 29,2

56

Як видно з результатів таблиці, лише кабелі перерізом 95 мм2

задовольняють умові термічної стійкості для розрахованого в розділі 6 струму

трифазного КЗ на шинах 10 кВ.

При необхідності обмеження струмів КЗ на стороні 10 кВ передбачається

використання струмообмежуючих реакторів в ланцюгах вводів від

трансформаторів, причому відходячі лінії виконуються, як правило,

нереактованими. Вибір варіанта обмеження струмів КЗ потрібно обґрунтовувати

техніко-економічним порівнянням з урахуванням якості електроенергії. Ступінь

обмеження струмів КЗ в РП 10 кВ визначається необхідністю використання більш

легкого обладнання, кабелів та ошинування.

Виходячи з наведених вище міркувань, для того, щоб забезпечити термічну

стійкість кабелів існують 2 шляхи: а) збільшувати переріз кабелю; б) зменшувати

струми КЗ. Перший варіант потребує додаткових капітальних витрат на кабелі з

завищеними перерізами. Другий варіант потребує встановлення

струмообмежуючих пристроїв, які збільшують втрати напруги та електроенергії в

мережі. Рішення дилеми повинно спиратися на техніко-економічне

обґрунтування. Розглянемо два варіанти: зі встановленням струмообмежуючих

реакторів та без них.

Вибір струмообмежуючого реактору здійснюється за номінальною

напругою та номінальним струмом. Максимальне розрахункове значення струму

на стороні 10 кВ на десятому році експлуатації дорівнює 3962 А, тому обирається

реактор РБАC-10-2×2000-0,17У3, характеристики якого наведені в таблиці 7.2.

Таблиця 7.3 – Технічні характеристики реактору (одна фаза)

Тип 𝑈ном, кВ 𝐼ном, А 𝑋ном,

Ом

∆𝑃 ,

кВт

Ціна,

тис. грн.

РТОСС-10-2×2500-0,2У3 10 2×2500 0,2 32,1 380

Після встановлення реактору опір короткозамкненого ланцюга збільшиться,

що призведе до зменшення струму КЗ на шинах, яке можна розрахувати

наступним чином:

Опір реактору, приведений до базисної напруги:

𝑋р = 𝑋ном ∙𝑈баз

2

𝑈ср2

= 0,2 ∙1542

10,52= 43 Ом

57

Опір короткозамкненого ланцюга після встановлення реактору:

Хц = 73,64 + 43 = 116,6 Ом

Струм трифазного КЗ на шинах 10 кВ:

𝐼К3 =𝑈баз

2

√3 ∙ Хц ∙ 𝑈ном

=1542

√3 ∙ 116,6 ∙ 10,5= 11,2 кА

Згідно таблиці 7.1 для нереактованого струму КЗ на шинах 10 кВ та

розрахованого вище реактованого, мінімальні перерізі кабелів за умовою

термічної стійкості дорівнюють відповідно 95 та 50 мм2.

Для техніко-економічного порівняння використовується показник сумарних

зведених витрат (формула 3.3). Вихідні дані для ТЕП: вартість трьох фаз реактору

– 1140 тис. грн.; вартість 1 км КЛ перерізом 50 мм2 дорівнює 300 тис. грн.; 70 мм2

– 340 тис. грн.; 95 мм2 – 395 тис. грн. (ціни беремо з [9]).

Для розрахунку втрат в реакторі використовується наступний вираз:

∆𝑊р = 3 ∙ ∆𝑃ном ∙𝐼нр

2

𝐼ном2

∙ 𝜏 ∙ сел, (7.3)

∆𝑊р = 3 ∙ 32,1 ∙(3440/2)2

(2 ∙ 2500)2∙ 4573 = 52113 кВт ∙ год

Таблиця 7.3 – Техніко-економічне порівняння

Показник Варіант з реактором Без реактору

Реактор Лінії Лінії

Сумарні капіталовкладення, тис. грн. 1140 12145 13293

Нормативний коефіцієнт відрахувань на амортизацію та обслуговування

0,094 0,073 0,073

Витрати на амортизацію та обслуговування, тис. грн.

107 886 970

Вартість втрат електроенергії, тис. грн. 36,5 255 217

Питомі зведені витрати, тис. грн. 286+2660=2946 2849

58

Висновок: встановлювати струмообмежуючих реактори на 3,4 % дорожче

ніж збільшувати переріз кабельних ліній. При розгляданні рівноцінних варіантів

обираються ті, що забезпечують більш високу якість електроенергії, більш

компактні та зручні у використанні. Тому обирається схема мережі з мінімальним

перерізом КЛ 95 мм2, яка забезпечує мінімальні втрати електричної енергії,

відповідає вимогам термічної стійкості, та забезпечує необхідний рівень напруги.

При проектуванні електропостачання велике значення має забезпечення

споживачів електроенергією належної якості. Одним із важливих показників

якості в мережах 10 кВ є рівень напруги, який згідно ГОСТ-1476 не повинен

виходити за межі (0,95÷1,05)∙Uном. При передачі електроенергії мають місце

втрати напруги, які не повинні перевищувати нормативного значення 5%, та

розраховуються за наступною формулою:

∆𝑈 =𝑃нр ∙ 𝑟0 + 𝑄нр ∙ 𝑥0

𝑈ном2 ∙ 103

∙ 𝑙 ∙ 100% (7.4)

де 𝑃нр, 𝑄нр – активне, та реактивне навантаження кабелю в нормальному

режимі, кВт, кВАр;

𝑟0 , 𝑥0 – питомий активний та реактивний опір лінії, визначається з [11,

табл. П.8], Ом/км;

𝑈ном – номінальна напруга лінії, 10 кВ;

𝑙 – довжина КЛ, км

При цьому втрати напруги в магістральній лінії розраховуються як сума

втрат в усіх ланцюгах від шин 10 кВ ПС «НЗ» до найвіддаленішої КТП.

Результати вибору кабельних ліній а також перевірки на втрату напруги

наведені в таблиці 7.4. З довідкових даних [10, табл. 2.34] визначається також

питомі зарядні струми обраних кабелів для наступного розрахунку ємнісних

струмів замикання на землю. АПвЭгП-10-3×95/35

Таблиця 7.4 – Результати вибору перерізів кабелів

Фідер КЛ 𝑙КЛ,

км

𝑆опт ,

мм2

𝑆тр.доп ,

мм2

𝑆терм.ст ,

мм2 Обраний тип кабелю

∆𝑈,

%

𝐼з,

А/км

Ф1, Ф2 НЗ-П2 1,15 19 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,54 0,68 Ф3, Ф4 Н3-П4 1,13 17 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,47 0,67 Ф5, Ф6 НЗ-П7 0,35 12 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,11 0,21 Ф7, Ф8 НЗ-П9 0,84 37 95 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,77 0,50 Ф9, Ф10 НЗ-П13 0,70 37 95 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,65 0,41

Ф11, Ф12 НЗ-П18 0,28 33 70 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,23 0,17 Ф13, Ф14 НЗ-П22 0,16 19 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,08 0,09

59

Продовження таблиці 7.4

Ф15, Ф16 НЗ-П25 0,38 14 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 013 0,22 Ф17, Ф18 НЗ-П27 1,44 19 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,70 0,85 Ф19, Ф20 НЗ-П30 1,40 18 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,63 0,83 Ф21, Ф22 НЗ-П34 0,38 31 50 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,24 0,22 Ф23, Ф24 НЗ-П35 0,58 67 185 95 АПвЭгП-10-3×185/35 0,43 0,45 Ф25, Ф26 НЗ-П36 0,07 59 95 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,08 0,04 Ф27, Ф28 НЗ-П50 0,49 29 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,29 0,29 Ф29, Ф30 НЗ-П52 0,70 22 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,32 0,41 Ф31, Ф32 НЗ-П38 0,45 45 95 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,42 0,27 Ф33, Ф34 НЗ-П40 0,71 53 120 95 АПвЭгП-10-3×120/35 0,62 0,46 Ф35, Ф36 НЗ-П42 0,92 74 240 95 АПвЭгП-10-3×240/35 0,58 0,78 Ф37, Ф38 НЗ-П46 1,27 110 400 95 3×АПвЭгП-10-1×400 0,81 1,33 Ф39, Ф40 НЗ-П43 1,02 106 400 95 3×АПвЭгП-10-1×400 0,63 1,07 Ф41, Ф42 НЗ-П59 0,66 4 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,05 0,39 Ф43, Ф44 НЗ-П63 1,08 84 240 95 АПвЭгП-10-3×240/35 0,78 0,92 Ф45, Ф46 НЗ-П61 0,87 42 70 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,75 0,51 Ф47, Ф48 НЗ-П57 1,21 39 70 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,98 0,71

НЗ-П47 1,2 82 300 95 АПвЭгП-10-3×300/35 0,69 1,12

П2-П1 0,29 11 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,15 0,14

П4-П3 0,26 4 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,05 0,12

П4-П5 0,34 9 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,14 0,16

П7-П6 0,64 5 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,12 0,35

П7-П8 0,35 4 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,04 0,19

П9-П10 0,23 27 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,30 0,11

П10-П11 0,25 20 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,24 0,12

П11-П12 0,23 12 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,17 0,10

П13-П14 0,16 32 50 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,24 0,07

П14-П15 0,15 24 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,17 0,07

П15-П16 0,19 15 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,13 0,09

П16-П17 0,27 8 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,14 0,11

П18-П19 0,22 27 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,20 0,12

П19-П20 0,24 20 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,16 0,13

П20-П21 0,17 9 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,07 0,08

П22-П23 0,26 14 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,12 0,14

П23-П24 0,31 5 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,05 0,17

П25-П26 0,14 9 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,04 0,07

П27-П28 0,22 12 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,17 0,09

П28-П29 0,17 7 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,08 0,07

П30-П31 0,23 13 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,19 0,10

П31-П32 0,19 7 35 35 АПвЭгП-10-3×35/16 0,08 0,08

П34-П33 0,17 20 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,10 0,09

П36-П37 0,19 28 35 95 АПвЭгП-10-3×95/35 0,11 0,11

П38-П39 0,08 19 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,04 0,04

П40-П41 0,10 23 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,06 0,05

П42-П45 0,05 19 35 70 АПвЭгП-10-3×70/35 0,03 0,03

П43-П44 0,07 76 150 70 АПвЭгП-10-3×150/35 0,07 0,05

П47-П49 0,34 14 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,13 0,18

60

Продовження таблиці 7.4

П46-П48 0,01 54 95 70 АПвЭгП-10-3×95/25 0,01 0,01

П48-П49 0,35 14 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,14 0,19

П50-П51 0,09 55 95 70 АПвЭгП-10-3×95/35 0,10 0,05

П51-П53 0,12 17 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,06 0,06

П52-П54 0,13 8 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,04 0,06

П54-П56 0,23 3 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,03 0,11

П57-П55 0,06 3 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,01 0,03

П59-П60 0,14 2 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,01 0,07

П60-П58 0,07 1 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,00 0,03

П61-П62 0,08 4 35 50 АПвЭгП-10-3×50/25 0,01 0,04

П63-П64 0,02 19 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,01 0,01

П63-П65 0,08 25 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,05 0,04

П63-П66 0,11 13 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,04 0,06

П63-П67 0,17 4 35 70 АПвЭгП-10-3×70/25 0,02 0,09

7.3 Режими заземлення нейтралі

Режими заземлення нейтралі визначають характер виникаючих при

однофазному замиканні на землю (ОЗЗ) електромагнітних процесів, ступінь

небезпеки різновидів ОЗЗ, втрати від їх наслідків, умови безпеки людей та

тварин, що знаходяться поблизу місця замикання на землю, вимоги до захисту від

ОЗЗ, принципи виконання захисту та способи її дії (на сигнал або відключення).

У відповідності до вимог ПУЕ, в мережі 150 кВ використовується система з

ефективно заземленою нейтраллю. В цих системах, нейтралі трансформаторів

заземлені наглухо, або через реактори з невеликим індуктивним опором.

В мережах напругою 35 та 10 кВ, використовуються наступні способи

заземлення нейтралі: ізольована нейтраль; заземлена через резонансний контур та

заземлена через резистор.

У відповідності до вимог ПУЕ [1], режим ізольованої нейтралі

використовується в мережах 10 та 35 кВ, якщо ємнісні струми не перевищують

відповідно 20 та 10 А. Якщо ємнісні струми перевищують ці значення,

використовують нейтралі, заземлені через дугогасячі апарати, які компенсують

ємнісний струм замикання на землю.

Щоб розрахувати ємнісний струм замикання на землю, потрібно

просумувати ємнісні струми усіх приєднань мережі:

𝐼кз(0)

= ∑𝐼𝐶0 ∙ 𝑙 , А (7.5)

61

або:

𝐼кз(0)

= ∑ 𝑈ф ∙ 𝑏0 ∙ 𝑙 , А (7.6)

де 𝐼𝐶0 – питомий зарядний струм лінії, дані щодо питомих зарядних струмів

ліній обраної мережі наведені в таблиці 7.4, А/км;

𝑈ф – фазна напруга мережі, В;

𝑏0 – ємнісна провідність лінії, визначається з довідкових даних [19],

См/км;

𝑙 – довжина лінії, км.

Ємнісний струм мережі 35 кВ розраховується за формулою 7.6:

𝐼кз 35(0)

= 2 ∙35000

√3∙ (2,46 ∙ 10−6 ∙ 2,3 + 2,52 ∙ 10−6 ∙ 1,9) = 0,42 А

Ємнісний струм для мережі 10 кВ розраховується за формулою 7.5:

𝐼кз 10(0)

= 35,41 А

Як видно з результатів розрахунку, ємнісні струми мережі 10 кВ

перевищують встановлене ПУЕ критичне значення. Це означає, що при ОЗЗ

кабелю в місці замикання буде виникати дуга, що супроводжуватиметься

повторними гасіннями та заживаннями. При тривалому горінні цієї дуги,

перенапруги, що діють на ослаблену ізоляцію сусідніх фаз, призведуть до

двохфазного чи трьохфазного КЗ, що приведе до відключення споживачів. Також

має місце висока ступінь небезпеки для людини або тварин, що знаходяться біля

зони ОЗЗ. Щоб зменшити ємнісний струм до значення при якому згасає дуга в

місці пошкодження, використовуються дугогасячі реактори, індуктивний опір

яких приблизно дорівнює ємнісному опору системи.

Обираємо два дугогасячий реактор з плавним регулюванням індуктивності

типу РЗДПОМА-500-10У1. Кожен реактор повинен підключатися до

нейтрального виводу свого трансформатору. Але враховуючи, що схема обмоток

обраних силових трансформаторів – Ун/Ун/Д-0-11 не має нульового виводу, для

підключення дугогасячого реактору використовується заземлюючий масляний

фільтр нульової послідовності типу ФЗМ-500-10-У1, силові виводи якого

під’єднуються до фаз мережі, а вивід нейтралі до дугогасячого реактору.

62

8 ВИБІР ШИН ТА ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ ПІДСТАНЦІЇ

В цьому розділі обираються електричні апарати, необхідні для правильної

роботи підстанції; провідники, що їх з’єднують – шини; та ізолятори, які

відділяють струмопровідні частини від опорних конструкцій.

Кожен зі встановлюваних апаратів повинен відповідати вимогам надійності,

безпечності та зручності в експлуатації, відповідати вимогам, що висуваються до

сучасних підстанцій. Наприклад, недоцільно на стороні 35 кВ обирати повітряні

вимикачі, які потребують для своєї роботи компресорних установок, якщо є

можливість поставити вакуумні вимикачі, що навіть не потребують підігріву.

Усі обрані апарати та шини повинні задовольняти технічним умовам

підстанції, таким як максимальний тривалий струм, надперехідний та ударний

струм трифазного КЗ, напруга на стороні підстанції. Також необхідно

враховувати кліматичні умови і ступінь забрудненості навколишнього

середовища, в якому знаходиться проектуєма підстанція.

Вибір шин та апаратів проводиться з урахуванням перспективного

зростання навантаження, а отже і максимального струму при відключенні одного

з трансформаторів.

Вибір ізоляторів проводиться за умовами механічної стійкості до

електродинамічних зусиль, які виникають при трьохфазному КЗ на шинах

підстанції.

8.1 Вибір шин

Основне електричне обладнання та апарати підстанції з’єднуються між

собою шинами, які являють собою гнучкі або жорсткі провідники з алюмінію або

міді. Ошинування в РП 150 кВ та 35 кВ зазвичай виконується проводами АС, що

мають малий питомий опір та гарну механічну міцність, при цьому для

спрощення будівництва підстанції кількість типорозмірів ошинування сторони 35

кВ приймається мінімальним. З’єднання трансформатора з ЗРП 10 кВ виконується

гнучким підвісним струмопроводом, шинним мостом або комплектним

струмопроводом. Ошинування РУ 10 кВ виконується прямокутними

алюмінієвими шинами. При струмах більше 3000 А рекомендуються шини

коробчатого перерізу (рисунок 8.1), бо вони забезпечують менші втрати від

ефекту близькості та поверхневого ефекту, а також кращі умови охолодження.

63

Але враховуючі, що сучасні РП 10 кВ виконуються комплектними на

максимальний струм 3150 А з шинами прямокутного перерізу, коробчасті шини

використовуються в проектуємій підстанції тільки зовні, де максимальні струми в

перспективі можуть досягати 4000 А.

Рисунок 8.1 – Шина коробчастого перерізу

Жорстке ошинування ВРП 35 кВ обирається типу ОЖ.1000.35, що

виконується трубами з алюмінієвого сплаву 1915Т. Переріз такої труби дорівнює

80×5, де перша цифра – зовнішній діаметр труби, друга – товщина стінки

(рисунок 10.2). З’єднання шин виконується за допомогою литих шино тримачів.

Рисунок 8.2 – Шина ВРП 35 кВ

Для зручності експлуатації жорсткі шини на підстанції окрашують в

наступні кольори: фазу А – жовтий, фазу В – в зелений, фазу С – в красний,

виводи нейтралі – в чорний.

Згідно до норм проектування підстанцій перерізи шин ВРП 150 та 35 кВ

обираються по економічній густині струму, та перевіряються на тривало

допустимий нагрів. У відповідності до вимог ПУЕ [1, п. 1.3.28], ошинування 10

кВ, в межах відкритих та закритих розподільчих пристроїв не підлягає перевірці

на економічну щільність струму, так як обрані таким чином перерізи обходяться

дорожче внаслідок складності їх монтажу та з’єднання. Тому жорсткі шини 10 кВ

обираються лише за тривалим нагрівом.

64

Переріз гнучких шин за умовою економічної густини струму визначається:

𝑆ек =𝐼НР

𝐽ек

, мм2 (8.1)

де 𝐼НР – робочий струм в нормальному режимі, розраховується по формулі

3.13, А;

𝐽ек – економічна густина струму, що визначається за типом провідника

та числом годин максимуму навантаження з ПУЕ [1, табл. 1.3.36].

Отриманий переріз округлюється до найближчого стандартного значення,

але при цьому необхідно пам’ятати, що для напруги 150 кВ за умовою корони

мінімальний переріз дорівнює 120 мм2.

На тривало допустимий нагрів в після аварійному режимі обраний переріз

перевіряється по струму коли один з ланцюгів вимкнений:

𝐼 доп ≥ 𝐼ПАР (8.2)

де 𝐼тр.доп – тривало допустимий струм для обраного перерізу лінії

(визначається з таблиць ПУЕ [1]), А;

𝐼ПАР – максимальний післяаварійний струм, А.

Тривало допустимий струм розраховується:

𝐼доп = 𝑘1 ∙ 𝐼 доп0 (8.3)

де 𝐼 доп0 – тривало допустимий струм при температурі шини 𝜃ш = 70 ℃, та

температурі навколишнього середовища 𝜃н.с = 25 ℃, А;

𝑘1 – поправочний коефіцієнт на температуру навколишнього

середовища, для температури 21,6 ℃ дорівнює 1,03.

Максимальний післяаварійний струм визначається:

– на стороні ВН як максимальний струм навантаження встановленого на

підстанції трансформатора:

𝐼ПАР =𝑆номТ ∙ 𝑘2

√3 ∙ 𝑈ном

(8.4)

65

де 𝑆номТ – номінальна потужність встановленого трансформатору, кВА;

𝑘2 – коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження трансформатору, приймається рівним 1,4;

– на стороні СН та НН як прогнозований максимальний струм на 10-му році

експлуатації:

𝐼ПАР =𝑆мах

10

√3 ∙ 𝑈ном

(8.5)

де 𝑆мах10 – максимальна потужність на 10-му році експлуатації, кВА.

Обрані проводи повинні бути перевірені по вітровим навантаженням та

навантаженням по ожеледі у відповідності з ПУЕ. Мінімальний переріз проводу

для ІІІ району по ожеледі АС-50/8. Відношення алюмінієвої складової проводу до

сталевою для ІІІ району по ожеледі повинне складати від 6,0 до 6,25 [1, п. 2.5.89].

На термічну та електродинамічну дію струмів КЗ гнучкі шини

перевіряються при 𝐼по(3)

> 20 кА. Так як струми КЗ на стороні 150 та 35 кВ не

перевищують цього значення, перевірка шин на стійкість до струмів КЗ не

робиться.

Результати вибору шин зводимо в таблицю 8.1

Таблиця 8.1 – Результати вибору шин

Шина 𝐼нр ,

А

𝐼мах , А

𝑆ек, мм2

𝑆обр,

мм2

𝐼доп ,

А Обраний тип шин

Лінія «ДД-НЗ» → ВН

трансформатора 141 339 141 185 510 Провід АС-150/24

СН трансформатора → Секція шин 35 кВ

150 373 150 185 510 Провід АС 150/24

Виводи НН

трансформатора → Вузол розділення шин 10 кВ

1520 3810 – 2×1370 4640

Шина коробчатого перерізу,

розмірами a=125; b=55; c=6,5; r=10 (рисунок 8.1)

Вузол розділення шин 10 кВ → 1 система шин 10 кВ

516 1355 – 2×480 1630

Дві полоси прямокутного

перерізу, розмірами 80×6, розташовані горизонтально.

Вузол розділення шин 10 кВ → 2 система шин 10 кВ

1105 2745 – 2×600 2860 Дві полоси прямокутного

перерізу, розмірами 100×6,

розташовані горизонтально.

Секція шин 35 кВ → Лінія

«НЗ-Трампарк» 79 197 72 70 273 Провід АС-70/11

66

Продовження таблиці 8.1

Секція шини 35 кВ → Лінія

«НЗ-МЖК» 76 188 76 70 273 Провід АС-70/11

Шини 35 кВ 150 373 – 160 480 Шина прямокутного

перерізу, розмірами 40×4,

розташована вертикально.

Шини 10 кВ 1520 3810 – 2×1370 4640 Шина коробчатого перерізу,

розмірами a=125; b=55;

c=6,5; r=10 (рисунок 8.1)

Ланка між секціями 35 кВ 0 187 – 70 273 Провід АС-70/11

Ланка між секціями першої системи шин 10 кВ

0 680 – 1200 740 Шина прямокутного

перерізу, розмірами 60×6, розташована вертикально.

Ланка між секціями другої системи шин 10 кВ

0 1375 – 1200 1625 Шина прямокутного

перерізу, розмірами 100×8, розташована вертикально.

8.2 Вибір ізоляторів

В розподільчих пристроях шини кріпляться на опорних, прохідних та

підвісних ізоляторах.

В ВРП для закріплення гнучких проводів використовуються підвісні та

натяжні гірлянди зі скляними тарілками ізоляторів. Обираються ізолятори типу

ПС120Б. Кількість ізоляторів в підвісній гірлянді залежить від номінальної

напруги підстанції та умов навколишнього середовища. Для напруги 150 кВ

кількість тарілок ізоляторів дорівнює 11, для напруги 35 кВ – 4. На механічну

стійкість ізолятори перевіряти не треба, так як відстані між фазами приймаються

великими та при виборі кількості ізоляторів в гірлянді механічні навантаження

вже враховані (вага проводу, вітер, ожеледь).

Для закріплення жорстких шин 35 кВ та 10 кВ використовуються опорні

фарфорові ізолятори. Шинотримачі, за допомогою яких шини закріплені на

ізоляторах, допускають продольне зміщення шин при їх удовженні внаслідок

нагріву. Вибір опорних та прохідних ізоляторів здійснюється по номінальній

напрузі та допустимому навантаженню. Прохідні ізолятори також перевіряються

по номінальному струму.

При виникненні перехідних процесів внаслідок коротких замикань в

струмопровідних частинах підстанції виникають значні електродинамічні

67

зусилля, обумовленні силою струму, що діє на паралельно прокладені провідники.

Конструкції, які тримають на собі ці провідники, повинні надати опору проти цих

сил. Тому обрані ізолятори за наведеними нижче формулами перевіряються на

механічну стійкість.

Допустиме навантаження ізолятору:

𝐹розр < 𝐹доп (8.6)

де 𝐹розр – сила, що діє на ізолятор, кН;

𝐹доп – допустиме навантаження на головку ізолятору, дорівнює 𝐹доп =

0,6 ∙ 𝐹руйн, де 𝐹руйн – мінімальна руйнуюча сила на згинання

(табличні дані [9]).

Сила що діє на опорний ізолятор:

𝐹розр = √3 ∙𝑖у

2

𝑎∙ 𝑙 ∙ 10−7 , кН (8.7)

де 𝑖у – ударний струм короткого замиканя, А;

𝑙 – довжина прольоту між опорними ізоляторами, для шин 10 кВ

дорівнює 5 м, для шин 35 кВ приймається 10 м;

𝑎 – відстань між сусідніми фазами, приймається 0,85 м для шин 10 кВ та

0,95 м для шин 35 кВ.

Сила, що діє на прохідний ізолятор:

𝐹розр =1

2∙ √3 ∙

𝑖у2

𝑎∙ 𝑙 ∙ 10−7 , кН (8.8)

Таблиця 8.2 – Результати вибору ізоляторів

Ізолятор Тип ізолятору 𝑈ном , кВ 𝐹розр , Н 𝐹доп , Н 𝐻из, мм

Опорний 35 кВ С4-200 І УХЛ 35 896 2400 475

Прохідний 35 кВ ИП-35/400-750УХЛ1 35 448 750 1020

Опорний 10 кВ С6-80 І УХЛ 10 2367 3600 190

Прохідний 10 кВ ИП-10/5000-4250УХЛ1 10 1184 4250 736

68

8.3 Вибір апаратів

Дані технічних умов для вибору апаратів беруться з таблиці 6.1 та 8.1. Вибір

апаратів проводиться табличним методом.

На стороні 150 кВ обираються роз’єднувачі та обмежувачі перенапруги.

Роз’єднувач призначається для включення та відключення електричного

ланцюга без струму, або з незначним струмом, який для забезпечення безпечності

має між контактами у вимкненому положенні ізоляційний проміжок. Заземлюючі

ножі розташовуються з двох сторін: зі сторони заземлюючого контакту та зі

сторони шарнірного контакту.

В нейтралі трансформатору передбачається заземлювач нейтралі та

розрядник, призначений для захисту нейтралі від комутаційних та атмосферних

перенапруг.

Для ланцюгів релейного захисту в комплекті з основним апаратом

(вимикачем або трансформатором) поставляються вбудовані трансформатори

струму, які теж підлягають вибору по струму первинної обмотки, ближчому до

розрахункового.

Таблиця 8.3 – Вибір апаратів ВРП 150 кВ

Умови вибору 𝑈мер ≤ 𝑈ном ,

кВ 𝐼розр.макс ≤ 𝐼ном , А 𝑖у ≤ 𝑖пр.с, кА

𝐵к ≤ 𝐼𝜏2 ∙ 𝑡𝜏,

кА2∙с

Кат

алож

ні дан

і

Роз’єднувач

РГН-2-150/1000У1 150 ≤ 150 339 ≤ 1000 38,18 ≤ 100 56,3 ≤ 402 ∙ 3

Обмежувач перенапруги

ОПН-150У1

150 ≤ 154 – – –

Заземлювач ЗОН-150Т1

150 ≤ 150 339 ≤ 400 – 56,3 ≤ 6,32 ∙ 3

Розрядник

РВМГ-150МУ1 150 ≤ 150 – – –

Трансформатор струму

ТВТ-150-І-600/5 150 ≤ 150 339 ≤ 400 – 56,3 ≤ 252 ∙ 3

На стороні 35 кВ обираються наступні апарати: високовольтні вимикачі,

розрядники, роз’єднувачі, трансформатори струму, трансформатори напруги,

запобіжники.

Вимикачі використовуються для включення та відключення електричних

ланцюгів високої напруги під навантаженням, а також для відключення їх при

69

коротких замиканнях повинні мати достатню вимикаючу здатність, якомога

меншим часом дії та високою надійністю в роботі. Вони повинні бути вибухо- та

пожежобезпечними, простими по конструкції та зручними в експлуатації, розміри

та вага їх повинна бути мінімально. Найкращі показники (окрім номінального

струму) показують вакуумні вимикачі.

Таблиця 8.4 – Вибір апаратів ВРП 35 кВ

Умови вибору 𝑈мер ≤

𝑈ном , кВ

𝐼розр.макс ≤

𝐼ном , А

𝐼𝜏 ≤ 𝐼откл.ном ,

кА

𝑖у ≤ 𝑖пр.с,

кА

𝐵к ≤ 𝐼𝜏2 ∙ 𝑡𝜏,

кА2∙с

Кат

алож

ні дан

і

Вимикач ВР35НС-35/20/1600

35 ≤ 35 373≤ 1600

8,16 ≤ 20 22,2 ≤ 52 17,3 ≤ 202 ∙ 3

Обмежувач перенапруги ОПН-

РК-35/40,5/10/680 УХЛ1

35 ≤ 35 – – – –

Роз’єднувач

РДЗ-2-35/1000У1 35 ≤ 35

373≤ 1000

– 22,2≤ 100

17,3 ≤ 402 ∙ 3

Трансформатор

струму ТФЗМ-35А-У1

35 ≤ 35 373 ≤ 400 – 22,2 ≤ 84 17,3 ≤ 152 ∙ 3

Трансформатор

напруги ЗНОМ-35-65У1

35 ≤ 35 – – – –

Запобіжник ПКТ-101-35-8У1

35 ≤ 35 – 8,16 ≈ 8 – –

Виходячи з вибраної раніше схеми головних електричних з’єднань підстанції

попередньо необхідно обрати конструкцію РП 10 кВ для наступного зв’язку з нею

обираємих електричних апаратів, струмопровідних частин та їх розташування.

Для РП з однією системою збірних шин найбільш доцільним типом

конструкції є комплектний розподільчий пристрій (КРП). Найбільш надійними в

експлуатації є КРП з наявністю викатних елементів, так як вони забезпечують

зручність обслуговування та ремонту, а в необхідних випадках дозволяють

виконувати заміну пошкоджених викатних елементів.

Для КРП 10 кВ проектуємої підстанції використовуються шафи, які

поставляються комплектами запорізьким підприємством ТОВ НВП

«Техенергоснаб». З номенклатурного каталогу цього підприємства обираються

потрібні схеми шаф вводу, секціонування, трансформатора напруги, власних

потреб та інші. Результати вибору шаф наведені на другому кресленні графічної

70

частини. Для першої системи шин обираються шафи з номінальним струмом

збірних шин 1600 А, для другої – 3150 А.

На відходячих лініях обираються вакуумні вимикачі нового покоління серії

«ВВ\TEL», номінальним струмом 630 А, які мають струм відключення 20 кА.

Трансформатори напруги призначаються для зниження високої напруги до

стандартного значення 100 або 100√3 В та для відокремлення ланцюгів

вимірювання та релейного захисту від ланцюгів високої напруги.

Трансформатори струму призначені для зменшення первинного струму до

значень, найбільш зручних для вимірювальних пристроїв та реле (5 А). В

комплектних РУ використовуються опорно-прохідні (стрижневі) трансформатори

струму – ТЛМ, ТПЛК, ТНЛМ або шинні – ТШЛ. На стороні 10 кВ вибору

підлягають наступні апарати: ввідний та секційний вимикачі, розрядники,

запобіжники, трансформатори струму та напруги, заземлювачі.

Трансформатори струму нульової послідовності обираються типу ТЗЛМ-600.

Таблиця 8.5 – Вибір апаратів ЗРП 10 кВ

Умови вибору 𝑈мер ≤

𝑈ном , кВ

𝐼розр.макс ≤

𝐼ном , А

𝐼𝜏 ≤ 𝐼откл.ном ,

кА 𝑖у ≤ 𝑖пр.с, кА

𝐵к ≤ 𝐼𝜏2 ∙ 𝑡𝜏,

кА2∙с

Кат

алож

ні дан

і

Вимикач

ВМПЭ-10-

3150-31,5УЗ

10 ≤ 10 2745 ≤ 3150 17,8 ≤ 35 17,8 ≤ 52 81,9 ≤ 202 ∙ 3

Обмежувач перенапруги

ОПН-РВ-10-УХЛ1

10 ≤ 10 – – – –

Роз’єднувач

РДЗ-2-35/1000У1

35 ≤ 35 3810 ≤ 1000 – 22,2 ≤ 100 81,9 ≤ 402 ∙ 3

Трансформатор струму

ТШЛ-10-У3

10 ≤ 10 3810 ≤ 4000 – 22,2 ≤ 100 81,9 ≤ 352 ∙ 3

Трансформатор напруги

ЗНОЛ-6-10У3

10 ≤ 10 – – – –

Запобіжник ПКТ-101-10

10 ≤ 10 – 17,8 ≤ 31,5 – –

71

9 КОМПОНУВАННЯ ТА КОНСТРУКТИВНА ЧАСТИНА ПІДСТАНЦІЇ

Задача вибору компонування підстанції зводиться до вибору такого плану

розташування обладнання та будівель, яке б забезпечувало якомога менші

земельні відчуження, зручність обслуговування та ремонту окремих частин

підстанції, а також безпеку в експлуатації, яка досягається забезпеченням

зовнішньої ізоляції струмоведучих частин.

Проектуєма підстанція виконується комплектною, виробництва ТОВ

«Високовольтний Союз» [16]. Комплектні трансформаторні підстанції

виготовляються на заводах та крупноблочними вузлами поставляються на місце

монтажу. Широке впровадження комплектних блочних трансформаторних

підстанцій (КТПБ) дозволило індустриалізовати та прискорити монтаж

підстанцій, забезпечити максимальну безпечність при обслуговуванні та

зменшити габарити підстанцій. КТПБ монтується з укрупнених блоків: ліній,

вводів, шинних апаратів, роз’єднувачів, вимикачів, опорних ізоляторів, жорсткої

ошинування.

При розробці генерального плану будівлі та спорудження ПС групуються в

дві основні зони:

– зона основних технологічних будівель та споруджень

(загальнопідстанційний пункт управління, будівля релейного щита,

будівля ЗРП, ВРП, трансформаторна група);

– зона допоміжних будівель та споруджень (будівля масляного

господарства, відкритий склад масла, гараж, склад, резервуари

пожежного водопостачання та інше).

У відповідності з вимогами норм технологічного проектування підстанцій

[5], щільність забудівлі підстанції 150 кВ повинна бути не менше 75%.

72

9.1 Конструрція ВРП

ВРП підстанції – це усе електрообладнання, від заходів повітряних ліній до

шин 10 кВ, які з’єднують трансформатор з КТП.

Традиційні схеми конструкцій ВРП виконуються гнучким ошинуванням, що

потребує великої кількості портальних конструкцій, ускладнює та удорожчує

монтаж, який доводиться проводити на висоті. Нові конструкції ВРП з

використанням крупноблочних вузлів заводського виготовлення, що виконуються

жорсткими а не гнучкими шинами, були розроблені інститутом

«Энергосетьпроект». В якості збірних шин використовуються труби, що

закріплюються на ізоляторах, які встановлюються на залізобетонних опорах

висотою близько 4,5 м. Шинні роз’єднувачі розташовуються на типових опорних

конструкціях, нижче збірних шин. Площа розподільчого пристрою такого типу

менше площі традиційного, витрата збірного залізобетону, металоконструкцій та

вартість будівельно-монтажних робіт теж менша, тому для ВРП підстанції

обирається саме цій тип конструкції, варіації компонування якої пропонує

Рівненський завод високовольтної апаратури.

Для даної підстанції обираються шинні портали типу ПС-150ш, висотою 8,2

м. Враховуючи зменшення висоти на ізолятори та від стріли провисання проводу

150 кВ, відстань по вертикалі між фазами 150 та 35 кВ буде не менше 4,5 м, що

відповідає вимогам ПУЕ до зовнішньої ізоляції. При цьому згідно до норм

технологічного проектування підстанцій [5], шинні портали встановлюються так,

щоб між двома порталами знаходився лише один елемент мережі 35 кВ.

При проектуванні струмоведучих частин обладнання підстанції необхідно

забезпечити необхідний рівень зовнішньої ізоляції. Для забезпечення зовнішньої

ізоляції усі відстані між струмоведучими вузлами та від них до різних елементів

ВРП обираються у відповідності з вимогами ПУЕ [1, п. 1.12].

Вибір мінімальних відстаней між струмоведучими частинами ВРП

здійснюється у відповідності до вимог глави 4.2 ПУЕ [1]. Результати вибору

відстаней між неізольованими струмопровідними частинами різних фаз, від

неізольованих струмоведучих частин до землі, заземлених конструкцій та огорож,

а також між струмоведучими частинами різних ланцюгів зведені в таблицю 10.1.

В ВРП 150 кВ передбачається проїзд вздовж трансформаторів для рухомих

монтажно-ремонтних механізмів та застосувань, а також рухомих лабораторій.

73

Габарит проїзду обирається не менше 4 м по ширині та 5 м по висоті від рівня

полотна дороги. Для ревізії трансформаторів передбачається ділянка біля

трансформаторів з можливісті використання автокранів.

Для підйому апаратів та шин на потрібну висоту використовуються лінійні

та шинні портали, опори під апаратами, які виконуються стандартними –

залізобетонними.

Кабелі підстанції прокладаються в лотках з залізобетонних плит, які

служать одночасно пішохідними доріжками. В містах пересічення з дорогою

лотки прокладаються під проїзною частиною дороги.

Під силовими трансформаторами та масляними реакторами передбачається

масло приймач, укладається шар гравію товщиною не менше 25 см і масло стікає

в аварійних випадках в масло збірники.

Кабелі оперативних ланцюгів, ланцюгів управління, релейного захисту та

автоматики прокладають в лотках з залізобетонних конструкцій без заглиблення

їх в грунт або в металевих лотках, підвішених до конструкцій ВРП.

Територія ПС огороджується суцільним парканом з залізобетонних

конструкцій висотою 2,5 м, по верхів’ю огородження встановлюється козирок з

трьох нітей колючого дроту, з нахилом внутрь території ПС.

Кабельне господарство розташовується в кабельному підвалі під приміщенням

ЗРП.

Згідно з ПУЕ приймаються наступні відстані між струмоведучими

частинами:

Таблиця 9.1 – Вимоги до зовнішньої ізоляції

Між фазами в лінійних порталах 150 кВ 3м

Між фазами та конструкціями в лінійних порталах 150 кВ 2,55 м

Між опорами лінійних порталів 150 кВ 11,1 м

Відстань між фазами в шинних порталах 150 кВ 4,25 м

Між фазами та опорами в шинних порталах 150 кВ 2,13 м

Відстань між фазами 10 кВ 0,8 м

Відстань по вертикалі між перехрещуючимися лініями 10 кВ і менше 2 м

Відстань по вертикалі між перехрещуючимися лініями 35 кВ і менше 3 м

Відстань по вертикалі між перехрещуючимися лініями 150 кВ і менше 4 м

74

З’єднання силового трансформатору з ЗРП 10 кВ виконується шинним

мостом. Жорсткі шини коробчастого перерізу кріпляться на штирьових

ізоляторах, що встановлюються на металевих конструкціях. На виводі РУ та біля

трансформатору передбачені шинні компенсатори.

Гнучкі шини кріпляться за допомогою підвісних ізоляторів до порталів, на

або металевих стійках.

9.2 Приміщення підстанції

Для управління трансформаторами, лініями 35 кВ, акамуляторною батареєю

і контролю роботи основних елементів підстанції будуються

загальнопідстанційний пункт управління (ЗПУ). В ЗПУ розташовуются панелі

управління власних потреб та релейного захисту, пристій зв’язку, майстерня для

приїздних ремонтних бригад, службова кімната та інше.

У відповідності до рекомендацій [5], секції РП 10 кВ розташовуються в

окремих, ізольованих одне від одного приміщеннях.

В ВРП 10 кВ встановлюються шафи КРП заводського виготовлення. Для

ремонту та зберігання викатних елементів в ЗРП передбачається спеціальне місце.

Шини від ВРП заходять до КРП за допомогою шинних вводів типу ШШВ.

Секційний зв’зок забезпечується шинними перемичками типу ШШП, які

проходять між приміщеннями ЗРП на висоті 2750 м.

Для запобігання випадкових доторкань, струмоведучі частини поміщаються

в камери або огороджуються сіткою. Висота огородження 1,9 м.

Неізольовані струмоведучі частини, розташовані над полом на висоті до 2,5

м огороджуються сітками, причому висота проходу під сіткою дорівнює 2 м.

Для зручності проведення оглядів обладнання а також переміщення та

розвороту викатних тележек, ширина коридору обслуговування передбачається 2

м. При наявності проходу з задньої сторони КРП, його ширина обирається 0,8 м.

Передбачається два вихода по кінцям РП.

Так як максимальні перерізи кабельних виводів комірок КРП не повинні

перевищувати 240 мм2, для кабелів перерізом 300 та 400 мм2 використовуються

комірки КРП з двома кабельними виводами відповідно 150 та 240 мм2, котрі потім

з’єднуються в одну кабельну лінію за допомогою муфти.

75

10 ВЛАСНІ ПОТРЕБИ ПІДСТАНЦІЇ

Електропостачання споживачів власних потреб підстанції «Новозапорізька»

здійснюється від знижувальних трансформаторів 10/0,4 кВ, які підключаються до

збірних шин через запобіжники. Споживачі змінного струму живляться від

мережі з глухо заземленою нейтраллю. У відповідності з вимогами ПУЕ в якості

оперативного струму підстанції використовується постійний струм.

Систему електропостачання власних потреб проектуємої підстанції можна

розділити на дві складові:

– ЩВП (щит власних потреб змінного струму 0,4 кВ);

– СОПС (система оперативного постійного струму 0,22 кВ).

Споживачі власних потреб підстанції приєднуються до шин змінного

струму 0,4 кВ. Ці шини складаються з однієї шафи вводу та секційного зв’язку

типу ШО01-02 та двох розподільчих шаф типу ШО11-02. До цих самих шин

під’єднуються і зарядні пристрої СОПС.

СОПС є серцем підстанції, при повному знеструмленні її вона забезпечує

автономне живлення найважливіших органів, таких як аварійне освітлення,

пристрої системи управління, сигналізації, автоматики, релейного захисту. СОПС

проектуємої підстанції має наступний вигляд: від шин змінного струму напруги

0,4 кВ отримують живлення шафа оперативного постійного струму типу ШОТ-01,

яка має в своєму складі зарядно-випрямні пристрої типу , які в свою чергу

живлять щит постійного струму типу ЩПТ та підзаряджають встановлені в ШОТ-

01 акумуляторні батареї. Від ШПТ живляться шини живлення та управління.

Усе електричне обладнання власних потреб підстанції поставляється

Харківським електрощитовим заводом.

Для того, щоб правильно вибрати трансформатори, кабелі, в системі

власних потреб, необхідно правильно розрахувати навантаження в системах

постійного та змінного струму. Згідно [1], на всіх двох трансформаторних

підстанціях встановлюються два трансформатора власних потреб, потужність

яких обирається по навантаженню ВП з урахуванням коефіцієнта завантаження.

До складу електроприймачів власних потреб проектуємої відносяться:

вентилятори охолодження силових трансформаторів, пристрої підігріву масла та

приводів відкрито розташованих вимикачів та роз’єднувачів, пристрої опалення

та вентиляції закритих приміщень, зарядні та підзарядні агрегати, масляне

господарство, освітлення підстанції, навантаження оперативних ланцюгів.

76

10.1 Освітлення підстанції

Для освітлення відкритого та закритого розподільчих пристроїв підстанції

використовується робоче освітлення, яке включає в себе стаціонарне, ремонтне та

місцеве освітлення. Живлення мережі робочого освітлення виконується від

загальних з силовими споживачами трансформаторів власних потреб з

глухозаземленою нейтраллю. При цьому захисні та роз’єднуючі автоматичні

вимикачі встановлюються лише в фазних проводах. В нульових проводах

комутаційні апарати не встановлюються.

Для забезпечення світлом підстанції в випадку аварійного відключення

робочого опалення, на підстанції передбачається аварійне освітлення, яке

живиться від оперативного постійного струму. Аварійне освітлення виконується

лише в приміщені щита управління, з лампами накалювання в якості джерел

світла.

Ремонтне освітлення живиться від встановленого знижуючого

трансформатору з виконанням стаціонарної мережі напругою 12 у відповідності з

ПУЕ.

Для освітлення території підстанції використовуються чотири встановлені

на блоках та порталах ВРП освітлювальні установки типу ОУ-2, на кожній з яких

встановлено чотири світильника потужністю 300 Вт на висоті близько 7 м.

При розрахунку освітлення приміщень підстанції треба враховувати багато

факторів. Різні приміщення підстанції часто різко відрізняються одне від одного

характером протікаючих в них технологічних процесів, умовами експлуатації та

зорової роботи. Це потрібно враховувати при виборі системи освітлення, рівня

освітленості, типу освітлювальних приладів, виду проводки.

Коефіцієнт використання освітлювальної установки в значній мірі

визначається коефіцієнтами відображення світла стінами, пологою приміщень та

технологічним обладнанням. Для підвищення коефіцієнта використання

світлового потоку, покращення зовнішнього вигляду приміщення, зменшення

контрасту між освітленими поверхнями та навколишнім фоном, стіни та стеля в

приміщеннях підстанції забарвлюються в світлі тони з великим коефіцієнтом

віддзеркалення: стеля в білий, стіни – в блідно-жовтий. Технологічне обладнання

обирається світлих тонів.

Світлотехнічний розрахунок виконують з урахуванням коефіцієнту запасу,

який компенсує зниження освітленості в процесі експлуатації: забруднення

світильників та відображаючих поверхонь приміщень, зниження світлового

потоку ламп к кінцю терміна служби. Коефіцієнти запасу приймають з

77

урахуванням умов експлуатації: запиленості приміщень та строків очищення

освітлювальних приладів.

Тому найкращім методом розрахунку освітлення приміщень буде метод

коефіцієнта використання світлового потоку. Згідно цьому методу розрахункове

значення світлового потоку однієї лампи в кожному світильнику визначається за

формулою:

Флр =𝐸н ∙ 𝑘з ∙ 𝐹 ∙ 𝑧

𝑁св ∙ 𝜂, лм (10.1)

де 𝐸н – нормоване значення освітленості, лк;

𝑘з – коефіцієнт запасу (приймається 1,4 для газорозрядних ламп та 1,2

для ламп накалювання);

𝐹 – освітлювальна площа, м2;

𝑧 – коефіцієнт нерівномірності освітлення, який приймається 1,15 для

ламп накалювання та 1,1 для люмінесцентних ламп;

𝑁св – кількість світильників;

𝜂 – коефіцієнт використання світлового потоку освітлювальної

установки, який звичайно залежить від розмірів та характером

поверхонь приміщення.

Живлення світильників загального освітлення ЗРП здійснюється від мережі

власних потреб напругою 220 В змінного струму з заземленою нейтраллю.

Аварійне освітлення не потрібне, так як у випадку відключення освітлення дії

персоналу у темряві не можуть призвести до вибуху, пожежі чи довготривалого

порушення технологічного процесу. Для приміщень ЗРП розраховується система

загального освітлення з рівномірним розташуванням джерел світла.

Згідно обраному конструктивному виконанню ЗРП (розділ 9), його розміри

дорівнюють 15500×6600×4200. Схематичний план ЗРП наведений на рисунку 9.1.

Згідно нормам освітлення електричних підстанцій [18], в приміщеннях КРП,

освітлення коридорів управління та обслуговування РП повинна бути не менше 75

лк при газорозрядних лампах та 30 лк при лампах накалювання, на рівні

обслуговуємого обладнання. Аварійне освітлення в приміщеннях ЗРП повинно

забезпечувати освітленість 5 лк.

Найкращі показники економічності виказують світильники з

люмінесцентними лампами, тому для робочого освітлення використовуємо самє

їх. Рівень нормованої освітленості для робочого освітлення таким чином дорівнює

𝐸н.р = 75 лк.

78

Рисунок 10.1 – Схематичний план ЗРП

Очевидно, що для забезпечення нормальної освітленості в заданому

приміщенні, найкращім варіантом освітлення буде встановлення двох рядів

світильників з люмінесцентними лампами над комірками КРП. При цьому

світильники приєднуються до стелі, тип світильників обирається з кривою сили

79

світла (КСС) типу Л (дивись рисунок 9.2), яка забезпечить освітлення головного

коридору, та коридорів задніх стінок КРП.

Рисунок 10.2 – Типи КСС

Наступний розрахунок проводимо в послідовності:

1) Визначаємо висоту робочої поверхні, як найменшу висота

розташування основних приладів комірок КРП: ℎр = 0,7 м.

Висота розміщення джерел світла над робочою поверхнею визначається:

ℎ = ℎс − ℎр, (10.2)

де ℎс – висота підвісу світильників, враховуючи, що світильники

підвішуються безпосередньо до стелі, ℎс = 4 м.

ℎ = 4 − 0,7 = 3,3 м

2) Визначаємо значення індексу приміщення, який характеризує

співвідношення розмірів освітлюваного приміщення і висоти розміщення

світильників:

𝑖п =𝐴 ∙ 𝐵

ℎ ∙ (𝐴 + 𝐵), (10.3)

де 𝐴, 𝐵 – відповідно довжина і ширина приміщення, м.

80

𝑖п =15,1 ∙ 6,2

3,3 ∙ (15,1 + 6,2)= 1,33

3) З довідкової літератури визначаємо коефіцієнти відбиття світлового

потоку від стелі, підлоги і стін приміщення [18, табл. 8.2]. Для чистої побіленої

стелі, світлої поверхні стін та сірої підлоги значення коефіцієнтів відбиття

дорівнюють відповідно: 𝜌стелі = 70%, 𝜌стін = 50%, 𝜌підлоги = 30%.

4) З довідкових таблиць [2, табл. 7] визначається коефіцієнт

використання світлового потоку, створюваного світильниками вибраного типу.

Для індексу приміщення 1,33, обраних коефіцієнтів відбиття та КСС типу Л він

дорівнює:

𝜂 = 0,6

Визначається необхідна кількість світильників, для чого визначається

бажана відстань між світильниками в ряду:

𝐿 = ℎ ∙ (𝐿/ℎ), (10.4)

де 𝐿/ℎ – відношення, яке забезпечує найбільшу рівномірність розподілу

освітленості і максимальну енергетичну ефективність, для

світильників з КСС типу Л дорівнює 1,6.

𝐿 = 3,3 ∙ 1,6 = 5,3 м

Число світильників в ряду, що відповідає цій відстані дорівнює 3. Таким

чином сумарна кількість світильників в приміщенні дорівнює 𝑁св = 6.

5) За формулою 9.1 визначається розрахункове значення світлового

потоку джерела світла в світильнику:

𝐹лр =75 ∙ 1,4 ∙ 24,8 ∙ 1,1

6 ∙ 0,6= 796 лм

Найближча стандартна лампа за величиною світлового потоку це

економічна лампа ЛДЦ-18 номінальний світловий потік якої дорівнює 850 лм,

потужність дорівнює 18 Вт. Для цих ламп використовуються світильники типу

ЛСП-18, коефіцієнт корисної дії яких дорівнює 𝜂св = 0,7. Розміри світильника

710×240×126.

81

Схема розміщення світильників наведена на рисунку 9.3.

Рисунок 10.3– Схема розміщення світильників ЗРП

Визначення сумарної встановленої потужності робочого освітлення ЗРП

проводиться за формулою:

𝑃вст.осв =𝑃св ∙ 𝑁св

𝜂св

, (10.5)

де 𝑃св – потужність встановлених в світильнику ламп, Вт.

𝑃вст.осв =18 ∙ 6

0,7= 155 Вт

Реактивна потужність з урахуванням коефіцієнта потужності 0,85 дорівнює:

𝑄вст.осв = 95 Вар

В тому ж самому порядку проводиться розрахунок аварійного освітлення,

яке виконується лампами накалювання. В результаті розрахунку отримуємо, що

для забезпечення аварійного освітлення необхідно встановити дві лампи

накалювання потужністю 60 Вт на виходах.

Аналогічно наведеному вище розрахунку проводиться розрахунок

освітлення приміщення ЗПУ та зовнішнього освітлення. Результати розрахунків

зведені в таблицю 10.1.

82

Таблиця 10.1 Результати розрахунку освітлення підстанції.

Приміщення Освітл. 𝐸н Лампи Світильники КСС Nсв 𝑃вст.осв

, кВт

𝑄вст.осв ,

кВАр

ЗРП роб. 75 ЛДЦ-18 ЛСП-18 Л 6 0,155 0,095

ЗПУ роб. 200 ЛДЦ-36 ЛСП-36 Д 4 0,205 0,11

авар. 30 БК125-60 НПП-03 Д 2 0,16 0

Апаратна

маслогосподарства роб. 75 ЛДЦ-18 ЛСП-18 Д 2 0,06 0,032

Зовнішнє освітлення роб. – – ОУ-2 – 16 4,8 0,9

Таким чином, сумарне навантаження освітлення дорівнює 5,5 кВА.

10.2 Розрахунок силових навантажень власних потреб

Розрахунок силових навантажень власних потреб проводиться методом

коефіцієнта попиту. Для кожного споживача власних потреб активне

навантаження розраховується наступним чином:

𝑃розр = 𝑃уст ∙ 𝑘п , кВт (10.6)

де 𝑃уст – установлена (паспортна) потужність електроприймачів, кВт;

𝑘п – коефіцієнт попиту, який характеризує коефіцієнти одночасності та

завантаженості обладнання.

Результати розрахунку зводяться в таблицю 9.1.

Таблиця 10.2 – Розрахункові навантаження споживачів власних потреб

Кількість,

шт Pуст, кВт

cosфи kп Pрозр,

кВт Qрозр, кВАр

Підігрів та вентиляція оперативного пункту управління

– 50 0,9 0,8 40 30

Підігрів приміщення оперативно-

виїзної бригади – 5,5 1 1 5,5 0

Опалення приміщення ЗРП 2 15 0,9 1 30 14,5

Вентиляція приміщення ЗРП 2 6 0,85 0,9 11 6,8

Система охолодження силових

трансформаторів 2 5 0,85 0,85 8,5 5,27

Щит оперативного струму 2 7 1 1 14 0

Підзарядно-зарядний агрегат 2 35 1 0,12 8,4 0

83

Продовження таблиці 10.2

Апаратура зв’язку та телемеханіки

– 2,1 1 1 2,1 0

Опалення приводів вимикачів СН 7 0,5 1 1 3,5 0

Підігрів шаф КРУ-10 58 1 1 1 58 0

Пристрої РПН 2 5 0,8 0,85 8,5 6,4

Освітлення приміщень – 0,5 – 1 0,5 0,24

Зовнішнє освітлення – 4,8 1 0,5 2,4 0,45

Маслогосподарство 1 70 1 1 70 0

Сумарне силове навантаження: 211 34,5

Розрахункова потужність власних потреб підстанції:

𝑆ВП розр = √2112 + 34,52 = 214 кВА

Вибір трансформатору проводиться з урахуванням перевантажувальної

здатності в 140%:

𝑆т.вп ≥𝑆ВП розр

1,4=

214

1,4= 153 кВА

Для електропостачання споживачів ВП підстанції обираються 2

трансформатори типу ТМ-160/10, технічні характеристики якого наведені в

таблиці 10.2.

Таблиця 10.3 – Технічні дані трансформатору ВП

Тип

трансформатору

𝑆ном,

кВА

𝑈ном, кВ ∆𝑃х, кВт ∆𝑃к, кВт 𝑈к, % 𝐼х, %

ВН НН

ТМ-160/10 160 10 0,4 0,45 2,6 4,5 1,9

84

10.3 Розрахунок струмів КЗ власних потреб

При проектуванні розподільчих пристроїв власних потреб, обладнання, яке

встановлюється, повинне перевірятися на електродинамічну та термічну стійкість.

Встановлений апарат повинен витримувати без механічних пошкоджень струми

КЗ. Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях за наведеною в

розділі 6 методикою. Базисна напруга дорівнює 154 кВ.

Рисунок 9.4 – Схема заміщення КЗ власних потреб

Визначення опору кабельної лінії (довжина КЛ від КРП до ЗПУ 30 м):

𝑋кл = 0,111 ∙ 0,03 ∙1542

10,52= 0,64 Ом

𝑅кл = 0,411 ∙ 0,03 ∙1542

10,52= 2,58 Ом

Визначення опорів трансформатору проводиться за наступними формулами:

𝑅т =∆𝑃к ∙ 𝑈б

2

𝑆т2

=2,6 ∙ 1542

1602= 2408,6 Ом

𝑍т =𝑈к %

100∙

𝑈б2

𝑆ном

=4,5

100∙1542

160= 6670,1 Ом

𝑋т = √𝑍т2 − 𝑅т

2 = √6670,12 − 2408,62 = 6220 Ом

Результуючий опір до точки К4:

𝑅рез = 𝑅Σ3 + 𝑅кл + 𝑅т + 𝑅пер ,

85

𝑋рез = 𝑋Σ3 + 𝑋кл + 𝑋т ,

де 𝑅пер – перехідний опір контактів, згідно 3 [15] дорівнює 0,015 Ом, тобто

з приведенням до базисної напруги дорівнює 889,4 Ом.

𝑅рез = 0,59 + 0,64 + 2408,6 + 889,4 = 3299 Ом

𝑋рез = 73,62 + 0,64 + 6220 = 6294,3 Ом

𝑍рез = √32992 + 6294,32 = 7106 Ом

𝐼К4 =𝑈баз

2

√3 ∙ Хрез ∙ 𝑈ном

=1542

√3 ∙ 7106 ∙ 0,4= 4,82 кА

Ударний струм визначається:

𝑖у = √2 ∙ 𝐼К ∙ 𝑘у

де 𝑘у – ударний коефіцієнт, який дорівнює 1,19 для 𝑋рез

𝑅рез= 1,9.

𝑖у4 = √2 ∙ 4,82 ∙ 1,19 = 8,11 кА

10.4 Розрахунок та вибір елементів обладнання власних потреб підстанції

На стороні 10 кВ для живлення власних потреб підстанції обирається

комірка з запобіжником типу ПКТ-111-10-16-20-У3. Уставка спрацювання

запобіжника приймається з урахуванням допустимого 140% перевантаження

трансформатору:

𝐼ном ≥1,4 ∙ 𝑆ном.т

√3 ∙ 𝑈ном

=1,4 ∙ 160

√3 ∙ 10= 12,9 А

В якості трансформаторів струму 10 кВ обираються сухі опорні типу ТЛК-

10-50-У3, з номінальним первинним струмом 50 А. Вибір завищеного первинного

86

струму диктується необхідністю забезпечення термічної стійкості.

Трансформатори струму нульової послідовності обираються ТЗЛМ-600.

На стороні 0,4 кВ обираються проводи та комутаційні апарати. В якості

проводу використовується трьохжильний провід типу АВВГ(силовий, с

алюмінієвими жилами, полівінілхлоридною оболонкою та ізоляцією). Переріз

проводу обирається по економічній густині струму та перевіряється на тривало

допустимий нагрів по формулам 8.1, 8.2. Також обрані проводи повинні

задовольняти умові термічної стійкості. Мінімальний переріз проводу за умовою

термічної стійкості розраховується:

𝑆терм мин =𝐼К4 ∙ √𝑡

С, мм2 (9.2)

де 𝑡 – час спрацювання струмової відсічки, для вимикачів 0,4 кВ та

запобіжників 10 кВ приймається 0,1 с;

С = 95 – постійне значення для кабелів з алюмінієвими жилами.

𝑆терм мин =4820 ∙ √0,1

95= 16 мм2

В якості комутаційних апаратів обираються автоматичні вимикачі типу

ВА88 для вводу та секціонування, та типу А3124 для відходячих ліній.

Обираються уставки спрацювання розчеплювача та струмової відсічки кожного

вимикача. Струм уставки спрацювання розчеплювача обирається зі стандартних

значень струму розчеплювача для кожного вимикача за виразом:

𝐼розч ≥ 1,25 ∙ 𝐼розр

де 𝐼розр – розрахунковий струм елементу.

Уставка струмової відсічки 𝐼відс обирається рівною:

𝐼відс = 10 ∙ 𝐼розч

87

Таблиця 9.4 – Вибір обладнання та елементів захисту на стороні 0,4 кВ

Найменування 𝐼розр ,

А

𝑆доп ,

мм2

𝑆ек , мм2

Тип та переріз

проводу

Апарат захисту

Тип Iном, А Iрозч, А Iвідс , А

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Ввідний вимикач 324 150 150 3× АВВГ-1×150+1×120 ВА88-35 400 315 3150

Секційний вимикач 161 – – – ВА88-35 400 250 2500

Підігрів та вентиляція оперативного пункту управління

72,3 25 35 АВВГ-3×35+1×25 А3124 100 80 800

Підігрів приміщення оперативно-виїзної бригади 7,9 16 6 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Опалення приміщення ЗРП 24,1 16 16 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Вентиляція приміщення ЗРП 9,4 16 6 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Система охолодження силових трансформаторів 7,3 16 6 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Щит оперативного струму 20,2 16 16 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Підзарядно-зарядний агрегат 6,1 16 4 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Апаратура зв’язку та телемеханіки 3,0 16 2,5 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Опалення приводів вимикачів 35 кВ 5,1 16 4 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Підігрів шаф КРП-10 42,4 16 25 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Пристрій РПН 7,7 16 6 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Освітлення приміщень 0,8 16 2,5 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Зовнішнє освітлення 3,5 16 2,5 АВВГ-3×16+1×10 А3124 100 15 150

Маслогосподарство 101,2 50 70 АВВГ-3×70+1×50 А3124 100 15 150

88

11 РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ ТА АВТОМАТИКА ПІДСТАНЦІЇ

Вибір релейного захисту проводиться у відповідності з вимогами ПУЕ [1].

Існують два варіанти релейного захисту: на мікропроцесорній та

електромеханічній базі. Враховуючи високу вартість мікропроцесорних реле

(наприклад вартість ДЗТ-11 в 50 раз нижче вартості мікропроцесорного аналогу),

а також більш високу надійність та термін експлуатації, що має електромеханіка,

при тих самих технічних показниках, елементною базою для релейного захисту та

автоматики проектуємої підстанції обираються електромеханічні реле.

11.1 Релейний захист трансформатору

В процесі експлуатації в обмотках трансформаторів можуть виникати КЗ

між фазами, замикання однієї або двох фаз на землю, замикання між витками

однієї фази і замикання між обмотками різних напруг. На вводах

трансформаторів, ошинуванні та в кабелях можуть також виникати КЗ між

фазами та на землю. В експлуатації можуть виникати порушення нормальних

режимів роботи трансформаторів, до яких відносяться: проходження крізь

трансформатор або надструмів при пошкодженні інших пов’язаних з ними

елементів, перевантаження, виділення з масла горючих газів, зниження рівня

масла, підвищення його температури. В залежності від небезпеки пошкодження

для порушення нормального режиму трансформатору, захист, що фіксує

порушення, діє на сигнал, розвантаження або відключення трансформатору.

У відповідності до ПУЕ та норм технологічного проектування підстанцій

[5], на трансформаторах проектуємої підстанції передбачаються наступні захисти:

– диференційний захист;

– газовий захист;

– захист пристрою РПН;

– резервні захисти на сторонах вищої, середньої та нижчої напруги;

– захист від однофазних КЗ на стороні 150 кВ.

Диференційний захист виконаний на принципі порівняння струмів на вході і

виходах, застосовується як основний швидкодіючий захист трансформаторів.

Захист абсолютно селективний, реагує на пошкодження в обмотках, на виводах, в

з’єднаннях з вимикачами і діє на відключення трансформатора з усіх боків без

витримки часу. Диференційний захист трансформатору виконується одним або

89

двома комплектами реле ДЗТ-11. Необхідність використання двох комплектів для

трансформаторів 63 МВА диктується вимогами норм технологічного

проектування підстанцій в цілях підвищення надійності відключення КЗ в

трансформаторі та покращення умов селективності дії резервних захистів. Щоб

визначити кількість комплектів ДЗТ-11, необхідно перевірити один комплект

захисту на чутливість. Для цього в табличній формі проведемо розрахунок

диференційного захисту трансформатору.

Таблиця 11.1 – Розрахунок захисту з ДЗТ-11

Найменування

Величини

Позначення та

метод визначення

Числове значення для сторони

150 кВ 35 кВ 10 кВ

Первинний струм на

сторонах захищаємого

трансформатору, що

відповідає його

номінальній потужності, А

𝐼ном =𝑆ном

√3 ∙ 𝑈ном.ср

63000

√3 ∙ 154=

= 236

63000

√3 ∙ 38,5=

= 945

63000

√3 ∙ 11=

= 3307

Схема з’єднання

трансформаторів струму – У У Д

Коефіцієнт трансформації трансформаторів струму

𝐾1 400/5 1500/5 4000/5

Вторинний струм в плечах

захисту, що відповідає

номінальній потужності

захищає мого

трансформатору, А

𝐼ном.в =𝐼ном ∙ 𝑘сх

𝐾1

236 ∙ 1

400/5=

= 2,95

945 ∙ 1

1500/5=

= 3,15

3307 ∙ √3

4000/5=

= 7,16

Тормозну обмотку реле вмикаємо на суму струмів трансформаторів струму,

встановлених на сторонах низької та середньої напруги.

Мінімальний струм спрацювання захисту визначається за умовою відбудови

від кидка намагнічуючого струму при ввімкненні ненавантаженого

трансформатору під напругу:

𝐼сз.𝑚𝑖𝑛 = 1,5 ∙ 𝐼ном.вн = 1,5 ∙ 236 = 354 А

90

Визначаються кількості витків робочої обмотки реле для основної сторони

150 кВ та для інших сторін – 35 та 10 кВ, виходячи зі значення мінімального

струму спрацювання захисту (354 А). Розрахунки зведені в таблицю 10.2.

Таблиця 11.2 – Розрахунок кількості витків

Найменування величини Позначення та метод

визначення Числове значення

Струм спрацювання реле на

основній стороні, А 𝐼с.р.осн =

𝐼с.з ∙ 𝑘сх

𝐾𝐼150

354 ∙ 1

400/5= 4,43

Кількість витків обмотки НТТ

реле для однієї сторони: Розрахункове

Прийняте

𝑤осн.розр =𝐹с.р

𝐼с.р.осн

𝑤осн = 𝑤𝐼ур

100

4,43= 22,57

22

Кількість витків робочої обмотки

НТТ реле для сторони 35 кВ: Розрахункове

Прийняте

𝑤𝐼розр = 𝑤осн ∙𝐼осн.в

𝐼𝐼в

𝑤𝐼 = 𝑤𝐼ур

23 ∙2,95

3,15= 21,54

22

Кількість витків робочої обмотки НТТ реле сторони 10 кВ:

Розрахункове

Прийняте

𝑤𝐼𝐼розр = 𝑤осн ∙𝐼осн.в

𝐼𝐼𝐼в

𝑤𝐼𝐼 = 𝑤𝐼𝐼ур

23 ∙2,95

7,16= 9,48

10

Визначається необхідна кількість витків гальмівної обмотки НТТ реле. Для

цього розглядаються зовнішні КЗ між трьома фазами в максимальному режимі

роботи системи (розділ 6). При ввімкненні гальмівної обмотки на суму струмів

трансформаторів струму, встановлених на сторонах середньої та низької напруги,

розрахунковим є КЗ на стороні НН. Виходячи з отриманих значень струмів

(розділ 6), визначається первинний струм небалансу і необхідна кількість витків

гальмівної обмотки. Розрахунки зведені в таблицю 10.3.

91

Таблиця 11.3 – Розрахунок гальмівної обмотки

Найменування

величини Позначення та метод визначення Числове значення

Результуючий струм в

гальмівній

обмотці, А

𝐼торм = 𝐼торм.НН − 𝐼торм.СН ∙𝐼СН.в

𝐼НН.в

|1210 −

1210

2∙

3,15

7,16|

= 944

Первинний

розрахунковий

струм

небалансу з

урахуванням

поставної

𝐼нб.розр′′′ , А

𝐼нб.розр = |𝑘пер ∙ 𝑘одн ∙ 𝜀 ∙ 𝐼к.мах|

+ |(∆𝑈𝑎 ∙ 𝑘ток𝛼 + ∆𝑈𝛽 ∙ 𝑘ток𝛽 )

∙ 𝐼к.мах|

+ |𝑤𝐼розр − 𝑤𝐼

𝑤𝐼розр

∙ 𝑘ток𝐼

+𝑤𝐼𝐼розр − 𝑤𝐼𝐼

𝑤𝐼𝐼розр

| ∙ 𝐼к.мах

1∙1∙0,1∙1210+(0,16·

·0,5+0,05∙0,5)∙1210+

+|(21,54-22)/21,54·

∙0,5-(9,48-10)/9,48∙

·1|∙1210=301,5

Прийняте 𝑤торм.розр = 𝑘отс ∙

𝐼нб.розр ∙ 𝑤роб.розр

𝐼гальм ∙ 𝑡𝑔𝛼

𝑤гальм = 𝑤т

1,5 ∙ 301,5 ∙ 9,48

944 ∙ 0,75=

= 6,05 6

Визначається чутливість захисту при металевих КЗ в захищає мій зоні, коли

гальмування відсутнє. Розглядається КЗ між двома фазами на боці низької

напруги при роздільній роботі трансформаторів в мінімальному режимі роботи

системи.

Первинний струм в захисті при цьому КЗ дорівнює:

𝐼к.𝑚𝑖𝑛(2)

= 923 А

Коефіцієнт чутливості дорівнює:

𝑘ч =923

354 ∙ √3= 1,505 > 1,5

Визначається чутливість захисту при КЗ в захищає мій зоні, коли мається

гальмування. Розглядається КЗ між двома фазами на стороні низької напруги в

мінімальному режимі роботи. Первинний струм на стороні 150 кВ дорівнює:

𝐼к𝑚𝑖𝑛150(2)

= 923 А

92

Вторинний струм, що підводиться до робочої обмотки НТТ реле на стороні

150 кВ та гальмівної обмотки:

𝐼роб.р150 =923 ∙ 1

400/5= 11,54 А

Вторинний струм, що підводиться до робочої обмотки НТТ реле на стороні

35 кВ та гальмівної обмотки:

𝐼роб.р35 =923 ∙

15438,5

∙ 1

1500/5= 12,31 А

Визначається робоча 𝐹роб та гальмівна 𝐹гальм МРС НТТ реле:

𝐹роб = 𝐼роб.р150 ∙ 𝑤𝐼ур + 𝐼роб.р35 ∙ 𝑤𝐼ур = 11,54 ∙ 22 + 12,31 ∙ 22 = 524,7 А

𝐹гальм = 12,31 ∙ 6 = 73,86 А

По характеристиці спрацювання реле, що відповідає максимальному

гальмуванню, графічно визначається робоча МРС спрацювання реле. Вона

дорівнює 𝐹роб.с.р. = 370 А.

Коефіцієнт чутливості при розглянутому КЗ з гальмуванням:

𝑘ч.гальм =529,8

370= 1,43 < 1,5

Для обраного трансформатору диференційний захист одним комплектом

реле ДЗТ-11 не відповідає вимогам чутливості, тому необхідним є встановлення

двох комплектів реле. Це також відповідає вимогам норм технологічного

проектування підстанцій щодо релейного захисту трансформаторів [5].

Газовий захист виконується окремо для бака трансформатора з

використанням реле типу РЗТ-80 та для пристрою РПН з використанням

струйного реле РЗТ-25. Для правильної роботи ГЗ корпус трансформатору

встановлюється з нахилом 1,-5-2% у бік розширювача. Газове реле

встановлюється в розтин трубопроводу від корпусу автотрансформатора до

розширювача. ГЗ виконується двохступеневим: перший ступень спрацьовує при

незначному виділені газу, або понижені рівня масла в газовому реле, і з

витримкою часу діє на сигнал; другий ступінь ГЗ спрацьовує при значному

93

виділені газу, понижені рівня масла в газовому реле, або при інтенсивному русі

потоку масла з бака трансформатора в розширювач і діє на відключення

трансформатора з усіх боків без витримки часу. При спрацюванні газового

захисту, вводиться заборона на АПВ.

Трансформатори допускають перевантаження протягом значного часу. Тому

для проектуємої підстанції захист від перевантаження трансформатора діє на

сигнал.

Струм спрацьовування захисту від перевантаження з дією на сигнал

визначається при умові повернення захисту при номінальному струмі

навантаження трансформатора.

𝐼сзп =𝑘відб ∙ 𝐼ном

𝑘пов

, (11.1)

де 𝑘відб – коефіцієнт відбудови, приймається рівним 1,05;

𝐼ном – номінальний струм сторони трансформатора, де встановлений

захист, з урахуванням регулювання на даній стороні, приймається

рівним номінальному струму автотрансформатора, А;

𝑘пов – коефіцієнт повернення пристрою.

𝐼сзп =1,05 ∙ 340

0,95= 396 А

Час спрацювання захисту від перевантаження, щоб уникнути помилкових

сигналів, обирається вищим за час роботи захисту і відновлення нормального

режиму дією автоматики зниження пускового струму навантаження до

мінімального.

Враховуючи те, що на стороні 150 кВ проектуємої підстанції немає

вимикачів, для ввімкнення живлення трансформатору при пошкодженнях

передбачається канал високочастотного зв’язку, для передачі вимикаючого

імпульсу від захистів трансформатору на відключення головного вимикача

живлячої лінії. В якості каналу зв’язку обирається одна з фаз ліній «ДД-НЗ»,

причому для відділення напруги сигналу зв’язку від напруги промислової

частоти використовується високочастотні загороджувачі типу ВЗ-600-0,25, які

врізуються в фазний провід на блоці прийому ліній (дивись план-розріз

підстанції).

Принципова електрична схема захисту трансформаторів наведена на 5-му

кресленні графічної частини.

94

11.2 Захист обладнання та ліній 10-35 кВ

Згідно до норм технологічного проектування підстанцій, ЗРП 10 кВ

забезпечується наступними захистами:

Таблиця 10.1 – Захист КРП 10 кВ

Ввідні

комірки Секційні комірки

Шини Відходячі

фідери

Максимальний струмовий захист з

можливістю пуску по напрузі + + – +

Дуговий захист + + + +

Захист мінімальної напруги + – – –

Пристрій резервування відказу

вимикача + – – +

Логічний захист шин – – + –

Захист від замикань на землю – – + +

Струмова відсічка – – – +

Захист від перевантаження – – – +

Захист ВРП 35 кВ робиться аналогічно з тим винятком, що замість

логічного захисту шин у ВРП 35 кВ використовується один комплект

диференційного струмового захисту, для якого передбачається пристрій контролю

справності ланцюгів змінного струму.

Наведені вище релейні захисти виконуються підприємством виготівником

шаф КРП та ШУ, і при заказі цих шаф необхідно лише вказати уставки

спрацювання захистів. Тому нижче розраховуємо уставки максимального

струмового захисту, та струмової відсічки відходячих фідерів 10 кВ.

Лінії 10 кВ відносяться до мережі з компенсованою нейтраллю. Захист цих

ліній повинен реагувати на трьохфазні, двохфазні КЗ та подвійні замикання на

землю. Однофазні замикання не відносяться до КЗ та можуть існувати 2 та більше

годин. За цей час можна перемкнути навантаження на інше джерело, і вже після

цього вимкнути лінію. Тому захист від замикань на землю повинний діяти на

сигнал.

Для роботи при двохфазних та трьохфазних КЗ достатньо мати пристрої

захисту, встановлені в двох фазах – А та С. Але так як для кожного фідеру

підстанції встановлюються система обліку з трьома трансформаторами струму, то

для підвищення надійності захист виконується в трьох релейному виконанні.

Велику небезпеку для електрообладнання (а особливо для кабельних ліній)

представляє дія надструмів КЗ. Ступінь термічної дії електричного струму прямо

95

пропорційна значенню струму (в квадраті) та часу його протікання. В розділі 10

було розглянуто варіант зменшення струмів КЗ шляхом встановлення

струмообмежуючих реакторів, який виявився економічно недоцільним. Тому

єдиним можливим варіантом обмеження струмів КЗ є скорочення часу його

відключення. Одним з найбільш простих та дешевих засобів швидкого

відключення КЗ є використання неселективних струмових відсічок без витримки

часу в поєднанні з пристроями АПВ. Саме цей принцип використовується при

виборі захисту фідерів магістральної мережі. Так як обрана схема подвійних

магістралей не містить проміжних апаратів вимкнення, захист повинен

охоплювати усі під’єднані до магістралі підстанції. Для цих цілей

використовується одноступеневий МСЗ без витримки часу з АПВ, яка

відбудовується від максимального робочого струму фідера.

Захист фідерів радіальної двохступеневої мережі (це фідери 3, 4, 5, 6, 44, 45)

доцільно робити двохступеневим: перший ступень – струмова відсічка без

витримки часу, яка захищає свою ділянку та частину радіальних ліній другого

ступеня схеми; другий ступень – максимальний струмовий захист з витримкою

часу 0,3 с.

Надперехідні струми КЗ на стороні 35 кВ відносно невеликі, тому захист

ПЛ 35 кВ виконується двохступеневим зі ступенем селективності 0,3 с, причому

струмова відсічка відбудовується від максимальних струмів в кінці захищаємої

лінії.

Вибір уставки струмової відсічки виконується за наступним виразом:

𝐼св = 𝑘н ∙ 𝐼к.макс (3)

(11.2)

де 𝑘н – коефіцієнт надійності для струмової відсічки приймається для

цифрових реле приймається рівним 1,1;

𝐼к.макс (3)

– максимальний струм трифазного КЗ в кінці захищаємої лінії.

Вибір уставки МСЗ визначається:

𝐼сз =𝑘н ∙ 𝑘сз ∙ 𝐼роб.макс

𝑘п

(11.3)

де 𝑘н – коефіцієнт надійності, дорівнює 1,2 для мікропроцесорних захистів;

96

𝑘сз – коефіцієнт самозапуску, для мереж, що не мають в своєму складі

навантаження електродвигунів приймається 2,5 для міських та

промислових мереж;

𝐼роб.макс – максимальний робочий струм лінії, А;

𝑘п – коефіцієнт повернення захисту, для мікропроцесорних пристроїв

більшості фірм складає 0,95.

Обрана уставка перевіряється на чутливість за виразом:

кч =𝐼кз.мин

𝐼сз

(11.4)

де 𝐼кз.мин – мінімальне значення струму КЗ в основній зоні захисту

(двохфазне КЗ в кінці захищаємої ділянки, в режимі мінімальних

навантажень), А;

Коефіцієнт чутливості кч повинен бути не менше 1,5 для основної ділянки

захисту.

Приклади розрахунку фідера Ф3 двохступеневої радіальної схеми

наведений нижче, розрахунки інших фідерів та ліній 35 кВ робляться аналогічно.

Результати розрахунків заносяться в таблицю 11.4.

Розрахунок уставок захисту Ф3. Фідер Ф3 – перший ступень радіальної

мережі. Перша ступінь захисту – струмова відсічка без витримки часу

відбудовується від максимального струму на ІІ ступені радіальної схеми – шинах

підстанції П3. Уставка спрацьовування визначається за формулою 11.2.

𝐼мах.ІІ(3)

= 9740 А

𝐼св = 1,1 ∙ 7560 = 1071 кА

Перевіримо стійкість фідеру Ф3 на термічну стійкість при проходженні по

ньому струму 8316 кА на протязі 0,15+0,3=0,45 с (час спрацьовування захисту +

ступінь селективності).

Згідно [10], максимальний струм КЗ, що проходить крізь кабель 95 мм2

дорівнює:

97

𝐼кз мах =8,9

√0,45= 13,26 кА > 10,71 кА

Друга ступінь захисту – МТЗ з витримкою часу 0,3 с. Уставка

спрацьовування:

𝐼мтз =1,2 ∙ 2,5 ∙ 57

0,95= 180 А

Чутливість струмової відсічки визначається за формулою 11.3. В якості

мінімального струму КЗ визначається струм двохфазного КЗ в режимі MIN на

шинах найвіддаленішої підстанції – КТП П5.

𝐼мин.П5(2)

= 6230 А

Кч =6230

180= 34,6

МСЗ фідеру Ф3 відповідає вимогам чутливості.

Таблиця 11.4 – Уставки релейного захисту фідерів

Фідер 𝐼роб.макс, А 𝐼св, А 𝐼мтз, А

Ф1, Ф2 65 205 –

Ф3, Ф4 57 10714 180

Ф5, Ф6 41 13000 129

Ф7, Ф8 126 398

–

Ф9, Ф10 127 401

Ф11, Ф12 111 351

Ф13, Ф14 64 202

Ф15, Ф16 48 152

Ф17, Ф18 66 208

Ф19, Ф20 62 196

Ф21, Ф22 146 461

Ф23, Ф24 189 597

Ф25, Ф26 165 521

Ф27, Ф28 280 884

Ф29, Ф30 61 193

98

Продовження таблиці 11.4

Ф31, Ф32 127 401

Ф33, Ф34 148 467

Ф35, Ф36 207 654

Ф37, Ф38 309 976

Ф39, Ф40 455 1437

Ф41, Ф42 10 32

Ф43, Ф44 235 742

Ф45, Ф46 117 11110 369

Ф47, Ф48 110 347 –

Ф49, Ф50

11.3 Автоматика підстанції

У відповідності до вимог ПУЕ та норм технологічного проектування

підстанцій змінного струму [5], на проектуємій підстанції встановлюються

наступні види автоматики: 1) автоматичне повторне ввімкнення; 2) автоматичне

ввімкнення резерву; 3) автоматичне частотне розвантаження; 4) автоматичне

регулювання напруги.

1) Автоматичне повторне ввімкнення встановлюється на усіх відходячих

на підстанції лініях – кабельних та повітряних. При виникненні

самоусуваючогося короткого замикання на ЛЕП, трифазне АПВ через деякій час

після відключення лінії релейним захистом подає напругу на зажими, і якщо КЗ

стійке – лінія знову вимикається релейним захистом, на цей раз вже без АПВ. Час

спрацювання АПВ обирається 0,5…0,8 с – цього достатньо для відновлення

вимикаючої здатності вимикача після відключення їм струму КЗ. Час повернення

готовності АПВ до нової дії дорівнює 20 с. В пристрої АПВ проектуємої

підстанції використовується комплектне реле РПВ-358, яке включає до себе: реле

часу що створює витримку часту 𝑡АПВ1 після відключення вимикача; проміжне

реле; конденсатор для забезпечення однократності АПВ; резистори, що

забезпечують термічну стійкість реле часу; діод, що запобігає розрядці

конденсатору.

2) Так як електропостачання споживачів на проектуємій підстанції

здійснюється за односторонньою схемою, для забезпечення безперервного

електропостачання споживачів І-ї та ІІ-ї категорії, які мають місце, необхідне

встановлення пристроїв автоматичного включення резерву (секційного вимикача)

99

на шинах 10 та 35 кВ. При зникненні напруги на одній із секцій пристрій АВР

вмикає секційний вимикач і тим самим відновлює живлення. При цьому

передбачається прискорене вимкнення секційного вимикача АВР, якщо він

вмикається на коротке замикання. Принципова електрична схема АВР для секцій

35 кВ наведена на 6-му кресленні графічної частини. Час перерви живлення

споживачів з обраним АПВ не перевищує 0,3…0,8 с.

3) Автоматичне частотне розвантаження на проектуємій підстанції

необхідне в цілях запобігання системних аварій. При зниженні частоти в

енергосистемі нижче допустимого рівня необхідно сходинками відключати

споживачів в порядку зростання їх відповідальності. В пристрої АЧР проектуємій

підстанції встановлюються 3 категорії АЧР:

– АЧР-1. Це швидкодіюче розвантаження з уставкою спрацювання 0,5 с.

Діапазон уставок для АЧР-1 обирається від 48,5 Гц до 46, 5 Гц з кроком в

0,1 Гц. При цьому потужність споживачів, що підлягають вимкненню

рівномірно розподіляється по ступеням.

– АЧР-2. Це повільно діюче розвантаження, воно призначається для

відновлення частоти до нормального рівня (якщо вона «зависає» на рівні

48 Гц) після того, як відпрацювала черга АЧР-1.

Після того, як частота в енергосистемі відновлена, в роботу вступає

пристрій частотного автоматичного повторного ввімкнення (ЧАПВ). При появі

допоміжної генерації частота підвищується, це підвищення фіксується

вимірювальними органами ЧАПВ і починається включення споживачів

сходинками, поки частота не опуститься нижче уставки ЧАПВ, що означає

вичерпання резерву потужності. Уставки ЧАПВ по частоті обираються в

діапазонах 49,5-50 Гц та по часу 10-20 с.

4) Робота всіх споживачів електроенергії залежить від нормального

рівня напруги. Найбільш економічно і надійно споживач працює при певному

значенні напруги – номінальному. Відхилення рівня напруги від нормального

значення, як у бік зниження, та і у бік підвищення призводить до погіршення умов

роботи устаткування, зниження продуктивності механізмів, скорочення служби

електроустаткування.

Одним з найважливіших пунктів по забезпеченню нормального рівня

напруги на підстанції є автоматичне регулювання напруги зміною коефіцієнта

трансформації трансформаторів, які оснащені пристроями регулювання напруги

під навантаженням (РПН). Згідно вимогам ПТЕ, обидва трансформатори

проектуємої підстанції оснащуються пристроями РПН.

100

12 ОРГАНІЗАЦІЯ ПЛАНОВО-ПОПЕРЕДЖУВАЛЬНОГО РЕМОНТУ

ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ НА ПІДСТАНЦІЇ

Основні фонди підстанцій та мереж в процесі їх використання фізично та

морально зношуються. Нормальний фізичний знос устаткування (механічний,

тепловий, корозійний) викликається активною роботою устаткування, фізико -

хімічними процесами, пов’язаними з виробництвом. Він відбувається і тоді, коли

устаткування не працює (під впливом природних чинників, вологості, зміни

температури і т. п). Фізичний знос погіршує експлуатаційні якості устаткування –

знижує продуктивність (потужність), підвищує витрату електричної енергії. При

певному рівні фізичного зносу устаткування подальша його експлуатація стає

економічно недоцільною. З’являється небезпека аварійного виходу устаткування з

робочого стану з витікаючи ми звідси витратами від порушень виробничого

процесу і витратами на подальший ремонт.

Таким чином, ремонт устаткування і інших елементів основних фондів є

необхідним виробничим процесом, обумовленим сучасним рівнем розвитку

техніки. Ремонт устаткування – сукупність робот по підтримці обладнання в стані

постійної експлуатаційної готовності та збереження нормального рівня його

виробничої потужності і необхідної експлуатаційної якості.

Фізичний знос устаткування відбувається нерівномірно. Окремі частини

машин служать різний час. Для забезпечення працездатності машини протягом

певного періоду служби доводиться періодично замінювати окремі вузли і деталі.

Всі змінювані і ремонтовані деталі машини можуть бути зведені в групи деталей,

що розрізняються по термінах використання до їх заміни або ремонту. При цьому

деталь може бути віднесена до ремонтної групи з декілька меншим терміном

служби, чим можливий термін використання цій деталі.

Моральний знос полягає в зниженні економічності придатного

устаткування, що діє фізично, унаслідок здешевлення аналогічного устаткування,

що випускається,або впровадження нової техніки, появи більш довершених і

економічних машин. Моральний знос наступає, як правило, раніше повного

фізичного. Економічна доцільність заміни морально застарілого устаткування

раніше терміну його повного фізичного зносу визначається спеціальними

розрахунками. Економічність морально застарілого устаткування може бути

підвищена шляхом модернізації (технічного вдосконалення), доцільність якої

також повинна бути заздалегідь перевірена.

Ступень зносу енергоустаткування залежить від дії різних чинників:

тривалості роботи, режиму навантаження, параметрів і якості первинної енергії

101

або енергоносія, якості матеріалів і конструктивного виконання, умов

експлуатації, якості експлуатаційного обслуговування. Ступінь впливу

перерахованих чинників на знос різних видів устаткування неоднаковий.

Для забезпечення безперебійності електропостачання споживачів необхідно,

щоб устаткування підстанції і мереж завжди знаходилося в стані експлуатаційної

готовності. Постійна готовність досягається за допомогою здійснення планово -

попереджувальних ремонтів (ППР). Основний принцип проведення ППР – ремонт

устаткування як попередження аварії, а не як ліквідація її наслідків (що не

виключає, звичайно необхідності в аварійному ремонті, якщо аварія все ж має

місце). Сутність системи ППР полягає в запобіганні прогресуючому зносу

устаткування шляхом проведення профілактичних оглядів і різних видів

ремонтних робіт, періодичність яких залежить від особливостей агрегату і умов

його експлуатації, в доведенні його технічних і економічних показників до

проектних значень і в забезпеченні тривалої, надійної і економічної роботи

устаткування.

На підстанціях Міненерго України прийнята наступна система ППР:

– поточний догляд і нагляд за устаткуванням;

– огляди і ревізії енергоустаткування;

– ремонти – поточні, середні і капітальні.

Поточний ремонт включає: заміну швидкозношуваних деталей, промивку і

чищення масляних і охолоджуючих систем, випробування агрегату, виявлення

деталей, що вимагають заміни або ремонту при середньому або капітальному

ремонті, складання дефектно-кошторисної відомості. Він покликаний

забезпечувати працездатність устаткування до чергового планового або

капітального ремонту.

При середньому ремонті проводяться: часткове розбирання

електроустаткування, заміна зношених деталей, перевірка і чищення деталей та

вузлів, випробування агрегату, уточнення заздалегідь складеної дефектно-

кошторисної відомості і виявлення частин, що вимагають капітального ремонту.

Капітальний ремонт включає: повне розбирання електроустаткування, огляд

всіх деталей, уточнення заздалегідь складеної дефектно-кошторисної відомості,

заміну окремих деталей і вузлів, виправлення всіх дефектів, випробування. Мета

такого ремонту – не тільки забезпечити працездатність устаткування,але й

повністю відновити виробничу потужність агрегату, його техніко-економічні

показники.

Відповідно завданням окремих видів ремонтів, їх фінансування проводиться

з різних джерел. Капітальний ремонт фінансується за рахунок амортизаційних

102

відрахувань, а поточний ремонт – за рахунок експлуатаційних витрат, які

включаються безпосередньо в собівартість продукції. Середній ремонт з

періодичністю більше одного року здійснюється за рахунок амортизаційних

відрахувань, а при періодичності до року – за рахунок експлуатаційних витрат

виробництва.

Відповідно величині зносу устаткування на проектуємій підстанції

застосовується планово-періодична форма проведення ремонтів, що має наступні

особливості. Ремонт устаткування проводиться через певні проміжки часу,

встановлені для кожного виду устаткування окремо правилами технічної

експлуатації . Міжремонтний період (час між двома суміжними плановими

ремонтами) визначається з умовою забезпечення надійної роботи устаткування

без помітного зниження економічності експлуатації. Період часу між двома

капітальними ремонтами і число ППР встановлені нормами тривалості простою

устаткування на підстанції в ППР. Там же приведена структура ремонтного

циклу, тобто регламентовано чергування поточних, середніх і капітальних

ремонтів. Ремонт здійснюється по наперед складеному графіку, де обумовлені

кількість і чергування ремонтів впродовж всього ремонтного циклу. Об’єм

ремонту виявляється в результаті огляду устаткування (а при плануванні об’єм

робіт розраховується по нормативам). Заміна деталей зазвичай проводиться

відповідно до їх фактичного стану, а не в примусовому порядку. Проте при

встановленій довговічності деталей і елементів реалізується стратегія примусової

заміни деталей та вузлів.

При визначенні тривалості ремонтного простою початком ремонту агрегату

вважається момент його відключення від мережі, а закінченням ремонту – момент

включення апарату під навантаження для нормальної експлуатації. Оскільки

ремонтний простій у рік залежить від числа ремонтів їх тривалості, його зниження

пов’язане із зменшенням числа і тривалості ремонтів. В свою чергу число

ремонтів визначається якістю ремонтних робіт.

Проведення ремонтів в електричних мережах має ряд особливостей.

Більшість планових ремонтів і робіт по технічному обслуговуванню силових

автотрансформаторів та повітряних ліній (ПЛ) в енергооб’єднаннях в даний час

виконується з відключенням, що викликає перерви в електропостачанні

споживачів. Скоротити кількість таких відключень можна шляхом резервування

схеми електропостачання, максимального зближення зон відключення, проте це

пов’язане зі значними капіталовкладеннями і найбільшою мірою виправдано

лише в зонах з розвиненою мережею електропостачання.

103

Основні форми організації ППР

Основне завдання організації ремонту устаткування підстанції –

забезпечення високого ступеня надійності і економічності експлуатації

устаткування при скороченні термінів ремонтного простою, підвищенні

продуктивності праці і мінімальних трудових, матеріальних і фінансових витрат.

Шляхи рішення вказаної задачі такі: вибір оптимальних форм ремонтного

обслуговування і впровадження прогресивних методів управління ремонтами;

вивчення досвіду і встановлення оптимальної періодичності проведення

капітальних, середніх і поточних ремонтів, використання передових методів

ремонту, що забезпечують високу якість робіт; своєчасне постачання запасними

частинами і матеріалами; аналіз техніко-економічних показників роботи

енергоустаткування до і після ремонту.

Капітальні, середні і поточні ремонти, а також роботи по модернізації і

реконструкції устаткування підстанцій можуть проводитися відповідно до однієї з

трьох форм ремонтного обслуговування, описаних нижче.

1) Ремонт здійснюється ремонтним персоналом підстанції із залученням

виробничого ремонтного підприємства. В обов’язки ремонтного

персоналу підстанції входить міжремонтне обслуговування

устаткування. Цій формі ремонтного обслуговування властиві такі

недоліки:

– надмірність ремонтного персоналу;

– неповна завантаженість ремонтних робочих через

закріплення їх за певною ділянкою;

– невиправдано часті ремонти в цілях завантаження

ремонтного персоналу.

2) Ремонт здійснюється виробничим ремонтним підприємством.

В даний час існують дві форми ремонту підстанції, що пов’язані із

специфічністю, складністю і різноманіттям робіт. При капітальному ремонті

силового трансформатору обсяг робіт великий, а попередня оцінка його в

плановій документації носить імовірнісний характер. Після розкривання вузлів і

огляду силового автотрансформатора може виникнути необхідність в додаткових

роботах і відповідно в додатковій кількості ремонтних робочих.

ППР виконується в строго певні терміни, передбачені календарними

графіками, де враховуються умови покриття графіків електричного навантаження.

Необхідність виконання великих обсягів робіт по капітальному ремонту силового

обладнання в стислі терміни обумовлює високу концентрацію ремонтного

104

персоналу, адміністративно підлеглого різним підприємствам і організаціям. Тому

на підстанціях розробляються мережеві графіки ремонту. При представленні

комплексу робіт у вигляді мережевих графіків значно точніше, ніж за допомогою

звичайних методів, визначається як загальне число операцій, так і їх

взаємозв’язки. Мережеві графіки відображають найбільш раціональну

послідовність виконання взаємозв’язаних робіт. Вони дозволяють чіткіше

погоджувати дії ремонтних бригад по виконанню робіт в задані терміни.

Застосування таких графіків може дати значну економію часу і трудових витрат.

Проте побудова мережевих графіків є дуже складною і трудомісткою роботою.

Тому для розробки мережевих графіків і контролю за їх виконанням у ряді

випадків необхідно створювати спеціальні групи мережевого планування і

управління.

Встановлення оптимальної періодичності проведення капітальних середніх і

поточних ремонтів базується на вивченні термінів служби деталей і вузлів

устаткування, зміни його техніко-економічних показників в періоди між

ремонтами і досвіду з експлуатації. Для підстанції важливе значення має

впровадження заходів щодо збільшення міжремонтних періодів роботи силового

устаткування.

Передові методи ремонту реалізуються на основі застосування довершених

технологічних процесів ремонту і раціональної організації робіт, впровадження

комплексної механізації ремонтних робіт.

Основні принципи організації ППР:

1) Попередня планово-організаційна і матеріально-технічна підготовка до

ремонту. Вона проводиться за два-три місяці до початку ремонту з метою

визначення обсягу і термінів виконання робіт, необхідних трудових

витрат, складу ремонтних бригад і схеми їх розташування, заходів щодо

механізації робіт, оформлення заявки на ремонт устаткування.

2) Впровадження прогресивної організації і технології ремонтних робіт.

Ремонт кожного трансформатора на підстанції повинен проводитися, як

єдиний технологічний процес з максимальним потоком операцій. У

технології ремонтних робіт повинні застосовуватися передові методи.

3) Заміна в процесі ремонту цілих вузлів устаткування наперед зібраними

комплектами. Це прискорює процес ремонтних робіт, підвищує їх якість.

4) Роздільний ремонт основного і допоміжного устаткування (за наявності

резервних трансформаторів). Це дозволяє значно скоротити простій в

ремонті і понизити перерву в електропостачанні.

105

Прийом з ремонту основного устаткування підстанцій проводиться комісією

під наглядом головного інженера підстанції. Якість капітального і середнього

ремонтів оцінюється заздалегідь і остаточно. Попередня оцінка дається після

випробування устаткування під навантаженням протягом 24 годин, а остаточна –

після місячного терміну експлуатації. Техніко-економічні показники роботи

устаткування після капітального ремонту повинні знаходитися на рівні

затверджених нормативних характеристик або бути близькими до них.

Роботи по капітальному ремонту устаткування і споруд електричних мереж

пов’язані із заміною крупних елементів. До них відносяться: заміна опор,

приставок, траверс, гірлянд і ізоляторів на ПЛ електропередачі, заміна муфт і

ділянок траси кабельних ліній; заміна обмоток в силових трансформаторах і т. п.

ППР зазвичай виконується по взаємній ув’язці з іншими заходами. Час їх

проведення координується з режимами роботи споживачів. На лініях

електропередачі ремонтні роботи проводяться в обмежений період часу пр.

максимально можливому скороченні термінів відключення.

У електромережах широко застосовується комплексний метод ремонту.

Експлуатація ПЛ та силових трансформаторів полягає в проведенні технічного і

оперативного обслуговування, відновного та капітального ремонтів. Технічне

обслуговування складається з комплексу заходів, направлених на оберігання

елементів від передчасного зносу. Капітальний ремонт полягає в здійсненні

комплексу робіт по підтримці або відновленню первинних експлуатаційних

показників і параметрів. При капітальному ремонті зношені (дефектні) деталі і

елементи замінюються на рівноцінні або на міцніші, що поліпшує експлуатаційні

показники обладнання.

При технічному обслуговуванні і капітальному ремонті проводиться

планове усунення дефектів. Дефекти елементів ПЛ, які викликають безпосередню

загрозу безпеці населення і обслуговуючого персоналу, виникнення пожежі і т.п.

повинні усуватися негайно. Технічне обслуговування і капітальний ремонт ПЛ та

силового обладнання, а також інші роботи здійснюються за допомогою

транспортних засобів, спеціальних машин, механізмів і пристосувань, які

включаються до складу устаткування ремонтно-механізованих станцій.

При технічному обслуговуванні і капітальному ремонті обладнання слід

використовувати видачу нормованих завдань, бригадний подряд, централізацію

технічного обслуговування і капітального ремонту. В цілях підвищення

продуктивності праці рекомендується суміщати професії, в першу чергу професії

водіїв, трактористів, кранівників, електро- і газозварників з професією

електромонтера.

106

Для забезпечення планування робіт по технічному обслуговуванню і

капітальному ремонту обладнання та ПЛ повинні складатися: річний план графік

технічного обслуговування, річний план капітального ремонту, місячний план-

графік відключень.

Капітальний ремонт повинен проводитися в терміни, що встановлюються

залежно від конструкції і технічного стану обладнання, категорійності

споживачів, з періодичністю більше одного року, але не рідше за один раз в п’ять

років для ПЛ на дерев’яних стійках та не рідше за один раз у 10 років для ПЛ на

металевих та залізобетонних стійках. При капітальному ремонті можуть

здійснюватися роботи по заміні окремих опор, деталей опор, проводів, ізоляторів і

т. д. Кількість замінюваних опор при одному капітальному ремонті не повинна

перевищувати 30% загальної кількості опор на ПЛ. Ремонтні роботи на ПЛ

повинні проводитися по типових картах організації праці на підставі переліку

ремонтних робіт для даного об’єкту.

Калькуляція собівартості капітального ремонту трансформатору

Основне завдання організації заробітної плати на підприємстві полягає в

тому, щоб встановити міру праці та форми її оплати.

Регулювання заробітної плати досягається шляхом застосування тарифної

системи для оплати робочих і встановлення посадових окладів для інженерно-

технічних працівників та службовців. Тарифна система будується на базі

порівняної оцінки складності основних робіт на підстанції та відповідно

кількісного порівняння кваліфікації працівників і рівнів їх заробітної плати.

Основна заробітна плата (ОЗП) визначається згідно з тарифною ставкою та

кількістю робочих днів. Розрахунок основної заробітної плати для відповідної

групи складності робіт зведена до таблиці 16.1.

В ОЗП працюючих враховується доплата за преміальною системою в

розмірі, який встановлюється приказом на підприємстві. Премія визначається в

розмірі:

Пр = 0,9 ∙ ЗПосн , (12.1)

де ЗПосн – основна заробітна плата, грн.

В собівартість базових цін, окрім ОЗП враховується додаткова заробітна

плата, яка може бути визначена за шкідливі умови праці згідно з переліком

шкідливих умов:

107

ЗПдоп = 0,15 ∙ ЗПосн (12.2)

Нарахована заробітна плата:

ЗП = ЗПосн + ЗПдоп + Пр (12.3)

Після визначення ЗП сума нарахованої зарплатні оподатковується

соціальним податком в розмірі:

– Податок, утриманий на безробіття:

Пбез = 0,5%∙ ЗП (12.4)

– Податок, утриманий на соціальне страхування:

Псоц = К1% ∙ ЗП , (12.5)

де К1% – відсоток, який залежить від розміру нарахованої зарплатні.

Якщо ЗП менша за прожитковий мінімум, встановлений Законом, то

К1% = 0,5%, якщо вище, то К1% = 1%.

– Пенсійний фонд:

Пф = К2% ∙ ЗП , (12.6)

де К2% – відсоток, який залежить від розміру нарахованої зарплатні.

Якщо ЗП менша за прожитковий мінімум, то К1% = 1%, якщо вище,

то К1% = 2%.

– Подохідний податок:

Пдох = 15% ∙ (ЗП − Пбез − Псоц − Пф) (12.7)

Остаточна заробітна плата, яка отримується працівником після усіх

відрахувань:

ЗПост = ЗП − Пбез − Псоц − Пф − Пдох (12.8)

Для капітального ремонту силового трансформатору типу ТДТН-63000/150

складається калькуляція витрат.

108

Таблиця 16.1 – Калькуляція витрат на заробітну плату при капітальному ремонті

№

п/п Найменування

Кіл

ькіс

ть ч

асів

Кіл

ькіс

ть п

рац

юю

чи

х

Гр

уп

а ск

лад

но

сті

рем

он

ту

Тар

иф

на

став

ка

Заробітна плата

Нар

ахо

ван

а З

П,

грн

З оподаткуванням

Заг

альн

а З

П,

грн

ЗП

осн

,гр

н

ЗП

до

п,г

рн

Пр,г

рн

Без

ро

біт

тя

Со

ціа

льн

е ст

рах

уван

ня

Пен

сій

ни

й ф

он

д

По

до

хід

ни

й п

од

ато

к

1 Відключення тр-ру 3 2 1 5 48,0 7,2 43,2 98,4 0,5 1,0 2,0 14,2 80,7

2 Слив мастила 24 3 2 8 792,0 118,8 712,8 1623,6 8,1 16,2 32,5 235,0 1331,8

3 Зняття розширювача баку 8 5 2 8 440,0 66,0 396,0 902,0 4,5 9,0 18,0 130,6 739,9

4 Демонтаж ввідних

ізоляторів 14 5 4 13 1120,0 168,0 1008,0 2296,0 11,5 23,0 45,9 332,3 1883,3

5 Розгерметизація 8 3 3 11 384,0 57,6 345,6 787,2 3,9 7,9 15,7 113,9 645,7

6 Зняття кришки 6 6 2 8 396,0 59,4 356,4 811,8 4,1 8,1 16,2 117,5 665,9

7 Демонтаж магнітопроводу 15 4 3 11 960,0 144,0 864,0 1968,0 9,8 19,7 39,4 284,9 1614,3

8 Розшихтування 22 6 3 11 2112,0 316,8 1900,8 4329,6 21,6 43,3 86,6 626,7 3551,4

109

Продовження таблиці 16.1

9 Демонтаж активної

частини 29 6 4 13 3132,0 469,8 2818,8 6420,6 32,1 64,2 128,4 929,4 5266,5

10 Сушка активної частини 13 2 3 11 416,0 62,4 374,4 852,8 4,3 8,5 17,1 123,4 699,5

11 Промив та продув

радіаторів 15 3 3 11 495,0 74,3 445,5 1014,8 5,1 10,1 20,3 146,9 832,3

12 Монтаж активної частини 28 6 4 13 3024,0 453,6 2721,6 6199,2 31,0 62,0 124,0 897,3 5084,9

13 Шихтування

магнітопроводу 19 5 4 13 1710,0 256,5 1539,0 3505,5 17,5 35,1 70,1 507,4 2875,4

14 Монтаж магнітопроводу 21 6 3 11 2016,0 302,4 1814,4 4132,8 20,7 41,3 82,7 598,2 3389,9

15 Монтаж ввідних ізоляторів 18 5 4 13 1620,0 243,0 1458,0 3321,0 16,6 33,2 66,4 480,7 2724,1

16 Монтаж розшируючого

баку 8 4 3 11 512,0 76,8 460,8 1049,6 5,2 10,5 21,0 151,9 860,9

17 Герметизація 7 3 2 8 231,0 34,7 207,9 473,6 2,4 4,7 9,5 68,5 388,4

18 Заливка мастила 15 2 2 8 330,0 49,5 297,0 676,5 3,4 6,8 13,5 97,9 554,9

19 Випробування 6 4 2 8 264,0 39,6 237,6 541,2 2,7 5,4 10,8 78,3 443,9

20 Підключення 5 2 1 5 80,0 12,0 72,0 164,0 0,8 1,6 3,3 23,7 134,5

Разом: 284 41168 206 412 823 5959 33768

110

13 ОХОРОНА ПРАЦІ

З точки зору охорони праці проектована підстанція повинна забезпечувати

найкращі умови роботи обслуговуючого персоналу та зводити до мінімуму

виникнення на підстанції небезпечних ситуацій пов’язаних з її експлуатацією.

В системах електроенергетики, де робота обслуговуючого персоналу

виконується в умовах підвищеної небезпеки, заходам з охорони праці виділяється

особливе значення. Електричні підстанції, їх окремі дільниці та мережі у

теперішній час забезпечуються сучасною технікою, при розробці та

конструюванні якої закладаються принципи охорони праці, здоров’я та

працездатності обслуговуючого персоналу.

Усе обладнання, яке проектується; усі дії персоналу, що виконуються,

регламентуються спеціальними Правилами [1]. При дотриманні цих правил, а

також нормативних документів, досягається високий рівень техніки безпеки, що

забезпечує умови безпечного виконання робіт в електроустановках.

В якості заходів по охороні праці безпосередньо на проектуємій підстанції

передбачаються наступні:

– заходи з електробезпеки;

– заходи з грозозахисту;

– заходи з пожежної безпеки;

– заходи з промислової санітарії та гігієни праці.

Вибір електричного обладнання проводиться у відповідності до вимог норм

допустимого шуму, за кліматичними умовами та умовами навколишнього

середовища. Згідно даних по клімату району (розділ 1), обладнання, яке

розташовується на відкритих ділянках підстанції має кліматичне виконання УХ1,

в приміщеннях – У3; висота устаткування над рівнем неба обирається не більше

2000 м. Робоча зона електричного обладнання підстанції у період її експлуатації

характеризується наступними параметрами: 1) навколишнє середовище

вибухобезпечне, і не містить струмоведучого пилу; 2) відносна вологість повітря

н перевищує 75%; 3) категорія пожежонебезпеки – В.

111

13.1 Розрахунок заземлюючого пристрою

Маючи план розміщення на території підстанції обладнання, конструкцій

розподільчих пристроїв і споруджень, усіх габаритів та відстаней, виконуємо

пристрій заземлення (ЗП), розміщення якого забезпечить оптимальний доступ до

нього усіх струмоведучих частин електрообладнання, що потребує заземлення чи

занулення.

Заземлюючі пристрої в мережі 0,4-150 кВ проектованої підстанції необхідні

для виконання наступних функцій:

– для захисту персоналу від небезпечних напруг дотику до металевих

частин, які нормально не знаходяться під напругою, але можуть опинитися під

напругою через пошкодження ізоляції, а також для захисту від небезпечних

напруг кроку (захисне заземлення);

– для забезпечення нормальної роботи електроустановок -

трансформаторів (робоче заземлення);

– для приєднання розрядників та блискавковідводів (грозозахисне

заземлення).

Проектування заземлюючих пристроїв підстанції проводиться у

відповідності до вимог ПУЕ з нормуванням по напрузі дотику та допустимому

опору, а також з урахуванням вимог по зниженню імпульсних поміх для

забезпечення роботи релейного захисту, автоматики, телемеханіки.

Заземлюючий пристрій на проектуємої підстанції виконується виносним,

тобто розташовується на віддаленні від захищає мого обладнання. Для виконання

ЗП використовуються сталеві горизонтальні та вертикальні заземлювачі. При

цьому захисну функцію заземлюючий пристрій виконує за рахунок низького

опору. До заземлюючого пристрою приєднуються нейтралі трансформаторів,

корпуси трансформаторів, металічні оболонки кабелів 10 кВ, відкриті проводящие

частини електроустановок. При цьому з’єднання нейтралі трансформатора з

заземлювачем здійснюється спеціальним провідником, переріз якого не менше

допустимого за ПУЕ.

Для розрахунку заземлюючого пристрою використовуються вихідні дані:

– мережа 150 кВ працює з ефективно заземленою нейтраллю;

– мережа 35 кВ працює з ізольованою нейтраллю;

– мережа СН 10 кВ працює з компенсованою нейтраллю;

– на стороні НН напругою 0,38/0,22 кВ нейтраль є глухозаземленою;

– ґрунт у місці спорудження – чернозем з питомим опором 50 Ом∙м;

112

– кліматичний район, де розташований проектована підстанція - третій;

Для розрахунку параметрів ЗП попередньо треба у відповідності до схеми

розташування обладнання та будівель на території ПС визначити контур

заземлення. Бажана схема заземлюючого пристрою повинна охоплювати

горизонтальними смугами заземлення усі встановлені на підстанції апарати, які

потребують заземлення. Також цілях вирівнювання електричного потенціалу, на

території ВРП доцільно прокладати продольні та поперечні горизонтальні смуги,

з’єднуючи їх в сітку. Поблизу місць розташування заземлюючих нейтралей

силових трансформаторів следует прокладати горизонтальні заземлювачі так, щоб

забезпечити розтікання струму не менше ніж в чотирьох напрямах. Відстань від

огорожі до елементів заземлюючого пристрою повинна бути не менше 2 метрів.

З урахуванням наведених факторів обирається оптимальний варіант

проходження горизонтальної смуги ЗП наведений на рисунку 13.1.

Рисунок 13.1 – Проходження контуру заземлення по території підстанції

113

Для кожного рівня напруги і цілей заземлення чи занулення,

встановлюються мінімально допустимі опори ЗП. В мережі з компенсованою

нейтраллю напругою 10 кВ необхідний мінімальний опір ЗП залежить від струму

замикання на землю та розраховується за наступним виразом:

𝑅з =250

𝐼з

(13.1)

де 𝐼з – розрахунковий струм замикання на землю, (підрозділ 7.3), А.

𝑅з =250

35,4= 7 Ом

Для мережі власних потреб підстанції напругою 380/220 В

використовується захисне занулення – спеціальне приєднання металічних частин

обладнання до ЗП. Занулення перетворює замикання на корпус в однофазне КЗ, в

результаті якого спрацьовує максимальний струмовий захист та відключає

пошкоджену ділянку мережі. До того ж занулення знижує потенціали корпусів,

що з’являються в момент замикання на землю. У відповідності до вимог ПУЕ

мінімальний опір заземлюючого пристрою для мережі 0,4 кВ з глухозаземленою

нейтраллю дорівнює 4 Ом.

Для мережі 150 кВ з ефективно заземленою нейтраллю згідно з ПУЕ опір

заземлюючого пристрою обирається за допустимим опором 𝑅з ≤ 0,5 Ом з

урахуванням опору штучних та природних заземлювачів, та перевіряється за

допустимою напругою дотику.

Так як для проектуємої підстанції виконується однин спільний для усіх

мереж пристрій заземлення, опір ЗП обирається найменшим з тих що вимагає

кожна мережа, тобто розрахунковою є умова 𝑅з ≤ 0,5 Ом.

В якості заземлювачу може використовуватися не тільки штучний пристрій

заземлення, але й природні заземлювачі, такі як труби, системи трос -опора та

інше. Щоб визначити необхідний опір штучного заземлювача з урахуванням

природних заземлювачів, використовуємо вираз:

𝑅ш =𝑅п ∙ 𝑅з

𝑅п − 𝑅з

(13.2)

де 𝑅п – опір природних заземлювачів – системи трос-опори, 3 Ом.

𝑅ш =3 ∙ 0,5

3 − 0,5= 0,6 Ом

114

В якості штучного заземлювача використовуються вертикальні заземлювачі

– стрижні довжиною 5 м, діаметром 18 мм та горизонтальна сталева смуга 25×4

мм на глибині 0,7 м, з’єднуюча стрижні.

Виходячи з даних по конструктивному виконанню та контуру ЗП (рис.13.1)

визначаються опори розтікання вертикальних та горизонтальних електродів:

𝑟з.в =0,366 ∙ 𝜌в

𝑙в

∙ (lg2 ∙ 𝑙в

𝑑+

1

2∙ lg

4 ∙ 𝑡в + 𝑙в

4 ∙ 𝑡в − 𝑙в

) , Ом (13.3)

𝑟з.г =0,366 ∙ 𝜌г

𝑙г

∙ lg2 ∙ 𝑙г

2

𝑏 ∙ 𝑡г

, Ом (13.4)

де 𝜌в – питомий опір грунту для вертикальних заземлювачів, для третьої

кліматичної зони нашого району дорівнює 1,15 ∙ 𝜌0 = 1,15 ∙ 50 =

57,5 Ом∙м;

𝜌г – питомий опір грунту для горизонтальних заземлювачів, дорівнює

2,5 ∙ 𝜌0 = 2,5 ∙ 50 = 125 Ом∙м;

𝑙в – довжина вертикального електроду, м;

𝑙г – сумарна довжина горизонтального електроду, визначається з плану

розташування контуру заземлення, м;

𝑑 – діаметр вертикальних електродів, м;

𝑏 – ширина горизонтальної смуги, м;

𝑡г – глибина прокладення горизонтальної смуги, м;

𝑡в – середня глибина занурення в землю вертикального електроду,

дорівнює 𝑡в = 𝑡г + 0,5 ∙ 𝑙в, м.

𝑟з.в =0,366 ∙ 80,5

3,2∙ (lg

2 ∙ 3,2

0,018+

1

2∙ lg

4 ∙ 3,2 + 5

4 ∙ 3,2 − 5) = 18 Ом

𝑟з.г =0,366 ∙ 125

360∙ lg

2 ∙ 360

0,025 ∙ 0,7= 0,58 Ом

При короткому замиканні на землю кожен з заземлювачів використовує

лише частину свого ресурсу розтікання, яка залежить від кількості вертикальних

електродів та співвідношення 𝑎/𝑙в, де 𝑎 – середня відстань між сусідніми

вертикальнними електродами. В першому наближені припустимо, що вертикальні

заземлювачі встановлені в кожній точці зовнішнього контуру заземлення (див.

рис. 13.1), тоді кількість вертикальний заземлювачів приймається 12 та середня

115

відстань між ними дорівнює (2∙34+2∙27)/12=10,2 м. З відповідних таблиць

[маньков табл. 7.25, 7.26] визначаємо коефіцієнти використання вертикальних та

горизонтальних заземлювачів:

𝜂в = 0,69

𝜂г = 0,71

Таким чином дійсне значення опору заземлювача з урахуванням

коефіцієнту його використання дорівнює:

𝑅з =𝑟з

𝜂 (13.5)

𝑅з.г =0,58

0,71= 0,82 Ом

𝑅з.в =18

0,69= 26 Ом

При розрахунку заземлюючого пристрою, який складається з

горизонтальних смуг та вертикальних стрижнів, сумарний опір заземлювача

представляється як паралельне з’єднання двох опорів:

Рисунок 13.2 – Схема заміщення ЗП

Тому сумарний опір заземлювача розраховується:

𝑅з =1

1𝑅з.г

+𝑛

𝑅з.в

(13.6)

де 𝑛 – кількість вертикальних електродів.

116

З урахуванням розрахункових даних по необхідному опору штучного

заземлення, дійсним опорам горизонтальної смуги та одного вертикального

заземлювача, необхідна кількість вертикальних стрижнів розраховується по

формулі як:

𝑛 =𝑅з.в

𝑅ш

−𝑅з.в

𝑅з.г

=26

0,6−

26

0,82= 11,6 шт

Кількість вертикальних заземлювачів обирається в бік збільшення, тобто 12

шт. Кількість стрижнів змінювати не треба. Значення опору обраного

заземлюючого пристрою:

𝑅ш =1

10,82

+1226

= 0,595 < 0,6

𝑅з =0,595 ∙ 3

0,595 + 3= 0,496

Обраний ЗП відповідає вимогам ПУЕ по опору. Тепер необхідно перевірити

його на відповідність вимогам безпеки, тобто на напругу дотику.

Безпека експлуатації електроустановок досягається правильним вибором

опору заземлюючого пристрою. Для мереж з ефективно заземленою нейтраллю

(150 кВ) і вище ПУЕ вимагає перевіряти заземлюючий пристрій на мінімальну

напругу дотику. Згідно цієї вимозі, допустимий опір заземлюючого пристрою

розраховується за формулою:

𝑅доп =𝑈з

𝐼з

, Ом (13.7)

де 𝑈з – напруга на заземлювачі, кВ;

𝐼з – розрахунковий струм однофазного КЗ на стороні 150 кВ, кА.

Напруга на заземлювачі розраховується:

𝑈з =𝑈дот.доп

𝑘д

(13.8)

117

де 𝑈дот.доп – найбільша допустима напруга дотику, визначається з ПУЕ [1,

табл. 1.7.4], для трив. напруги дотику 0,2 с дорівнює 400 В;

𝑘дот – коефіцієнт напруги дотику, який для складних заземлювачів

розраховується за формулою:

𝑘дот =𝛽

(𝑙в ∙ 𝑙г

𝑎 ∙ √𝑆)

0,45 (13.4)

де 𝑙в – довжина вертикального заземлювача, м;

𝑙г – сумарна довжина горизонтальних заземлювачів, м;

𝑎 – відстань між вертикальними заземлювачами, м;

𝑆 – площа заземлюючого пристрою, м2;

𝛽 – коефіцієнт, що визначається по опору тіла людини 𝑅л та опору

розтіканя струму від ступнів 𝑅с:

𝛽 =𝑅л

(𝑅л + 𝑅с) (13.5)

В розрахунках приймається 𝑅л = 1000 Ом, 𝑅с = 1,5 ∙ 𝜌в.ш (𝜌в.ш – питомий

опір верхнього шару землі).

З використанням наведеної вище методики визначається мінімальний опір

заземлювача:

𝛽 =1000

(1000 + 1,5 ∙ 40)= 0,94

𝑘дот =0,94

(5 ∙ 360

10,8 ∙ √35 ∙ 30)

0,45 = 0,45

𝑈з =400

0,45= 889 В = 0,89 кВ

𝑅доп =0,89

9= 0,1 Ом

Як бачимо, розрахований вище за опором заземлюючий пристрій не

відповідає вимогам напруги дотику. Для зменьшення опору заземлювача

118

необхідно збільшувати площу заземлюючого пристрою або довжину

горизонтальних заземлювачів, кількість та довжину вертикальних. Все це

призводить до збільшення витрат на заземлюючий пристрій. Для зменьшення

небезпеки дотику на ділянках, з яких виконується обслуговування обладнання, по

всій території ВРП підсипається гравій або щебень шаром 0,2 м. Питомий опір

верхнього шару при цьому сильно зростає до 5000÷10000 Ом∙м, знижуючи струм,

що проходить крізь тіло людини, так як зростає опір розтікання струму зі ступнів

𝑅с . В розрахунку відповідно зменьшується коефіцієнт 𝛽 та збільшується

допустимий опір заземлюючого пристрою.

Розрахуємо мінімально допустимий опір пристрою заземлення після

засипання теріторії ВРП шебнем:

𝛽 =1000

(1000 + 1,5 ∙ 5000)= 0,118

𝑘дот =0,118

(5 ∙ 360

10,8 ∙ 32,4)

0,45 = 0,056

𝑈з =400

0,056= 7143 В = 7,14 кВ

𝑅доп =7,14

9= 0,79 Ом

Опір обраного заземлювача менше допустимого опору по напрузі дотику,

тобто розрахований ЗП відповідає усім вимогам. Детальна схема прокладення ЗП

наведена на кресленні 7 графічної частини.

13.2 Заходи з електробезпеки

Згідно розділу ПУЕ п. 5.1.11-5.1.23 «Розміщення та установка

електрообладнання», для захисту людини від ураження електричним струмом, на

підстанції всі струмоведучі частини розташовуються на недосяжній для дотику

висоті. При вибору висоти підвісу гнучкого та жорсткого ошинування, було

враховано можливість ненавмисного дотику до частин, що перебувають під

напругою довгими металевими предметами. При виборі висоти підвісу проводів

119

повітряних ліній 150 та 35 кВ, що відходять від підстанції, з урахуванням того, що

ПС розташована в умовах міської забудівлі, були враховані мінімально допустимі

значення:

– для лінії 150 кВ – 7 м;

– для ліній 35 кВ – 6м.

Для зниження існуючої небезпеки ураження персоналу електричним

струмом передбачені наступні заходи:

– зведення сітчастих огороджень в ЗРП 10 кВ;

– застосування подвійної ізоляції приладів (тобто ізоляції, що

складається з робочої та додаткової ізоляції);

– використання блокування та попередження помилкових дій персоналу

при переключеннях у розподільчих пристроях;

– розташування струмоведучих частин на недоступній висоті та

недоступних для випадкового дотику місцях (в шафах, коробах та інше);

– періодичне проведення контролю ізоляції з метою виявлення дефектів

та попередження замикань на землю та багатофазних замикань;

– до роботи в електроустановках підстанції допускається персонал, що

має групу допуску з електробезпеки не нижче ІV;

– до робіт на струмоведучих частинах електроустановок під наведеною

напругою допускаються лише ті працівники, що пройшли навчання (інструктажі:

вступні, первинні, позапланові та цільові) з методів безпечного проведення таких

робіт;

– при введенні в експлуатацію нових електроустановок або тих, що

вийшли з ремонту, проводяться приймально-здавальні іспити (обсяг і норми яких

регламентуються ПУЕ, ПТЕ, ПТБ);

– проводяться систематичні перевірки відповідності оперативної

документації, схем, інструкцій реальному стану устаткування;

– перевіряється та ведеться облік несправного устаткування, дефектів

комутаційних апаратів;

– перевірки комплектації підстанції та бригад захисними засобами та

пристосуваннями.

Для забезпечення нормальної роботи електроустановок та захисту від

ураження електричним струмом згідно ГОСТ 12.1.009-76 обирається клас ізоляції

IP20.

120

Для забезпечення безпеки експлуатації обладнання заземлюються:

– металеві корпуси силових трансформаторів (також зварювальних), шафи

РЗА, металоконструкції комірок

– рами і приводи вимикачів та інших комутаційних апаратів;

– вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів, окрім

трансформаторів струму, що живлять лічильники електроенергії,

розраховані на напругу 380/220 В;

– каркаси розподільчих щитів керування, шафи з електрообладнанням;

– металеві оболонки та броня кабелів і проводів.

Зануленню підлягають усі металеві частини електрообладнання власних

потреб 0,4 кВ.

Як захід у боротьбі з виробничим травматизмом виконується ведення

належного обліку та розслідування нещасних випадків, професійних захворювань

і аварій, зокрема в електроустановках, що сталися внаслідок порушення правил

безпечної експлуатації електроустановок, виробничих інструкцій та інструкцій з

техніки безпеки.

При виконанні робіт, які можуть призвести до відключення обмоток

трансформаторів струму, їх вторинні обмотки закорочують. Роботи у вторинних

петлях виконуються інструментом з ізольованими рукоятками і при зниженій

напрузі.

В якості технічних заходів з охорони праці на підстанції проводиться

розрахунок потреби та вибір захисних засобів (таблиця 13.1). Перелік захисних

засобів обирається відповідно до кількості електроустановок – розподільних

пристроїв, щитів і пультів керування.

Таблиця 13.1. Захисні засоби на підстанції напругою 150/35/10 кВ.

Засоби електрозахисту

Кіл-

сть, шт

ВРП 35-150 кВ

Ізолювальна штанга 150 кВ 2

Покажчик напруги 150 кВ 1

Покажчик напруги 35 кВ 1

Переносне заземлення150 кВ 1

Переносне заземлення 35 кВ 1

Захисні окуляри 4

Тимчасова огорожа 1

121

Продовження таблиці 13.1

Захисна каска 4

Переносні плакати і знаки безпеки 2

Індивідуальні екрануючі комплекти 3

ЗРП 10 кВ

Ізолюючі штанги

2

- діелектричні килимки

4

- діелектричні рукавички

4

- діелектричні боти

2

Оперативно-виїзна бригада

Індивідуальні екрануючі комплекти 3

Ізолювальні штанги 3

Покажчики напруги

6

Ізолювальні кліщі

4

Діелектричні рукавички

3

Діелектричні боти

2

Переносні заземлення

2

Переносні плакати і знаки безпеки

2

Респіратор

4

Захисні окуляри

2

Запобіжний монтерський пояс

2

Слюсарно-монтажний інструмент з

ізолюючими рукоятками

І

комплект

Електровимірювальні кліщі

2

Покажчик напруги для фазування 2

13.3 Блискавкозахист

У відповідності до норм технологічного проектування підстанцій, усе

устаткування ВРП 150 та ВРП 35 кВ, а також будівлі ЗРП повинні бути захищені

від прямих ударів блискавки стрижньовими або сітчастими блискавковідводами.

Для повітряних ліній 150 та 35 кВ грозозахист виконується підвіскою

грозозахисних тросів. При цьому обираються нові грозозахисні троси типу МЗ -В-

ОЖ-Н-Р, які порівняно зі старими сталевими канатами марки ТК мають в два рази

122

більший гарантований термін експлуатації та абсолютну стійкість до ударів

блискавки.

Від набігаючих хвиль атмосферних та внутрішніх перенапруг підстанція

захищається обмежувачами перенапруг типу ОПН, що встановлюються на

підходах до РП.

Від прямих ударів блискавки, згідно вимогам ПУЕ, ВРП підстанцій

напругою 20-500 кВ захищаються стрижньовими або тросовими

блискавковідводами. Для правильного вибору кількості та висоти

блискавковідводів необхідно провести розрахунок зони захисту з урахуванням

розміщення та габаритів обладнання, будівель та споруджень на території

проектуємої підстанції. При цьому від стойок конструкції ВРП з

блискавковідводами повинне забезпечуватися розтікання струму блискавки по

магістралям заземлення чотирьох напрямах для ВРП 35 кВ та не менше ніж двох-

трьох – для ВРП 150 кВ. Поблизу стійки з блискавковідводом заземлюючий

контур підстанції посилюється встановленням по одному вертикальному

заземлювачу на відстані 5 м в обидва боки від блискавковідводу.

При виборі місця розташування блискавковідводів також враховується

небезпечність установки їх близько до трансформаторів, так як при ураженні

блискавкою блискавковідводу, що знаходиться поблизу трансформатору, кожух

трансформатору отримує потенціал блискавковідводу, що може призвести до

зворотнього перекриття ізоляції тр-ра. Відстань між місцями приєднання до

заземлюючого пристрою підстанції стійки конструкції з блискавковідводом та

баку трансформатора повинно бути не менше 15 м по магістралі заземлювача.

Несуча конструкція блискавковідводу повинна забезпечувати необхідну

механічну стійкість, яка виключає випадки падіння блискавковідводу на

обладнання підстанції. Струмопровідний спуск блискавковідводу з’єднується з

заземлюючим пристроєм ВРП. Електричні з’єднання окремих частин

блискавковідводу між собою, між блискавковідводом та ЗП виконуються за

допомогою зварювання. Передбачається антикорозійне покриття струмовідводів.

Зона захисту стрижньового блискавковідводу для зони захисту типу Б

(надійність 95%) розраховується за формулою:

𝑟х = 1,5 ∙ (ℎ −ℎх

0,92) ∙ 𝜌 (13.1)

123

де ℎ – висота обраного блискавковідводу;

ℎх – висота точки на межі захищаємої зони, м;

𝜌 – коефіцієнт, який для блискавковідводів висотою до 30 м дорівнює 1.

На ділянці ВРП проектуємої встановлені дві анкерні опори ліній

електропередач 35 кВ, які можна використати для захисту частини території

підстанції. Зона захисту стрижньових блискавковідводів, висотою 7 м, які

встановлюються на металевих конструкціях анкерних опор розрахована за

формулою 13.1 та показана на рисунку 13.1.

Рисунок 13.1 – Блискавкозахист анкерних опор

Як бачимо, блискавковідводів на опорах ВЛ 35 кВ не вистачає для захисту

трансформатору Т1, та шин 35 кВ. Для забезпечення захистом цих ділянок

встановлюємо ще одиночний блискавковідвод висотою 30 м (рисунок 11.2).

𝑟х = 1,5 ∙ (30 −8

0,92) = 32 м

В результаті вся підстанція, включаючи ЗРП надійно захищена від прямих

ударів блискавки. Деталі блискавкозахисту підстанції наведені на 7-му кресленні

графічної частини.

124

Рисунок 11.2 – Обраний блискавкозахист підстанції

13.4 Пожежна безпека

З точки зору пожежної безпеки, трансформатори підстанції відповідають

вимогам ГОСТ 12.1.004-91 «Системы стандартов безопасности труда. Пожарная

безопасность. Общие требования».

Пожежна небезпека електроустановок обумовлена наявністю у вживаному

електроустаткуванні горючих ізоляційних матеріалів. Горючою є ізоляція

обмоток електричних машин, трансформаторів, різних електромагнітних

пристроїв.

Найбільшу небезпеку являють собою масло наповнені апарати – силові

автотрансформатори. Згідно СНиП 2.09.92-85 «Производственные здания

промышленных предприятий. Нормы проектирования», ступень вогнестійкості

підстанцій, де розташовуються силові автотрансформатори, забезпечується

наступними заходами:

– під трансформаторами насипають чистий гравій і роблять масло

приймальні ями на відстані 1 м від трансформатору;

– відповідно до вимог ПУЕ вибираються належні відстані між

струмоведучими та заземленими частинами;

– приміщення комплектуються первинними засобами пожежогасіння.

Згідно ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования»,

приміщення, в яких розміщенні автотрансформатори, комплектуються

125

відповідною кількістю вогнегасників типу ОВП-9, ящиком з піском місткістю 1 м3

та лопатою;

– встановлюються високовольтні запобіжники та вимикачі, що

запобігають виникненню аварійних режимів роботи апаратури, які можуть

привести до пожежі.

При виникненні пожежі ВРП обладнання необхідно знеструмити, а потім

починати гасити пожежу. Основними засобами гасіння пожеж у силових

трансформаторах та розподільних пристроях є повітряно–механічна піна,

розпилена вода та порошкові суміші.

У всіх випадках при горінні масла на трансформаторі чи під ним необхідно

відключити його від мережі зі сторони високої і низької напруг, зняти залишкову

напругу та заземлити. Після зняття напруги тушіння пожежі можна проводити

будь-якими засобами.

Таблиця 17.2 Комплектація протипожежного щита.

№

п\п

Найменування Кіль-

кість

Місце знаходження

1

2

3

4

5

6

7

8

Вогнегасники вуглекислотні

Багор

Лопата

Кирка

Лом

Відро

Вогнегасник хімічний ОХП –10

Ящик з піском

2 шт.

2 шт.

2 шт.

2 шт.

1 шт.

2 шт.

1 шт.

2 шт.

Протипожежний щит

---«----

---«----

---«----

---«----

---«----

---«----

Біля трансформатору

При горінні масла зверху на трансформаторі біля прохідних ізоляторів його

необхідно ліквідувати розпиленою водою, низько кратною повітряно-механічною

піною чи порошковим розчином. Якщо пошкоджений корпус трансформатора в

нижній частині і там виникла пожежа, її ліквідовують піною, а масло потрібно

злити в аварійний резервуар. Злив масла із сусідніх трансформаторів не

проводять, так як порожній корпус більш вибухо-небезпечніший ніж повний.

Пожежі трансформаторів в закритих комірках ліквідують аналогічно, крім

того, ще є можливість заповнення їх піною або інертним газом. При цьому

комірки не відкривають, а піногенератор вводять через попередньо відкриті

вентиляційні решітки.

126

При внутрішньому пошкодженні трансформатора з викидом масла через

вихлопну трубу і виникненні пожежі всередині, засоби пожежогасіння подаються

через верхні люки, а в разі зрізу болтів чи деформації фланцьового з’єднання –

через деформований роз’їм.

Пожежа на трансформаторі відгороджується від іншого обладнання.

З метою безпечного виконання робіт, пов’язаним із безпечним гасінням

пожеж, необхідно виконати такі умови:

1) дії з гасіння пожежі мають здійснювати не менше, ніж дві особи;

2) до початку гасіння пожежі повинні бути виконані належні технічні та

організаційні заходи безпеки.

13.5 Заходи з промислової санітарії та гігієни праці

Для забезпечення виробничої санітарії на підстанції встановлюються

нормовані значення освітленості приміщень і робочих місць у світлу і темну пору

доби; влаштується система опалення (з урахуванням призначення будівель і

споруд та економічності); виробничі приміщення обладнуються вентиляцією, а

адміністративне приміщення – кондиціонерами.

Система робочого та аварійного освітлення приміщень та ВРП розрахована

в розділі 9. В результаті було обрано економічне освітлення, яке відповідає

нормам освітленості виробничих приміщень, зокрема 200 лк в приміщенні

головного щита управління та 75 лк в інших виробничих приміщеннях.

Повітря робочої зони в приміщенні обслуговуючого персоналу

характеризується температурою, швидкістю руху, відносною вологістю. Ці

параметри окремо і в комплексі впливають на організм людини та визначають її

самопочуття. Згідно ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические

требования к воздуху рабочей зоны», параметри мікроклімату приміщення, що

розглядається (з категорією середньої важкості робіт (IIб) наступні:

– рівень температури відповідає нормам СН 275-71 «Санитарные нормы

проектирования промышленных предприятий» (в холодний та перехідний період

року 10-20 ℃, в теплий період – 21-23 ℃ вище нуля);

– відносна вологість повітря передбачається в межах 40-60%;

– Швидкість руху повітря в холодний період року до 0,3 м/с, у теплий

період до 0,2 м/с.

У холодну пору року належний рівень температурного режиму

підтримується за допомогою опалення, яке встановлюють на підстанціях, а в

127

перехідний та теплий періоди року – за допомогою системи вентиляції та

кондиціонування.

Швидкість руху у приміщеннях регулюється за допомогою вентиляції.

Вентиляція в приміщеннях виконується згідно вимог СНИП 2.04.05-86

«Отопление, вентиляция и кондиционирование» та ГОСТ 12.4.021-75 «Системы

вентиляционные. Общие требования безопасности». Для забезпечення належного

теплообміну та чистоти повітря у приміщеннях використовується примусова

вентиляція.

Одним з негативних факторів впливу на працівників на території підстанції

є електромагнітні поля (ЕМП). Джерелами електромагнітних полів в електричних

пристроях є ЛЕП, які знаходяться під високою напругою, силові трансформатори.

Шкідливість магнітного поля для організму людини пов’язана з дією на

сердцево-судинну, центральну і периферійну нервові системи, м’язову тканину та

інші органи. При цьому можливі зміни тиску, пульсу, серцебиття, аритмія,

підвищена нервова збудливість і стомленість. Для експлуатаційного персоналу

підстанції згідно з ГОСТ 12.1.002-84 «Электромагнитное поле. Допустимые

уровни напряжённости и требования к проведению контроля на рабочих местах»,

встановлена допустима тривалість періодичного перебування в електричному

полі при напруженості 20 кВ/м на рівні голови людини (1,8 м над землею) складає

10 хвилин.

Виконання цих умов забезпечує самовідновлення організму в перебігу доби

без залишкових реакцій і функціональних або помітних патологічних змін.

Проведення робіт обслуговуючим персоналом виконується згідно дотримання

норм.

З метою попередження професійних захворювань здійснюються попередні

та періодичні медогляди працюючих із шкідливими речовинами,

впроваджуватися диспансерний нагляд, санітарне лікування, дієтичне харчування

і надання спеціальних відпусток вказаним категоріям виробничого персоналу.

Таким чином, в розділі «Охорона праці» розглянуті питання з виробничої

санітарії, гігієни праці та пожежної безпеки безпосередньо на виробництві.

Прийняті необхідні заходи для підвищення безпеки праці, а також вилучення

локалізації небезпеки виробничих чинників.

128

ВИСНОВКИ

В даній роботі було спроектовано знижувальну підстанцію для

електропостачання промислових та комунальних споживачів Шевченківського

району. В результаті розрахунку навантажень з використанням графіків

навантаження окремих споживачів була обрана тупикова підстанція номінальною

напругою 150/35/10. Для живлення споживачів за цими напругами було обрано

оптимальні типи та перерізи ліній електропередачі, причому було розглянуто

варіант прокладання кабелів напругою 35 кВ в умовах міської забудівлі. Вибір

оптимального перерізу кабельних та повітряних ліній проводився за критерієм

мінімуму питомих зведених витрат. При виборі засобу трансформації напруги

було проведено техніко-економічне порівняння трьох типів трансформаторів:

потужністю 25 МВА працюючого в режимі недовантаження; потужністю 40 МВА

, працюючого в режимі оптимального завантаження та потужністю 63 МВА

працюючого в режимі недовантаження. Порівняння проводилося з урахуванням

перспективи зростання навантаження на протязі 10 років за критерієм сумарних

дисконтованих витрат. Після цього було проведено розрахунок струмі трифазного

КЗ на шинах усіх напруг проектуємої підстанції, та струму однофазного КЗ на

шинах 150 кВ. На основі даних по навантаженням а також вимогам до надійності

була обрана схема розподільчої мережі 10 кВ для проектуємого району, та

визначені перерізи кабельних ліній. При чому було розглянуто економічну

доцільність встановлення струмообмежуючих реакторів на стороні 10 кВ для

зниження перерізів кабелів. За даними по обраним перерізам та довжині

кабельних ліній було проведено розрахунок ємнісних струмів в мережах 35 та 10

кВ і на його основі прийняте рішення про встановлення пристроїв компенсації

ємнісних струмів. Таким чином було обґрунтовано вибір режиму нейтралі на усіх

рівнях напруги. Було проведено вибір електричних електричного обладнання на

проектуємої підстанції, розрахована та обрана система власних потреб підстанції

(причому окремо проводився розрахунок освітлення з урахуванням вимог до

129

охорони праці). Були вирішені питання компонування та конструктивних

особливостей проектуємої підстанції, надані рекомендації щодо її будівництва. За

отриманими розрахунками по забудівлі підстанції та розташуванню

електрообладнання було проведено розрахунок заземлюючих пристроїв та

блискавкозахисту, а також захисту від внутрішніх перенапруг.

Таким чином для експлуатації прийнята підстанція 150/35/10 кВ, яка

виконана по схемі двох блоків «лінія трансформатор з роз’єднувачами» на стороні

ВН. На підстанції встановлено два трансформатори типу ТДТН 63000 кВА.

Сторона середньої напруги виконана за схемою одиночної секціонованою

вимикачем системи шин. Сторона НН виконана за схемою подвійної системи шин

з секціонуванням, та встановленням дугогасячих реакторів. Виконаний релейного

захисту силових трансформаторів (диференційний захист, МСЗ трансформатору,

газовий захист, захист від перевантажень) з дією високочастотного сигналу на

вимикач у голові лінії.

В розділі економіка розглянуто питання щодо створення графіків ППР на

підстанції та була складена калькуляція витрат на проведення капітального

ремонту силового трансформатору.

В розділі Охорона праці було проведено розрахунок заземлення та

блискавкозахисту, розглянуто питання електробезпеки, пожежної безпеки та

промислової санітарії.

130

ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ

1. Правила устройства электроустановок. - X.: Изд-во «Форт», 2009. -

704 с.

2. РД 34.20.185-94. Инструкция по проектированию городских

электрических сетей.

3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией

Д. Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006 -320 с. ил.

4. НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных

предприятий. Нормы технологического проектирования.

5. CO-153-34.20.122-2006. Нормы технологического проектирования

подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.

6. Укрупнённые показатели стоимости сооружения (реконструкции)

подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ, 2007.

7. Фрайштетер В. П., Мартьянов А. С. Выбор экономически

обоснованного сечения проводов и жил кабелей линий электропередачи при

проектировании // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – с. 117-121.

8. Степанов В. С., Степанова Т. Б. О выборе оптимального сечения

проводов по минимуму суммы удельных затрат энергии // Промышленная

энергетика. – 2009. – №8. – с. 13-17.

9. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и

подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного

проектирования: Учебн. Пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.:

Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.

10. РД К28-003-2007. Руководство по выбору, прокладке, монтажу,

испытаниям и эксплуатации кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на

напряжение от 6 до 35 кВ.

11. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных

трансформаторов.

131

12. Укрупнённые показатели стоимости сооружения (реконструкции)

подстанций 35-150 кВ и линий электропередачи 0,4; 6-10; 35-150 кВ, 2009.

13. Методические указания о порядке формирования сметной стоимости

работ по строительству и реконструкции распределительных сетей

14. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. Т. 1.

Электроснабжение/Под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. –

568 с.: ил.

15. ГКД 341.004.001-94. Нормы технологического проектирования

подстанций переменного тока с высшим напряжением 6-750 кВ, Киев 1994.

16. НКАИ.670049.026ТИ. Комплектные трансформаторные подстанции

блочные напряжением 35-220 кВ.

17. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов

короткого замыкания и выбору электрооборудования.

18. Козловская, В. Б. Электрическое освещение: справочник / В. Б.

Козловская, В. Н. Радкевич, В. Н. Сацукевич. – 2-е изд. – Минск:

Техноперспектива, 2008. – 271 с.: ил.

19. Освещение электрических станций и подстанций. – 4-е изд., перераб.

и доп. – М.: Энергоиздат, 1981. – 168 с., ил. – (Б-ка светотехника; Вып. 6).

20. Маньков В. Д., Заграничній С. Ф. Защитное заземление и защитное

зануление электроустановок: Справочник. – СПб.: Политехника, 2005. – 400 с.:

ил. – (Сер. Безопасность жизни и деятельности).

21. http://www.hez.com.ua – Харківський електрощитівий завод