Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
ПС – подстанция
ВЛ – высоковольтные линииэлектропередач
РП – распределительныйпункт
ТП – трансформаторнаяподстанция
ТР – трансформатор
СИП – самонесущиеизолированные провода
КЗ – короткое замыкание
КА – коммутационнаяаппаратура
КРУ – комплектныераспределительные устройства
КТП – комплектнаятрансформаторная подстанция
ОПН – ограничительперенапряжений
КРУ – комплектныераспределительные устройства
ТСН – трансформаторсобственных нужд
РЗ – релейная защита
МТЗ – максимальнаятоковая защита
ВВЕДЕНИЕ
Проектирование системэлектроснабжения сельскохозяйственного назначения является сложной иответственной задачей. Принятие проектных решений непосредственно влияет наобъем и трудоемкость монтажных работ, удобность и безопасность эксплуатации электротехническихустановок.
Выбор схемных решенийэлектроснабжения в значительной степени зависит от принятых систем напряжений врассматриваемом объекте. Используемый класс напряжения в значительной степенипредопределяет капиталовложения в проектируемый объект и величину потерьмощности и электроэнергии в процессе эксплуатации. Окончательное решение повыбору напряжения сети должно приниматься на основании технико-экономическогосравнения вариантов.
Основными требованиями кпроектам систем электроснабжения являются надежность электроснабженияпотребителей и их экономичность. Надежность электроснабжения обеспечиваетсявыбором наиболее совершенных электрических аппаратов, силовых трансформаторов,кабельно-проводниковой продукции, соответствием электрических нагрузок внормальных и аварийных режимах номинальным нагрузкам этих элементов, а такжеиспользованием структурного резервирования и секционированием электрическойсети.
Сооружение электрическихсетей, повышающих и понижающих подстанций в системе электроснабжения, связано сбольшими материальными затратами. Поэтому при проектировании должен проводитьсядетальный анализ экономичности проектных решений и режимов работы всех элементовсистем электроснабжения.
В электроэнергетикеУкраины имеет место ряд негативных тенденций:
–  происходит массовое старениеосновного электросетевого оборудования;
–  отсутствуют средства дляреконструкции сети;
–  выросли технические икоммерческие потери мощности и электрической энергии;
–  практически отсутствуетрезервирование потребителей І и ІІ категории по надежностисельскохозяйственного назначения;
–  резко сократилсянаучно-технический потенциал отрасли;
–  серьёзно отстаёт сфераразработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта ираспределения электроэнергии;
–  неэффективно действуютмеханизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов;
–  нерационально организованырынки электроэнергии.
Поэтому, в связи свышеуказанным, необходимо произвести реконструкцию распределительных сетей, заменустарого оборудования на более новое, которое отвечает как современнымтехническим требованиям качества и надежности, так и экономическим критериям.
Системы электроснабжениясельскохозяйственных потребителей имеют характерные особенности, обусловленные рассредоточенностьюсравнительно маломощных потребителей электроэнергии на значительной территории.
В отличие от городского,электроснабжение сельскохозяйственных потребителей осуществляется по воздушнымлиниям 6 –10 кВ, которые менее надежны, а требования к повышению надежности впоследнее время возрасли, т.к. увеличение продуктивности труда возможно толькона базе электрифицированного производства.
На территории Украины вэксплуатации находится более 305 тыс. км линий 10 кВ и около 200 тыс.трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4кВ суммарной установленной мощностью 44тыс. кВА [1].
Сеть 10 кВ, как правило,состоит из линий древовидной структурой с сечениями проводов, ступенчатоуменьшающимися от головных участков к концу линии. Почти все линии в сельской местностиимеют воздушное исполнение, строятся, в основном, на железобетонных опорах. Вкачестве проводов используют голые неизолированные стальалюминиевые иалюминиевые провода со штыревой изоляцией.
Рассредоточенностьпотребителей на значительной территории вызывает относительно большие потери электрической энергии всетях, потерю напряжения, которая вызывает сверхдопустимые отклонениянапряжения на вводах потребителей электрической энергии, несимметрию нагрузоктрехфазных сетей и так далее.
В данной дипломномпроекте рассматривается реконструкция системы энергоснабжения села НаумовкаКорюковского района, направленная на повышение надежности и уменьшения потерьэлектрической энергии.

1 МАТЕРИАЛЫ ОБСЛЕДОВАНИЯЗОНЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1.1Характеристика зоны электроснабжения
Подстанция(ПС)110/35/10кВ «Корюковка» находиться в Корюковском районе Черниговскойобласти. Зона электроснабжения сельскохозяйственного района охватываетпотребителей пятнадцати населенных пунктов, в том числе рассматриваемое вданном дипломном проекте поселок городского типа Наумовка.
В данном населенномпункте проживает около 1338 человек. На его территории находятся следующиепотребители: кирпичный завод, свинотоварная ферма, молочно-товарная ферма,машинотракторный пункт, школа, детский сад, фельдшерно-акушерский пункт, четыремагазина, дом культуры на 320 мест, пилорама, пункт по сортировки и хранениюкартофеля и зерна, мельница, птицефабрика, а также некоторые другие учреждения повседневного обслуживаниянаселения и учреждения культурно-бытового обслуживания. Практически все жилыедома на территории населенного пункта одноэтажные. Пище приготовление и обогрев– на природном газе. В данном населенном пункте имеются потребители как І, ІІтак и III категории по надежности электроснабжения. Все потребители питаются отодного распределительного пункта (РП).
Значения потребляемойэлектрической энергии производственными потребителями за год приведены втаблице 1.1. Остальные нагрузки общественных и комунально-бытовых потребителейвыбираются в соответствии с [2].
Принимаем, что в одномдоме в среднем проживает три человека, тогда примерное количество домов можнорассчитать по формуле:
/>,                                          (1.1)
где /> – количество домов, шт;
/> – количество жителей в населенном пункте, чел;
/> – количество жильцов в одном доме, чел.
Таблица 1.1 – Количествоэлектроэнергии, потребляемое за год производственными потребителямиНомер ТП Название потребителя Суммарное количество электроэнергии, кВт∙ч∙год 419 Свинотоварная ферма 76000 437 кирпичный завод 62000 360 молочно-товарная ферма 500140 236 машинотракторный пункт 198000 301 Точок (пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна) 812000 7 мельница 648900 350 птицефабрика 1599000
Следовательно:
/> шт.
Все потребители данного населенного пунктапитаются от ТП 10/0,4кВ, общее число которых 26. Из них 7 ТП питаютпотребителей с производственным видом нагрузки, 13 ТП с коммунально-бытовым и 6ТП со смешенным видом нагрузки. Месторасположение и параметрысуществующих ТП 10/0,4кВ (диспетчерский номер подстанции, характер нагрузок,количество и мощность трансформаторов) приведены на рисунке 1.1.

/>
1.2Определение расчетных нагрузок
Расчет электрическихнагрузок распределительных сетей 10кВ производиться исходя из расчетныхнагрузок на вводе потребителей, на шинах подстанций с соответствующимикоэффициентами одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов[2]:
/>,                                  (1.2)
/>,                                  (1.3)
где />, /> – расчетная дневная, вечерняянагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;
/> – коэффициент одновременности;
/>, /> – дневная, вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителяили i-го элемента сети, кВт.
Допускается определениерасчетных нагрузок по одному режиму – дневному (если суммируются производственныепотребители), или вечернему (если суммируются бытовые потребители).Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаем:
– для производственныхпотребителей />;
– для бытовыхпотребителей с домами без электроплит />.
Коэффициентодновременности зависит от количества потребителей [2].
Для нашего случая нагрузкижилых домов рассчитываем по формуле:
/>,                    (1.4)
где /> – расчетная нагрузка жилых домов,кВт;
/> – коэффициент одновременности для суммированиянагрузок в сетях 0,38 кВ;
/> – количество домов, шт;
/> – удельная нагрузка одного дома, кВт/дом.
Значение /> берем в соответствии сруководящими материалами [2].
При наличии годовогопотребления электроэнергии производственных потребителей расчетная нагрузкаопределяется исходя из годового числа часов использования максимальной нагрузки[2]:
/>,                                            (1.5)
где /> – максимальная расчетная нагрузка,кВт;
/> – годовое потребление электроэнергии, кВт∙ч;
/> – число часов использования максимума в зависимости от характера нагрузки,ч.
При смешенной нагрузкеотдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, спроизводственными и общественными помещениями, предприятиями с использованиемсоответствующих коэффициентов одновременности. Суммирование нагрузок участковсети производиться по формуле:
/>,                                  (1.6)
где /> – большая из слагаемых нагрузок, кВт;
/> – добавка к наибольшей слагаемой нагрузке, в зависимости от значениянаименьшей слагаемой, кВт.
Расчетная нагрузкасуществующих ТП 10/0,4кВ на расчетный год определяется по формуле:
/>,                                      (1.7)
где /> – существующая нагрузка на ТП, кВт;
/> – коэффициент роста нагрузок.
Суммарная нагрузка ТП налиниях ищется в зависимости от количества ТП с учетом коэффициентаодновременности для сетей 6-20кВ.
Реактивная нагрузка на ТПопределяется по формуле:
/>,                                  (1.8)
где /> – активная нагрузка ТП, кВт;
/> – коэффициент мощности характеризующий нагрузку ТП.
Принимаем для ТП сосмешенной нагрузкой – />, для ТП с производственнойнагрузкой – />, для ТП с коммунально-бытовойнагрузкой – /> [2].
Рассмотрим расчетнагрузки на ТП с коммунально-бытовой нагрузкой (рисунок 1.1). От ТП с номером425 питаются n=23 дома. Коэффициент одновременности согласно [2] принимаемравным ko=0.333, аудельную нагрузку одного дома принимаем равным Руд=10 кВт/дом. Согласно формуле (1.4):
/> кВт.
Тогда согласно (1.7)активная нагрузка на ТП-425 будет составлять:
/> кВт.
Реактивную нагрузкунаходим по (1.8):
/> кВАр.
Аналогично рассчитываемнагрузки на других ТП с коммунально-бытовыми нагрузками. Полученные значениясведены в таблицу 1.1.
Нагрузка на ТП спроизводственными потребителями ищется в соответствии с (1.5), (1.7). Так,например, от ТП номер 437 питается кирпичный завод. Тогда по (1.5):
/> кВт.
Следовательно, активнаянагрузка на ТП-437:
/> кВт.
Тогда реактивная нагрузкаимеет следующее значение:
/> кВАр.
Рассмотрим ТП сосмешенной нагрузкой. От ТП номер 6 питаются 10 домов и магазин. Нагрузкамагазина в соответствии с [1] равняется 4 кВт. Тогда нагрузки на ТП-6 по (1.6),(1.7) и (1.8) будут равны:
/> кВт;
/>, кВАр.
Остальные нагрузкирассчитываются аналогично. Полученные значения по всем ТП занесены в таблицу1.1.
Таблица 1.1 – Результатырасчетов нагрузок по всем ТПНомер ТП Мощность ТП, кВА Потребители
Активная нагрузка,
/>, кВт
Реактивная нагрузка,
/>, кВАр 1 2 3 4 5 16 160 жилые дома 161,616 69,4949 15 250 жилые дома 252,84 108,72 246 160 жилые дома 151,20 65,016 448 160 жилые дома, магазин 163,23 125,58 14 160 жилые дома, детский сад, фельдшеро-акушерский пункт 165,13 123,848 245 250 жилые дома 189,00 81,27 426 400 жилые дома, дом культуры, магазины, школа, сельсовет, административные здания 375,27 281,453 353 25 жилые дома, столовая 25,20 18,90 12 160 жилые дома, аптека 159,67 119,753 424 100 жилые дома 107,226 46,107 318 63 жилые дома 67,20 28,896 6 63 жилые дома, магазин 62,792 46,62 425 100 жилые дома 107,226 46,107 419 40 свинотоварная ферма 42,56 51,072 437 25 кирпичный завод 34,72 41,664 301 400 точок 406,00 487,20 236 100 машинотракторный пункт 102,667 123,20 360 250 молочно-товарная ферма 250,07 300,084 9 160 жилые дома 164,08 70,554 418 63 жилые дома 67,20 28,896 8 100 жилые дома 103,18 44,367
  10 63 жилые дома 63,140 27,15
  422 40 жилые дома 42,00 18,06
  13 100 жилые дома 103,283 44,412
  7 320 мельница 324,45 389,34
  350 800 птицефабрика 799,5 959,4
  /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Найдем суммарное значениенагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8-9. На этомучастке находиться четыре ТП (ТП-419, ТП-437, Т-15, ТП-14). В соответствии с [2]коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарнаяактивная нагрузка ТП на линии 8-9 будет составлять:
/> кВт.
Аналогично рассчитываютсясуммарные нагрузки ТП на всех остальных участках линий. Полученные значениясводим в таблицу 1.2.
1.3 Определение потерь мощности и отклонениянапряжения
При передаче энергии отэлектрических станций к потребителям во всех звеньях электрических сетейимеются потери активной мощности. Эти потери возникают как в кабельных ивоздушных линиях различных напряжений, так и в трансформаторах подстанций.
В среднем потери в сетяхэнергосистемы составляют примерно 10% от отпускаемой электрической энергии всети электроснабжающих организаций. Значительная часть этих потерь расходуетсяв линиях передачи всех напряжений и меньшая часть – в трансформаторах (ТР).
Таблица 1.2 – Полученныезначения нагрузок по линиямУчасток линии Составляющие ТП
Суммарная активная нагрузка ТП на линии, />, кВт 1 2 3 1-2 ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301 1105,7677 2-4-Туровка ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350 1215,8124 Центр ТП-426 375,27 5-8 ТП-318, ТП-360 285,543 7-8-Передел ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13 375,161 8-9 ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437 408,581 Активная нагрузка на РП 3766,13
Потери активной иреактивной мощности в общем виде для трансформаторов и для линий определяетсяпо формулам:
/>,                               (1.9)
/>,                             (1.10)

где />, /> – потери активной иреактивной мощности соответственно, кВт,
(кВАр);
/>, /> – активная и реактивная нагрузка,кВт, (кВАр);
/>, /> – активное и реактивноесопротивления линии либо трансформатора, Ом.
Параметры линий итрансформаторов выбираем из [4–8] и заносим в таблицы 1.3, 1.4.
Таблица 1.3 – Параметрыиспользуемых сечений проводов линийМарка провода Удельное активное сопротивление, Ом/км Удельное реактивное сопротивление, Ом/км Расчетный диаметр, мм АС-35 0,85 0,3582 8,4 А-35 0,92 0,3655 7,5 А-50 0,64 0,354 9 АС-50 0,65 0,3498 9,6 АС-70 0,46 0,407 11,4
Таблица 1.4 – Параметрыиспользуемых трансформаторовМарка трансформатора Номинальная мощность, кВА Потери, кВт
/>, кВАр
/>, %
/>,
%
/>, Ом
/>, Ом
/>
/> ТМ-25/10У1 25 0,13 0,6 0,8 4,5 3,2 96 180 ТМ-40/10У1 40 0,19 0,88 1,2 4,5 3 55 112,5 ТМ-63/10У1 63 0,26 1,28 1,26 4,5 2 32,25 71,43 ТМ-100/10У1 100 0,36 1,97 2,6 4,5 2,6 19,7 45 ТМ-160/10У1 160 0,56 2,65 3,84 4,5 2,4 10,35 28,13 ТМ-250/10У1 250 0,82 3,7 5,75 4,5 2,3 5,92 18 ТМ-400/10У1 400 1,05 5,5 8,4 4,5 2,1 3,44 11,25
Схемы замещения длярасчетов потерь в трансформаторах и на линиях приведены на рисунках 1.2 и 1.3.
Рассмотрим пример расчетапотерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1.
По формулам (1.9), (1.10)находим потери активной и реактивной мощности на низкой стороне трансформатора:
/> Вт;
/> ВАр.
Мощность на высокойстороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе:
/>,                (1.11)
/>,            (1.12)
где /> – мощность на низкойстороне трансформатора, кВт;
/> – потери мощности втрансформаторе, кВт.
Следовательно:
/>кВт;
/>кВАр.
Активные и реактивныесопротивления на участке линии определяется в зависимости от ее длины:
/>,                                         (1.11)
/>,                                        (1.12)
где />, /> – удельные активное иреактивное сопротивления линии, Ом/км;
/> – длина линии, км.
/>

/>
Тогда:
/> Ом,
/> Ом.
Найдем потери мощности влинии в соответствии с (1.9), (1.10):
/> кВт,
/> кВАр.
Потери мощности востальных линиях и трансформаторах находятся аналогично. Полученные результатысведены в таблицах 1.5, 1.6.
Потери напряжения ищутсяпо формуле:
/>,                 (1.14)
где /> % – потери напряжения;
/> – номинальное напряжение, кВ.
Полученные значенияпотерь напряжения на линиях сведены в таблицу 1.6.
Таблица 1.5 – Потеримощности в трансформаторах Номер ТП Номер ТР Мощность ТР Потери на низкой стороне Мощность на высокой стороне
 
/>, кВт
/>, кВАр
/>, кВт
/>, кВАр
  1 2 3 4 5 6 7
  15 1 250 4,484 1,363 258,144 128,106
  419 2 40 2,4308 4,972 45,1808 57,244
  437 3 25 2,824 5,294 37,674 40,8145
  14 4 160 4,4103 11,983 170,1004 139,671
  422 5 40 1,149 2,351 43,339 21,611
  13 6 100 2,490 5,688 142,626 68,391
  236 7 100 5,067 1,573 108,093 137,373
  353 8 25 0,953 1,786 26,283 21,486
  12 9 160 4,124 1,1203 164,354 134,796
  360 10 250 9,0331 2,747 259,923 333,299
  318 11 63 1,7256 3,822 69,186 33,978
  426 12 400 7,564 2,475 383,884 314,607
  9 19 160 3,299 8,965 167,859 83,359
  418 18 63 1,726 3,822 69,186 33,978
  8 20 100 2,485 5,677 106,025 52,644 10 21 63 1,523 3,374 64,923 31,784 16 13 160 3,302 8,972 167,942 83,366 448 14 160 4,5347 1,232 172,535 141,746 246 15 160 2,8041 7,619 154,564 76,475 245 16 250 2,506 7,619 192,326 94,639 301 17 301 1,3826 4,5247 420,876 540,85 7 25 2х160 13,294 36,12 338,86 433,14 425 22 100 2,6838 6,1305 110,269 54,838 424 23 100 2,6838 6,1305 110,269 54,838 6 24 63 1,947 4,312 64,367 52,192 350 350 2х400 2,6806 8,773 803,55 966,232
Таблица 1.6 – Потеримощности и напряжения в линиях
№
линии Длина линии, км Марка провода Потери мощности Потери
напряжения,
% Суммарные потери напряжения на линии, %
/>,
кВт
/>, кВАр 1 2 3 4 5 6 7 1 0,2 АС-35 0,14 0,059 0,053 10,569 4 0,4 АС-35 0,018 0,0076 0,0195 3 0,7 АС-35 170,45 71,83 1,391 2 0,6 АС-35 158,52 66,8047 1,454 5 0,9 А-35 280,38 2,34 2,589 6 0,1 АС-35 0,002 0,000841 0,0045 7 2,9 А-50 0,792 0,44 0,438 8 1 А-50 0,196 0,108 0,118 9 0,4 А-50 0,356 0,124 0,108 10 0,4 АС-35 0,0039 0,00165 0,012 11 0,4 А-50 0,424 0,235 0,118 12 0,5 А-50 1,231 0,681 0,224 13 0,4 А-35 0,65 0,261 0,144 14 0,5 А-35 209,18 83,105 2,044 15 0,5 АС-50 156,401 84,168 1,852 16 0,3 АС-35 0,62 0,265 0,132 0,564 17 0,7 АС-50 1,124 0,6048 0,252 18 0,5 АС-50 162,296 87,339 0,181 22 0,4 АС-50 0,154 0,00831 0,0227 8,139 23 0,4 АС-50 0,1819 0,979 0,0781 24 0,3 АС-50 0,027 0,0147 0,0262 25 0,5 АС-50 0,0169 0,0091 0,0267 26 2,4 АС-50 3,236 1,741 0,806 19 0,2 АС-35 0,571 0,595 0,1057 20 0,7 АС-35 14,928 6,291 0,943 21 0,8 А-50 23,582 13,0438 1,194 27 0,2 А-50 8,698 4,811 0,3694 28 0,4 А-50 19,143 10,588 0,778 29 0,4 А-50 22,887 12,659 0,844 33 0,5 АС-50 5,1327 2,762 0,4301 30 0,7 АС-50 86,279 46,431 2,1471 31 0,1 АС-50 12,862 6,922 0,315
В таблице (1.7) указаныотклонения напряжения у удаленных потребителей.
Таблица 1.7 – Отклонениенапряжения у удаленных потребителейНомер ТП 15 419 422 426 16 Потеря напряжения, % 14,55 19,83 15,57 5,61 12,38
Определим ориентировочныепотери электроэнергии по методу, использующий число часов наибольших потерьмощности [6]:
/> кВт·ч,                          (1.15)
где /> – суммарные потери активной мощности, кВт;
/> – время максимальных потерь, ч.
Время максимальных потерьопределяем по графику из [6] при /> и числе часов использованиямаксимума /> ч,тогда /> ч.Следовательно:
/> кВт·ч/год.
В соответствии с [11] длясельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределыотклонения напряжения от номинального значения:
–  на зажимах приемников электроэнергииживотноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%;
–  на зажимах приемников электроэнергииостальных потребителей – от -7,% до +7,5%.
В нашем случае длябольшинства электроприемников потери напряжения превышают допустимые нормы.Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также невыполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломномпроекте предлагается реконструкция сети электроснабжения поселка городскоготипа Наумовка. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижениюотклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающемнапряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ,питающей село Наумовка.

2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10кВ
2.1Выбор места расположения ПС
Расположение ПСвыбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого хи у определяются согласно выражениям:
/>,                                    (2.1)
/>,                                    (2.2)
где /> – расчетная мощность;
/> и /> – координаты отдельных крупныхсельскохозяйственных потребителей;
/> – число потребителей.
Расчетное месторасположения проектируемой ПС изображено крестиком на рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает натопографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. Вданном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию.Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится нанезначительном удалении от центра.
2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов
В соответствии с [13] впроектируемом районе к потребителям I категорииотносятся молочно-товарнаяферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также естьпотребители II категории: школа, детский сад, клуб.
На ПС 35/10кВт, питающихпотребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случаеесли суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных нарасстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВАи уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей Iкатегории к соседним подстанциям невозможно [9].
В нашем случае общаянагрузка потребителей I категории
1705,98 кВА > 1100кВА.
Запитать частьпотребителей от соседних подстанций невозможно. Следовательно, на нашейподстанции необходимо ставить два трансформатора.
Так как мы установили дватрансформатора, то нашу ПС запитуем с двух сторон [9]. С одной стороны от ПСКорюковка, с другой от ПС Софиевка.
Выбор мощноститрансформаторов осуществляется по суммарной расчетной нагрузке по условиямнормального и послеаварийного режимов.
Для нормального режимадолжно соблюдаться соотношение [14]:
/>,                                          (2.3)
где />– номинальная мощность трансформатора, кВА;
/>– расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.
В соответствии с [14]допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должновыполнятся условие:
/>,                                    (2.4)

где />– коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.
Полученное расчетноезначение /> округляется до ближайшего большего,стандартного значения шкалы мощностей трансформаторов.
Активную и реактивнуюнагрузку на шинах РП 10кВ получим, просуммировав найденные выше нагрузки.Получаем следующие значения:
/> кВт;
/> кВАр.
Полная мощность на РП внормальном режиме определяется по формуле:
/>,                                   (2.5)
Тогда:
/> кВ.
Мощность на РП с учетомпотерь в линиях и с учетом динамики роста нагрузки:
/>,                               (2.6)
где /> – коэффициент,учитывающий динамику роста нагрузки, равный 1,3;
/> – коэффициент, учитывающий потерив линиях.
Получаем:
/> кВА.
Следовательно, мощностьодного трансформатора равняет:

/> кВА.
Выбираем дватрансформатора мощностью по 4000кВА.
Проверяем трансформаторыв условиях послеаварийного режима по формуле (2.4):
5600 кВА
Условие (2.4) невыполняется.
Однако, учитывая тотфакт, что от проектируемой подстанции питается значительная часть потребителейІІІ-й категории по надежности, то при повреждении одного из трансформаторовнеответственные потребители могут быть отключены в максимум нагрузки. Поэтомуокончательно выбираем трансформатор мощностью 4000 кВА.
Определим величинунагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:
/>,                                       (2.7)
где /> – коэффициент загрузки.
Получаем:
/>
Выбираем дватрансформатора марки ТМ-4000/35. Он имеет следующие параметры: Рхх=5,3кВт,Ркз=33,5кВт, uк=7,5%, Іхх=0,9%.
2.3 Обеспечения норм надежности потребителей
На рассматриваемой ПСустановлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двустороннимпитанием.
В этом случаеэквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, таки районной подстанции, принимается равной нулю, т.е. Тп=0, Тп/пс=0 [9].
Поэтому вся нормируемаяэквивалентная продолжительность отключения на шинах 10кВ потребительскойподстанции может быть отнесена к распределительной линии:
/> ч/год,            (2.8)
где /> – удельнаяпродолжительность отключений распределительной линии
10кВ, час/год∙км,принимаем />;
/> – суммарная длинараспределительной линии 10кВ, включая ответвления,
км.
Откуда предельная длинаучастка распределительной линии, который нет необходимости ни секционировать,ни резервировать, чтобы обеспечить норму надежности, равна:
/> км.                (2.9)
На практике возможно дваварианта:
–  длина распределительной линии 10кВ(включая ответвления) меньше />км. В этом случае норма надежностивыполняется без каких-либо дополнительных мероприятий по повышению надежности употребителя;
–  длина распределительной линии 10кВ(включая ответвления) больше />км. В этом случае норма надежности невыполняется и необходимо применять дополнительных мероприятий по повышениюнадежности у потребителя, такие как секционирование и резервирование.
Схема расположения отходящихлиний от ПС после установки ПС 35/10кВ изображена на рисунке 2.1.
Найдем длину отходящихлиний, вмести с ответвлениями, просуммировав длины всех участков. Получаем:
/> км;
/> км;
/> км.
/>   
Надежность на нашихлиниях выполняется, следовательно, дополнительных мероприятий по повышениюнадежности предпринимать не надо. Так как в зоне исследования имеютсяпотребители I категории, существующий резерв от соседней подстанции Софиевка поВЛ 10 кВ реконструироваться не будет.

/>
3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ
Определим нагрузки налиниях по новой схеме питания аналогично пункту 1.2. Полученные значения сведеныв таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Расчетныенагрузки по питающим линиямУчасток линии Составляющие ТП
Суммарная активная нагрузка ТП на линии, />, кВт 1 2 3 1-12-Центр ТП-426, ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301 1481,04 11 ЗТП-350 406 2-4-Туровка ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350 886,02 5-8 ТП-318, ТП-360 285,54 7-8-Передел ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13 375,16 8-9 ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437 408,58 Активная нагрузка на РП 3836,09
Выбор сечений проводов икабелей напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима поэкономическим соображениям с использованием метода экономических интервалов[14].
Для нахождения сеченияпровода определяем расчетный ток Iр [14],[16]:
/>,                  (3.1)
где /> – расчетный ток, А;
/> – расчетная мощность на линии,кВА;
/> – номинальное напряжение, кВ;
/>, /> – расчетная активная и реактивнаянагрузка на линии, кВт (кВАр).
Из [16] выбираем сеченияпроводов по методу экономических интервалов, который учитывает дискретностьизменения стандартных параметров линии и конкретные особенности элементовпередачи.
В данном дипломномпроекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми фазнымитокопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированногосиланольно-сшитого полиэтилена марки СИП-3. Применение таких изолированныхпроводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требованийк устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширениисуществующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных илиметаллических опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлятьподвесную линейно-сцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимостьпроекта [17]. Также можно перечислить следующие преимущества СИП:
– провода защищены отсхлестывания;
– на таких проводахпрактически не образуется гололеда;
– исключено воровствопроводов, так как они не подлежат вторичной переработке;
– существенно уменьшеныгабариты линии и требования к просеке при прокладке и в процессе эксплуатации;
– простота монтажныхработ и уменьшение их сроков;
– высокая механическаяпрочность проводов;
– пожаробезопасностьтаких линий, основанная на исключении короткого замыкания (КЗ) присхлестывании;
– сравнительно небольшаястоимость линии (примерно на 35% дороже голых ). При этом происходитзначительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%);
– возможно подключениеабонентов и новые ответвления под напряжением;
– снижение энергопотерь влиниях электропередач за счет уменьшения реактивного сопротивленияизолированного провода по сравнению с «голым».
Рассмотрим примеропределения сечения провода на участке линии №1.
По формуле (3.1)определяем расчетный ток:
/> А.
Выбираем провод маркойСИП-3 сечением 35 мм2.
Остальные сечениярассчитываются аналогично. Полученные значения расчетного тока и выбранныесечения проводов занесены в таблицу 3.2.
Далее проверяем выбранныенами сечения проводов в послеаварийном режиме, когда отключаются участки 30,32, 18, 15 (рисунок 3.1) и наши потребители запитаны по резервным линиям 10 кВот ПС Софиевка.
Послеаварийный режимрассмотрим на примере расчета участка линии № 14. В послеаварийном режимеотключен участок под № 15 и по участку № 14 протекает одна нагрузка от ТП 318.Тогда по (3.1) расчетный ток, протекающий по этому участку, имеет следующиезначение:
/> А.
Из [16] выбираем проводмарки СИП-3 сечением 35 мм2. В нормальном режиме на данном участке было выбраносечение 50 мм2. Окончательно выбираем большее из получившихся значений,следовательно на участке № 14 остается сечение 50 мм2.
В таблице 3.2 указанызначения расчетных токов и выбранных сечений в нормальном и послеаварийномрежимах. В таблице 3.3 указаны окончательно выбранные сечения проводов спараметрами.
Таблица 3.2 – Сеченияпроводов в нормальном и послеаварийном режимах№ участка Нормальный режим Послеаварийный режим Расчетный ток, А Выбранное сечение, мм2 Расчетный ток, А Выбранное сечение, мм2 1 2 3 4 5 1 15,89 35 15,89 35 4 3,83 35 76,3 50 3 6,27 35 75,07 50 2 18,98 35 62,47 50 5 29,49 35 50,58 35 6 2,64 35 2,64 35 7 8,22 35 8,22 35 8 9,26 35 9,26 35 9 16,99 35 16,99 35 10 1,82 35 1,82 35 11 17,19 35 17,19 35 12 25,69 35 25,69 35 13 22,55 35 22,55 35 14 77,13 50 4,22 35 15 78,58 50 – – 16 27,08 35 27,08 35 17 27,08 35 27,08 35 18 106,88 70 – – 19 26,62 35 91,99 70 20 62,54 50 55,96 35 21 79,801 50 27,08 35 22 4,22 35 4,22 35 23 13,08 35 13,08 35 24 6,48 35 6,48 35 25 3,97 35 3,97 35 26 20,61 35 20,61 35 27 43,601 35 43,601 35 28 65,0 50 65,0 50 29 65,78 50 65,78 50 30 84,49 50 – 110,53 – 70 33 36,05 35 65,78 72,1 50 50 32 36,05 35 110,53 – 70 – 35 – – 111,57 70 36 – – 78,64 50 37 – – 190,19 95
Таблица 3.3 – Сеченияпроводов марки СИП-3 по участкам линии№ линии
Номинальное сечение
жилы, мм2 Наружный диаметр, мм
Наружный диаметр
жилы, мм
Удельное
активное сопротивление, Ом/км 1 2 3 4 5 1 35 11,2 6,7 1,043 4 50 12,6 8,1 0,72 3 50 12,6 8,1 0,72 2 50 12,6 8,1 0,72 5 35 11,2 6,7 1,043 6 35 11,2 6,7 1,043 7 35 11,2 6,7 1,043 8 35 11,2 6,7 1,043 9 35 11,2 6,7 1,043 10 35 11,2 6,7 1,043 11 35 11,2 6,7 1,043 12 35 11,2 6,7 1,043 13 35 11,2 6,7 1,043 14 50 12,6 8,1 0,72 15 50 12,6 8,1 0,72 16 35 11,2 6,7 1,043 17 35 11,2 6,7 1,043 18 70 14,3 9,7 0,493 19 70 14,3 9,7 0,493 20 50 12,6 8,1 0,72 21 50 12,6 8,1 0,72 22 35 11,2 6,7 1,043 23 35 11,2 6,7 1,043 24 35 11,2 6,7 1,043 25 35 11,2 6,7 1,043 26 35 11,2 6,7 1,043 27 35 11,2 6,7 1,043 28 50 12,6 8,1 0,72 29 50 12,6 8,1 0,72 30 70 14,3 9,7 0,493 33 50 12,6 8,1 0,72 32 70 14,3 9,7 0,493 35 70 14,3 9,7 0,493 36 50 12,6 8,1 0,72 37 95 16,0 11,3 0,363
Пересчитаем реактивноесопротивление выбранных нами сечений в соответствии с формулой (3.2):
/>,                 (3.2)
где /> – реактивное удельноесопротивление, Ом/км;
/> – расстояние между проводамиравное 0,4 м;
/> – номинальный наружный диаметржилы, мм.
Получаем следующиезначения:
для сечения 35 мм />Ом/км;
для сечения 50 мм />Ом/км;
для сечения 70 мм />Ом/км;
для сечения 95 мм />Ом/км.
Проверка выбранных намимарок проводов на термическую стойкость производиться в пункте 4.2.2.

4 ПРОЕКТИРОВАНИЕПОДСТАНЦИИ
4.1Возможные варианты схемы электрических соединений на ПС «Наумовка» 35/10 кВ
4.1.1Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 10 кВ
На стороне 10 кВиспользуются следующие варианты схемы электрических соединений:
– с одной системой сборных шин (рисунок 4.1, а);
– с двумя системамисборных шин (рисунок 4.1, б).
/>/> 
 а) б)
Рисунок 4.1 – Варианты схем электрических соединенийна стороне 10 кВ
а) с одной системойсборных шин, б) с двумя системами сборных шин
Наиболее простой схемойэлектроустановок на стороне 10 кВ является схема с одной несекционированнойсистемой сборных шин.
Источники питания и линииприсоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. Приповреждении линии достаточно отключить только один выключатель. Операции сразъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечениябезопасного производства работ. Такая схема позволяет использовать комплектныераспределительные устройству (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяетшироко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановок.
Недостатки схемы:
– много коммутационнойаппаратуры;
– при повреждении шины ишинных разъединителей, а также при их ремонте необходимо отключить источникипитания, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей;
– при КЗ на сборных шинахтакже вызывает отключение источников питания и потребителей.
Эти недостатки частичноустраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых соответствуетчислу источников питания. Секционирование может быть осуществлено с помощьютолько разъединителей и с помощью разъединителей и выключателя (рисунок 4.2).Схема с секционным выключателем сохраняет все достоинства схемы с однойсистемой шин, кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению толькоодного источника и половины потребителей.
В схеме с двумя системамисборных шин каждый элемент присоединяется через развилку из двух шинныхразъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другойсистеме шин (рисунок 4.1, б). Такая схема позволяет производить ремонт однойсистемы сборных шин, сохраняя в работе все присоединения. К недостаткамотносятся: большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущихматериалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительногоустройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружения КРУ,использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что увеличиваетколичество ошибочных операций производимых персоналом [5].
/>
Рисунок 4.2 –Схема с секционнымвыключателями и с разъединителями
На стороне 10 кВ выбираемсхему с двумя секциями сборных.
4.1.2 Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 35кВ
На стороне 35 кВиспользуются следующие схемы электрических соединении:
– схема блоктрансформатор–линия;
– схема мостиков;
– кольцевые схемы.
Схема блоктрансформатор–линия является упрощенной схемой электрических соединений,которая используется при небольшом количестве присоединений (рисунок 4.3, а).Такие схемы позволяют уме6ньшить расход электрооборудования и строительныхматериалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить егомонтаж.

/> />
 а) б)
/>
в)
Рисунок 4.3 – Варианты схем электрических соединенийна стороне 35 кВ
а) схема блоктрансформатор-линия, б) схема кольцевая, в) схема мостиковая.
мощностьнапряжение трансформатор электрический схема
Мостиковая схемаприменяется при двух линиях и двух трансформаторах. По существу это схема двухблоков трансформатор–линия, соединенных между собой на высокой сторонеперемычкой (мостиком)(рисунок 4.3, в). Вперемычке устанавливается выключатель, в цепях трансформаторовпредусматриваются отделители, а также ремонтная перемычка с разъединителями.Достоинством такой схемы является экономичность и простота. Конструкцияпозволяет осуществить переход от схемы мостика к другим схемам при расширении.
В кольцевых схемахвыключатели соединяются между собой, образуя кольцо (рисунок 4.3, б). Каждый элемент – линия,трансформатор присоединяется между двумя соседними выключателями. Самой простойкольцевой схемой является схема треугольника. Присоединение каждого элементачерез два выключателя увеличивает гибкость схемы и надежность работы, при этомчисло выключателей не превышает числа присоединений. В кольцевых схемахнадежность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеетсявозможность опробования любого выключателя в период нормальной работы.Конструктивное выполнение распределительных устройств по кольцевым схемампозволяет достаточно просто переходить от схемы треугольника к схемечетырехугольника, а затем к схеме блоков трансформатор шины или к схемам сосборными шинами [5].
На стороне 35 кВ выбираеммостиковую схему с выключателями в сторону трансформаторов.
4.2Расчет токов КЗ
Расчет токов КЗпроизводится для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников,проектирования и настройки релейной защиты и автоматики.
Для вычисления токов КЗсоставим расчетную схему (рисунок 4.4, а) с указанными на ней мест нахождениятоков КЗ (точки К1 и К2), а также исходными данными для их определения. По нейсоставляем схему замещения (рисунок 4.4, б).
Расчет будем вести вименованных единицах. Базисное напряжение /> для каждой ступени берем на 5% больше, соответственно для стороны 35 кВпринимаем /> кВ,а для стороны 10 кВ /> кВ. Ток КЗ находим по формуле [18]:
/>;                                      (4.1)
где /> – ток короткого замыкания, кА;
/> – базисное напряжение, кВ;
/> – эквивалентное сопротивление участка от источникапитания до точки КЗ, Ом.
/>
а)
/>
б)
Рисунок 12 – Схемы длярасчета токов КЗ: а) расчетная схема сети; б) схема замещения.
Для выбора аппаратурытакже нужно знать ударный ток КЗ который определяется по формуле [18]:
/>,                              (4.2)
где /> – ударный коэффициент.
Ударный коэффициент можетбыть определен следующим образом [18]:
/>,                               (4.3)
где Та – постояннаявремени затухания апериодического тока, с.
Постоянную временизатухания апериодического тока находим по формуле:
/>,                                    (4.4)
где />, /> – эквивалентные реактивные и активные сопротивлениядо точки КЗ, Ом.
В качестве примераприведем расчет тока КЗ в точке К1, для этого найдем сопротивления всех элементовнаходящихся до этой точки.
Параметры проводовсечением АС-70 берем из таблицы 1.3. Находим активное и реактивноесопротивления линии по формулам (1.11-1.12).
/> Ом,
/> Ом,
/> Ом,
/> Ом.
Находим эквивалентноеактивное и реактивное сопротивления на участке до точки К1. Так как линиивключены параллельно, тогда:
/> Ом,

/> Ом.
Тогда полноеэквивалентное сопротивление имеет следующее значение:
/> Ом.
Следовательно, ток КЗравняется:
/> кА.
Найдем постоянную временизатухания апериодического тока, ударный коэффициент и ударный ток по формулам(4.2-4.4):
/>,
/>,
/> кА.
Ток КЗ в точке К2рассчитывается аналогично. Для нее получаем следующие значения:
/> кА, />, />, /> кА.
4.3 Проверка выбранных сечений проводов натермическую стойкость
Проверка сеченийвыбранных проводов проводится в соответствии с соотношением:
/>,                                        (4.5)
где /> – тепловой импульс тока КЗ, А2∙с;
/> – ток термической стойкости изсправочника, кА.
/> – допустимое время действия тока термическойстойкости, с.
Тепловой импульс тока КЗопределяется по формуле:
/>,                                    (4.6)
где /> – ток КЗ протекающий полинии, кА;
/> –время отключения головноговыключателя релейной защиты, с.
Принимаем времяотключения /> с.
Ток термической стойкостии допустимое время его действия для разных сечений СИП-3 указаны в таблице 4.1.
Рассчитаем токи КЗ навсех участков линий аналогично пункту 4.2. Для участка 1 ток КЗ равен:
/> кА.
Следовательно:
/> кА2∙с.
Получаем что 1,88 кА2∙с
Полученные значения токовКЗ, допустимого времени действия тока КЗ, тепловой импульс тока КЗ по участкамзаносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.1 – Токитермической стойкости и допустимое время его действияСечение провода, мм2 Ток термической стойкости, кА Время действия тока термической стойкости, с
Тепловой импульс тока термической стойкости, /> кА2∙с 35 3,2 1 10,24 50 4,3 1 18,49 70 6,4 1 40,96 95 8,6 1 73,96
Таблица 4.2 – Токи КЗ поучасткам линии№ линии
/>, кА
/>, кА2∙с
/>, кА2∙с 1 2 3 4 1 1,69 1,71 10,24 4 1,43 1,23 18,49 3 1,55 1,44 18,49 2 1,77 1,88 18,49 5 2,09 2,62 10,24 6 0,86 0,44 10,24 7 0,87 0,45 10,24 8 1,25 0,94 10,24 9 1,61 1,66 10,24 10 1,81 1,97 10,84 11 2,09 2,62 10,24 12 2,45 3,6 10,24 13 2,71 4,41 18,49 14 3,14 5,92 18,49 15 4,95 14,7 18,49 16 2,57 3,96 10,24 17 2,98 5,33 10,24 18 4,75 13,54 40,96 19 1,702 1,74 40,96 20 1,75 1,84 18,49 21 2,07 2,57 18,49 22 1,11 0,74 10,24 23 1,11 0,74 10,24 24 1,15 0,79 10,24 25 1,13 0,77 10,24 26 1,28 0,98 10,24 27 2,85 4,87 10,24 28 3,13 5,88 18,49 29 3,56 7,60 18,49 30 4,36 11,41 40,96 33 3,56 7,6 18,49 32 3,74 8,39 40,96
4.4Выбор коммутационной аппаратуры (КА) на ПС «Наумовка» 35/10 Кв
4.4.1Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ ПС «Наумовка»
На стороне 35 кВ выбираемкомплектную трансформаторную подстанцию (КТП) блочную маркиКТПБР–М–35/10–5АН–2х4000–Б–I–95–У1Ровенского завода высоковольтной аппаратуры. Такая подстанция предназначена дляэлектроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей.Схема электрических соединений и план-разрез комплектной ПС 35/10 кВ находятсяв приложениях.
Коммутационная аппаратурана стороне 35 кВ выбирается по следующим условиям [18]:
по номинальномунапряжению:
/>,                                          (4.7)
где /> – номинальные напряжения электрической установки игде предполагается установка КА, кВ;
/> – номинальное напряжение КА, кВ;
2) по рабочему току:

/>,                                          (4.8)
где /> – номинальный ток КА,А;
/> – максимальный рабочий ток,который может протекать через КА, А;
3) по конструктивномуисполнению;
4) по динамическойустойчивости:
/>,                                                (4.9)
где /> – ток динамическойустойчивости КА, кА;
/> – расчетный ударный ток притрехфазном КЗ, кА.
5) по термическойустойчивости:
/>,                                       (4.10)
где /> – тепловой импульс токаКЗ, (формула 4.6);
/> – ток термической стойкости изсправочника, кА;
/> – допустимое время действия тока термическойстойкости, с.
Выбираем разъединительРДЗ-35/1000УХЛ1 [20]. Проверяем его по условиям 4.7–4.10.
1) по номинальномунапряжению:
/> кВ, /> кВ, следовательно />.
Условие выполняется.
2) по рабочему току:
/> А, />А, следовательно />.
Условие выполняется.
3) по конструктивномуисполнению разъединитель наружной установки;
4) по динамическойустойчивости:
/> кА, /> кА, />.
Условие выполняется.
5) по термическойустойчивости:
/> кА2∙с, /> кА2∙с.
Получаем что />. Следовательноусловие выполняется.
Выбираем выключательвакуумный наружной установки ВБЗП-35-20/1000У1 [21]. Выключатели проверяются аналогично разъединителям и дополнительновыбираются по следующему условию:
– коммутационнойспособности на семеричный ток:
/>,                                  (4.11)
где /> – действующее значение периодическойсоставляющей тока КЗ в момент времени /> после начала расхождениядугогасильных контактов выключателя;
/> – номинальный ток при КЗ, который способен выключитьвыключатель.
Выбор выключателя сведенв таблицу 4.3. Как видно из этой таблицы выключатель подходит по всем условиям.
Выбираем предохранительмарки ПВТ104-35-100-3,2У1. Предохранители выбираются по следующим условиям:
1) по номинальномунапряжению:
/>.
Для выбранногопредохранителя /> кВ, для установки /> кВ.
Условие выполняется.
2) по рабочему току:
/>.
В нашем случае /> А, /> А.
3) по роду установки:
предохранительПВТ104-35-100-3,2У1 наружной установки.
Условие выполняется.
Таблица 4.3 – Выборвыключателя на высокой сторонеРасчетные параметры Каталожные параметры 1 2 3 4 Наименование Числовое значение Наименование Числовое значение
Номинальное напряжение, /> кВ 35
Номинальное напряжение, /> кВ 35
Максимальный рабочий ток, /> А 63,94
Номинальный ток, /> А 1000
Ударный ток КЗ, /> кА 19,009
Ток динамической стойкости,/>кА 52
Тепловой импульс тока КЗ, /> А2∙с 96,774
Тепловой импульс тока термической стойкости, /> А2∙с 1200
Периодическая составляющая тока КЗ, /> кА 12,7
Номинальный ток отключения, /> кА 20
Произведем выбор шинына стороне 35 кВ. Согласно [15] сборные шины не выбираются по экономическойплотности тока. Поэтому выбор будем производить по минимально допустимомусечению, по номинальному току и по условию динамической стойкости. Согласнорекомендациям [12] сборные шины на стороне высокого напряжения ПС 35/10 кВвыполняют гибкими, и тем же проводом, что и питающую линию.
Питающая линиявыполнена проводом марки АС-70 и рабочий ток /> в ней равен 63,94 А. Такимобразом принимаем, что шины ОРУ 35 кВ будут изготовлены из провода марки АС-70.
Проверяем выбранную намишину по следующим условиям:
1) по длительнодопустимому току:
/>,                                           (4.12)
/> А, /> А. Условие выполняется.
2) на термическуюстойкость:
/>,                             (4.13)
/> мм2, /> мм2. Условие выполняется.
3) на динамическуюстойкость:

/>,                                       (4.14)
/> МПа
/>МПа, следовательно условиевыполняется.
Выбираем маслонаполненныетрансформаторы тока марки ТОЛ-35III-УХЛ1 и напряжения марки ЗНОЛЭ-35-У1[22]. Проверка выбранных трансформаторов тока и напряжения сведены в таблицы4.4-4.5.
На стороне 35 кВ такженужно поставить ограничитель перенапряжений (ОПН), который будем выбирать всоответствии с [25]:
1) Для 35 кВ выбираем ОПНсерии ОПН-ВР/TEL.
2) Так как возможна несимметрия нагрузки принимаем />/>.
3) Для этого ограничителяпо таблице из [25] находим допустимое рабочеенапряжение равное /> кВ.
4) Выбираем ОПН маркиОПН-ВР/TEL-35/40,5-УЧЛ1, предназначенный длявнешней установки.
5) При номинальномразрядном токе равном /> кА остаточное напряжение для негосоставляет /> кВ.
6) Соответствующийвентильный разрядник IIIгруппы обеспечивает остаточное напряжение /> кВ.
Выбранный ОПН по всемпараметрам подходит.
Таблица 4.4 – Проверкатрансформатора токаУсловие выбора Параметры сети Параметры трансформатора тока Выполнение условия Наименование Числовое значение Наименование Числовое значение
/>
Номинальное напряжение, /> кВ 35
Номинальное напряжение, /> кВ 35 Да
/>
Максимальный рабочий ток, /> А 63,94
Номинальный первичный ток /> А 150 Да
/>
Ударный ток, /> кА 19,009
Ток электодинамической стойкости, />, кА 141 Да
/>
Тепловой импульс тока КЗ, /> А2∙с 96,774
Тепловой импульс тока термической стойкости, /> А2∙с 300 Да
/>
Номинальная нагрузка сети, /> Ом 1,17
Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора, /> Ом 1,2 Да
Таблица 4.5 – Проверкатрансформатора напряженияУсловие выбора Параметры сети Параметры трансформатора тока Выполнение условия Наименование Числовое значение Наименование Числовое значение
/>
Номинальное напряжение, /> кВ 35
Номинальное напряжение, /> кВ 35 Да
/>
Номинальная мощность сети, /> В∙А 17
Номинальная мощность в классе точности, /> В∙А 600 Да
4.4.2Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ ТП «Наумовка»
На стороне 10 кВ условиявыбора КА такие же, как для КА на высокой стороне ПС. Дополнительно на низкой стороневыбираем комплектные распределительные устройства (КРУ) [23] и трансформаторсобственных нужд (ТСН) [24].
Выбираем комплектноераспределительное устройство марки КРУ/TEL-10-16/400-1-У2. В состав КРУ включаем выключательмарки ВВ/TEL-10-12,5/630, ТСН маркойТВП/10/0,1/0,22-225/2250, разъединитель марки РВЗ-10/630-1-УХЛ4, трансформатортока ТОЛ-10-1У2, трансформатор напряжения марки ЗНОЛ.06-10У3, ограничительперенапряжения марки ОПН-КР/TEL-10/11,5-УХЛ1.Параметрывыбранной аппаратуры приведены в таблицах 4.6–4.10. Из таблиц видно, что повсем проверкам выбранная аппаратура подходит.
Таблица 4.6 – ПараметрыКРУ/ТЕL-10-16/400-1-У2Наименование параметра Числовое значение Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальный ток главных цепей, А 400 Ток термической стойкости протекающий в течении 3 с, кА 16 Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 41,0
Таблица 4.7 – Параметрыразъединителя марки РВЗ-10/630-1-УХЛ4Наименование параметра Числовое значение Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальный ток, А 630 Ток термической стойкости протекающий в течении 3 с, кА 20 Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 51,0
Таблица 4.8 – Параметрывыключателя ВВ/TEL-10-12,5/630Расчетные параметры Каталожные параметры 1 2 3 4 Наименование Числовое значение Наименование Числовое значение
Номинальное напряжение, /> кВ 10
Номинальное напряжение, /> кВ 10
Максимальный рабочий ток, /> А 106,9
Номинальный ток, /> А 630
Ударный ток КЗ, /> кА 17,296
Ток динамической стойкости,/>кА 32
Тепловой импульс тока КЗ, /> А2∙с 362,91
Тепловой импульс тока термической стойкости, /> А2∙с 468,75
Периодическая составляющая тока КЗ, /> кА 6,119
Номинальный ток отключения, /> кА 12,5
ТСН имеет следующиепараметры:
– номинальное напряжение:10 кВ;
– номинальные вторичныелинейные напряжения соответствующихобмоток: 100/220 В;
– класс точности понапряжению 100 В: 0,5;
– мощность стовольтовойобмотки в классе точности 0,5: 225 В∙А;
– мощность максимальнойобмотки напряжением 220 В: 2250 В∙А.
Таблица 4.9 – Параметры трансформатора тока ТОЛ-10-1У2Наименование параметра Числовое значение 1 2 Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальный ток, А 150 Ток термической стойкости протекающий в течении 1 с, кА 12,5 Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 31,8 Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора, Ом 4

Таблица 4.10 – Параметры трансформатор напряжения маркиЗНОЛ.06-10У3Наименование параметра Числовое значение Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальная мощность в классе точности, В∙А 300
Таблица 4.11 – Параметрыограничителя перенапряжения марки ОПН-КР/TEL-10/11,5-УХЛ1Наименование параметра Числовое значение 1 2 Класс напряжения, кВ 10 Длительно допустимое рабочее напряжение, кВ 11,5 Номинальный разрядный ток, кА 10 Остаточное напряжение, кВ 35,8 Группа вентильного разрядника IV Остаточное напряжение разрядника, кВ 45

5 НАДЕЖНОСТЬ
5.1 Расчет параметров надежности до реконструкции
Преобразуем нашу схемудля расчета основных параметров надежности. Исходя из того, что сеть нерезервируемая и отказ любого элемента приводит к отказу всей сети на времяремонта или оперативных переключений, то схема соединений элементов понадежности будет последовательной (рисунок 5.1).
/>
Рисунок 5.1 – Схемазамещения для расчета параметров надежности до реконструкции
Основными параметраминадежности являются [26]:
– погонная частота отказов/>.
Для проводов маркой А иАС /> год-1/км.
– частота отказа:
/> год-1,                                (5.1)

где /> – длина участка, км.
– вероятность отказа:
/>,                                   (5.2)
где /> – промежуток времени,за который рассчитывается вероятность отказа, в нашем случае /> год.
– недоотпуск электроэнергии:
/> кВт∙ч/год,            (5.3)
где /> – среднее время восстановленияэлектроснабжения, ч.
Для проводов маркой А иАС время ремонта участка линии /> ч. Время переключений />ч зависит откатегории потребителей находящихся на этом участке, есть ли резерв и чем этотрезерв обеспечивается. В нашем случае для потребителей первой категории резервобеспечивается при помощи выключателя, а для потребителей второй категорииразъединителем, следовательно: /> ч, /> ч.
Рассмотрим расчетпараметров надежности на примере участка № 10. На этом участке протекаетмощность от ТП 418 равная 67,2 кВт. К этому участку подключены потребителитолько III категории, следовательно, времявосстановления электроснабжения для этих потребителей равняется времени ремонта/> часов. Параметры надежности дляэтого участка имеют следующие значения:
/> год-1,
/>,
/>
/>
/> кВт∙ч/год.
Аналогично рассчитываемпараметры надежности для остальных участков сети. Полученные значения заносим втаблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Параметрынадежности до реконструкции№ участка Частота отказа, год-1 Вероятность отказа Недоотпуск электроэнергии, кВт∙ч/год 1 2 3 4 1 0,2 0,181 1673,58 2 0,125 0,118 1045,99 3 0,1 0,095 836,79 4 0,1 0,095 836,79 5 0,05 0,049 418,39 6 0,6 0,451 5020,73 7 0,075 0,0722 627,59 8 0,125 0,118 1045,99 9 0,1 0,095 836,79 10 0,1 0,095 836,79 11 0,2 0,181 1673,58 12 0,175 0,161 1079,11 13 0,05 0,488 308,32 Суммарное значение по линии 2 1,759 15612,84 14 0,125 0,118 234,54 15 0,175 0,161 328,36 16 0,075 0,0723 140,73

Суммарное значение по линии 0,375 0,35 703,63 17 0,125 0,118 778,36 18 0,125 0,118 778,36
  19 0,1 0,095 622,69
  20 0,125 0,118 778,36
  21 0,1 0,095 622,69
  22 0,1 0,095 622,69
  23 0,1 0,095 622,69
  24 0,25 0,221 1556,71
 

25 0,725 0,516 4514,47
  26 0,025 0,247 155,67
  27 0,225 0,201 1401,04
  28 0,15 0,139 934,03
  29 0,05 0,488 311,34
  30 0,175 0,161 1089,69
  31 0,1 0,095 622,69
  Суммарное значение по линии 2,475 2,139 15411,45
  Общее суммарное значение 4,85 4,248 31727,93
 
5.2Расчет параметров надежности после реконструкции
На рисунке 5.2 изображенасхема замещения для расчетов параметров надежности после реконструкции.Параметры надежности рассчитываются аналогично пункту 5.1. Для изолированныхпроводов маркой СИП-3 времяремонта участка линии /> ч. Время переключения остаетсятаким же. Погонная частота отказов принимается равной /> год-1/км. Полученные значения параметров сведеныв таблицу 5.2.

/>
Рисунок 5.2 – Схемазамещения для расчета параметров надежности после реконструкции.
Таблица 5.2 – Параметрынадежности после реконструкции№ участка Частота отказа, год-1 Вероятность отказа Недоотпуск электроэнергии, кВт∙ч/год 1 2 3 4 1 0,0125 0,0124 11,47 2 0,0125 0,124 11,47 3 0,0125 0,0124 11,47 4 0,0094 0,0093 8,602 5 0,0063 0,0062 5,73 6 0,075 0,0723 68,82 7 0,016 0,0155 14,34 8 0,0094 0,0093 8,602 9 0,0125 0,0124 11,47 10 0,125 0,0124 11,47 Суммарное значение по линии 0,291 0,175 163,44 11 0,034 0,034 12 0,0156 0,0155 15,49 13 0,0219 0,0216 21,69 14 0,0094 0,0093 9,296
  15 0,066 0,064 65,07
  16 0,022 0,022 40,53
  17 0,0063 0,0062 11,58
 
  Суммарное значение по линии 0,141 0,138 163,66
 
  18 0,0219 0,0216 39,47
 
  19 0,0156 0,0155 28,19
 
  20 0,028 0,0277 50,74
 
  21 0,0188 0,0186 33,828
 
  22 0,00625 0,00623 5,64
 
  23 0,0219 0,0216 39,47
 
  24 0,0125 0,0124 22,55
 
  25 0,0125 0,0124 22,55
 
  26 0,0156 0,0155 28,19
 
  27 0,0125 0,0124 22,55
 
  28 0,0125 0,0124 22,55
 
  29 0,0125 0,0124 22,55
 
  30 0,0312 0,0308 56,38
 
  31 0,091 0,087 163,5
 
  32 0,0031 0,0031 5,64
  Суммарное значение по линии 0,316 0,309 563,803
  Общее суммарное значение 0,748 0,622 879,43
  /> /> /> /> /> /> /> />
Из таблиц 5.1-5.2 видно,что до реконструкции общий недоотпуск электроэнергии составлял 31727,93 кВт∙ч/год.После реконструкции общий недоотпуск электроэнергии будет составлять 879,43 кВт∙ч/год. При этом частотаотказов сократилась в 6,5 раз, а вероятность отказа в 6,8 раза.

6 ЭКОНОМИЧЕСКОЕОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ СЕТИ
При проектировании иреконструкции систем электроснабжения, а также в процессе ее функционированияприходится принимать обоснованные и экономически целесообразные решения. Сточки зрения оценки экономической эффективности решений их разделяют:
– решения, влияющие наэффективность инвестиций в развитие систем электроснабжения;
– решения, оказывающиевлияние на себестоимость передачи и распределения электроэнергии;
– решения, связанные сэффективностью применения новых средств и способов улучшения параметровэлектроэнергии и экономичности функционирования электрических сетей. [16]
В данном дипломномпроекте проводилась реконструкция системы электроснабжения населенного пункта сзаменой устаревшего оборудования на более новое, которое позволяет улучшитькачество и надежность электроснабжения, а также повысить экономичность сети.Так, например установка изолированных проводов позволяет сократитьэксплуатационные расходы до 80%. Также изолированные провода позволяютсократить ущерб от недоотпуска электроэнергии, уменьшить потери электрическойэнергии и затраты связанные с этим
Рассмотрим затраты отнедоотпуска электроэнергии для двух вариантов до реконструкции и после иэкономический эффект от проведенной реконструкции.
В пунктах 5.1 и 5.2 былирассчитаны недоотпуски электроэнергии за год для этих двух вариантов. Получилиследующие значения:
– до реконструкции />кВт∙ч/год;
– после реконструкции /> кВт∙ч/год.
Также были рассчитаныпотери электроэнергии для обоих вариантов:
– до реконструкции /> тыс. кВт∙ч/год;
– после реконструкции /> тыс. кВт∙ч/год.
Определим затраты принедоотпуске и при потерях электроэнергии для двух вариантов по формуле:
/>, грн/год;                         (6.1)
где /> – недоотпуск или потериэлектроэнергии за год до и после реконструкции, кВт∙ч/год;
/> – стоимость 1 кВт∙чэлектроэнергии, грн.
Для потребителей сельскойместности стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии составляет /> грн [27].
В соответствии с [28] принедоотпуске электроэнергии энергоснабжающая организация несет ответственностьперед потребителем электроэнергии в размере пятикратной стоимостинедоотпущенной электроэнергии. Тогда затраты от недоотпуска электроэнергии дляпервого варианта будут иметь следующее значение:
/> грн/год.
Затраты для второговарианта от недоотпуска электроэнергии:
/> грн/год.
Экономический эффект отнедоотпуска составит:
/> грн/год.                    (6.2)
Определим экономическийэффект от потерь электроэнергии:
/> грн/год.(6.3)
В данном дипломномпроекте рассматривается вариант реконструкции систем электроснабжения, прикотором строится новая ПС 35/10 кВ и заменяются старые провода марками АС и Ана новые изолированные провода марки СИП-3. Капитальные вложения для постройкиновой подстанции составляют /> тыс.грн. Для замены старых проводовна новые требуются капвложения в размере /> тыс.грн. Суммарные капитальныевложения для второго варианта составляют:
/> тыс. грн.
Для первого вариантакапитальные вложения составляют /> тыс. грн. так как мы заменяемстарые провода и строим полностью новую ПС 35/10 кВ.
При реконструкцииостается 19,9 км старых проводов общей массой 577 кг которые можно продать наметаллолом по цене 6 грн. за 1 кг алюминия. Тогда выручка от продажи проводовсоставит:
/>
/> тыс. грн,                                (6.4)
где /> – суммарная длинапровода одного сечения, км;
/> – масса провода одного сечения,кг.
Определим срококупаемости вновь построенной ПС в соответствии с формулой:
/>,                 (6.5)
Следовательно наш проектокупится за:

/> год.
Как видно из расчетовпосле реконструкции системы электроснабжения нашего населенного пунктаэкономический эффект по недоотпуску электроэнергии составит /> тыс. гривен в год, а от потерьэлектроэнергии экономический /> тыс. грн. в год. При этом в 36 разуменьшится недоотпуск электроэнергии, а потери электроэнергии в 1,6 раза, что всвою очередь хорошо отразится на промышленных потребителях электроэнергииданного района.

7 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ИАВТОМАТИКА
7.1Общие положения о релейной защите и автоматики
Перегрузки, значительныепадения напряжения, короткие замыкания и другие нарушения нормального режимамогут привести к повреждению и даже к разрушению аппаратуры и токопроводящихэлектрических установок.
Защиту электроустановокот аварий или ненормальных режимов может производить релейная защита (РЗ),которая состоит из одного или нескольких согласованных реле, которые обеспечиваютавтоматическое отделение участка с аварией или ненормальным режимом и подаюткоманду на отключение ее или сигнал обслуживающему персоналу.
При КЗ релейная защитавсегда действует на отключение поврежденной линии. Если при нарушениинормального режима потребности в немедленном отключении какого-то участка нет(например, при замыкании на землю в сетях с изолированной нейтраллю), то РЗможет работать на сигнал.[29]
В данном дипломномпроекте рассчитывается участок сети в сельскохозяйственном районе.
В сельской местностиэлектроснабжение осуществляется, как правило, по ВЛ напряжением 10 и, реже, 6кВ, которые подключаются к подстанциям с высшим напряжением 35 или 110 кВ, аиногда и более высокого класса напряжения.
Большинство линий 10 кВв сельской местности питает по несколько трансформаторных подстанций 10/0,4 кВсамой различной мощности (от 25 до 630 кВА). Эти трансформаторные подстанцииподключаются к ответвлениям от линий через плавкие предохранители, главнымобразом кварцевые типа ПКТ. На трансформаторных подстанциях крупныхсельскохозяйственных предприятий (птицефабрики, животноводческие комплексы,хранилища и т. п.) могут устанавливаться трансформаторы мощностью 630 и 1000кВА с масляными выключателями 10 кВ и релейной защитой.
Защита линий 10 кВсельскохозяйственных районов выполняется в соответствии с «Правилами устройстваэлектроустановок» от многофазных к. з. и от однофазных замыканий на землю.
Линии 10 кВ в сельскойместности обычно выполняются одиночными и имеют одностороннее питание. Длязащиты таких линий от многофазных к. з. должна устанавливаться двухступенчатаятоковая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, авторая — в виде максимальной токовой защиты с зависимой или с независимойхарактеристикой выдержки времени. В большинстве случаев применяются защиты сзависимой характеристикой выдержки времени, поскольку на подстанциях спеременным оперативным током их выполнение проще и дешевле, чем защит снезависимой характеристикой. Особенно просты и дешевы защиты с реле прямогодействия, встроенными в привод выключателя 10 кВ, например типа РТВ. Зависимаяхарактеристика выдержки времени позволяет выбирать, как правило, меньший токсрабатывания защиты по условию согласования (селективности) с плавкимипредохранителями питаемых трансформаторов.
Максимальной токовойзащитой (МТЗ) высоковольтных линий называют такую защиту, которая приходит вдействие при возрастании тока до определенного значения в защищаемой линии вслучае КЗ или перегрузки; при этом время срабатывания МТЗ одно и то женезависимо от величины тока ненормального режима. Это время определяетсяуставкой реле времени. МТЗ, выполняемая с помощью токовых и вспомогательныхреле, нашла наибольшее распространение для защиты высоковольтных линий как вкачестве основной, так и дополнительной. Эта защита является одной из наиболеепростых, дешевых и надежных в работе. Ее применяют для сетей с большим токомзамыкания на землю в трехфазном, а для сетей с малым током замыкания — вдвухфазном исполнении.
РЗ должна отвечатьследующим требованиям [29]:
1) избирательностьдействия (селективность), тоесть отключение только поврежденного участка сетивыключателем, расположенного ближе всего к месту повреждения;
2) необходимая скоростьдействия, которая обеспечивает бесперебойность электроснабжения неповрежденныхучастков, уменьшая опасность аварийных токов для оборудования и улучшает условия устойчивой параллельной работы генераторов;
3) высокаячувствительность защиты, которая обеспечивает реакцию реле в начале выключенияаварийного или ненормального режима, когда действие тока КЗ еще не привела кповреждению электрической аппаратуры и токопроводов;
4) высокая надежностьработы защиты, которая практически исключает ошибочность действия РЗ илиотказов в работе.
7.2Расчет релейной защиты
Выберем аппаратуру длязащиты линий и трансформаторов. По мощности трансформаторов из [30] выбираем номинальный ток плавкойвставки, затем из [4] выбираем марки предохранителей. Выбранные маркипредохранителей в соответствии с трансформаторами заносим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Выбранныемарки предохранителейМарка трансформатора Марка предохранителей Номинальный ток, А ТМ-25/10У1 ПКТ101-10-5-31,5УЗ 5 ТМ-40/10У1 ПКТ101-10-8-31,5УЗ 8 ТМ-63/10У1 ПКТ101-10-10-31,5УЗ 10 ТМ-100/10У1 ПКТ101-10-16-31,5УЗ 16 ТМ-160/10У1 ПКТ101-10-20-31,5УЗ 20 ТМ-250/10У1 ПКТ102-10-40-31,5УЗ 40 ТМ-400/10У1 ПКТ102-10-50-31,5УЗ 50
Для защиты линий 10 кВустанавливаем МТЗ, выполненную по двухрелейной схеме с реле прямого действиятипа УЗА-АТ.
Рассчитаем токсрабатывания МТЗ линии по выражению:
/> А,                        (7.1)
где /> – коэффициент надежности, обеспечивающийнадёжное несрабатывание защиты путём учёта погрешности реле с необходимымзапасом, для реле типа УЗА-АТ принимаем />;
/> – коэффициент самозапуска,зависящий от характера нагрузки, схемы и параметров питающей сети, принимаемравным 1,25;
/> – коэффициент возврата реле, дляУЗА-АТ принимаем равным 0,8;
/> – максимальный рабочий ток на линии, А.
Максимальный рабочий токрассчитывается по формуле:
/> А.                           (7.2)
Расчета рассмотрим напримере трансформатора №1 ТП-15 и отходящего от него участка №1 линии 9-8-5.Коэффициенты чувствительности основной и резервной зоны для защиттрансформаторов и участков линии 9-8-5.
Для защиты этоготрансформатора максимальный рабочий ток имеет следующее значение:
/> А.
Ток срабатывания МТЗ:
/> А.
По току срабатываниязащиты выбираем трансформатор тока марки ТОЛ‑10‑1 с номинальнымтоком срабатывания /> А и коэффициентом трансформации />.
Вычислим ток срабатыванияреле УЗА-АТ с учетом коэффициента трансформации по выражению:
/> А,                               (7.3)
где /> – коэффициент схемы, равный 1 таккак наши трансформаторы тока со
единены по схеме полнаязвезда.
Тогда ток срабатыванияреле:
/> А.
Выбираем уставку релеравную 4,163 А, согласно [30].
Проверим чувствительностьзащиты. Коэффициент чувствительности при КЗ в основной и резервной зонахдействия защиты в соответствии с формулой:
/>                                   (7.4)
Для первого участка линииосновной защитой является МТЗ на ПС и она является резервной для предохранителяна ТП-15. Тогда коэффициенты чувствительности имеют следующие значения:
– основной защиты:
/>;
– резервной зоне:
/>.
Из [15] известно что дляосновной зоны /> должен бытьбольше или равно 1,5, а для резервной зоны /> больше либо равно 1,2. В нашемслучае /> и/>,следовательно чувствительность для обоих зон удовлетворяется.
Для всех остальных линийкоэффициенты чувствительности рассчитываются аналогично. Полученные значениясводятся в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 –Коэффициенты чувствительностиТочки КЗ
/>
/> 1 2 3 К1 10,59 3,1 К2 3,1 1,7 К3 2,06 1,6 К4 10,56 2,06 К5 2,2 1,8 К6 10,56 2,2 К7 10,56 3,06 К8 3,06 1,4 К9 10,56 4,68 К10 4,68 1,55 К11 10,56 5,69 К12 5,69 1,3
Время срабатывания ихарактеристика реле УЗА–АТ выбираем по условиям согласования по току и временис параметрами защитных характеристик устройств предыдущих элементов. Предыдущимрасчетным элементом является трансформатор — 250 кВА. Его защита осуществляетсяплавкими предохранителями.
Для защиты силовых трансформаторов 250 кВА выбираем,согласно [15] предохранители с номинальным напряжением 10 кВ, номинальным током/> А иноминальным током отключения /> кА. Условное обозначение выбранногопредохранителя имеет вид: ПКТ102–10–40–31,5У3.
На карте селективности(приложение ) в осях ток — время строится типовая защитная времятоковаяхарактеристика плавления этого предохранителя, представляющая зависимостьпреддугового времени или времени плавления плавкого элемента от начала КЗ домомента возникновения дуги (tПЛ) от действующего значения периодическойсоставляющей ожидаемого тока КЗ.
Подбирается характеристикамаксимальной защиты линии (реле УЗА–АТ) исходя из следующих условий:
а) ток срабатываниязащиты должен быть не менее чем на 10 % больше тока плавления вставкипредохранителя, соответствующего времени действия защиты в начальной частихарактеристики;
б) ступень селективности 0,5—0,7 с между характеристикамизащиты и предохранителя желательно обеспечивать при всех возможных значенияхтока короткого замыкания [32];
в) ступень селективностимежду защитой питающего трансформатора и защитой КЛ 10 кВ должна быть примерно0,7 с при максимальном токе КЗ в начале линии;

8 ОРАНА ТРУДА
8.1Задачи в области охраны труда
Обеспечение здоровых ибезопасных условий труда является одной из главных предпосылокпроизводительности труда.
В ходе развития промышленности внашей стране создаются все условия для ликвидации производственного травматизмаи заболеваемости.
Для дальнейшего улучшенияусловий труда и устранения имеющихся недостатков в области охраны труда итехники безопасности на действующих предприятиях собственником выделяютсябольшие средства на оздоровление условий труда, приобретение спецодежды итехнических средств, на повышение технических знаний и производственнойквалификации рабочих.
Охрана труда – этосистема законодательных актов и соответствующих им социально-экономических,организационных, технических, санитарно-гигиенических илечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность,сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда [33].
Организационно-техническиемероприятия и средства предназначены для исключения влияния на работниковопасных производственных факторов, исключения или уменьшения до допустимыхнормативных значений влияния на работников вредных производственных факторов.
Охрана труда включает всебя решение следующих основных задач:
– обучениеработающих безопасности труда и пропаганду вопросов охраны труда;
– обеспечениебезопасности зданий и сооружений;
– обеспечениебезопасности производственного оборудования;
– обеспечениебезопасности производственных процессов;
– обеспечениеработающих средствами индивидуальной защиты;
– нормализациясанитарно-гигиенических условий;
– созданиеоптимальных условий труда и отдыха работающих;
– санитарно-бытовоеобслуживание работающих.
На Украинесоздана необходимая база для широкого внедрения электрической энергии в отраслипромышленности. Благодаря этому промышленность и сельское хозяйство являютсявысокомеханизированными и электрифицированными. Насыщенность предприятийэлектрооборудованием приводит к возникновению электротравматизма. Из общегоколичества несчастных случаев на производстве электротравмы составляют от 0,5до 1 %, а среди случаев со смертельным исходом от 20 до 40 %. При этом от 60 до80 % смертельных случаев поражения электрическим током приходится наэлектроустановки напряжением до 1000 В. Около трети несчастных случаевпроисходит вследствие нарушений правил техники безопасности. Свыше две третипотерпевших – работники не электротехнических профессий [34].
Чтобы исправитьсуществующее положение, в соответствии с Законом Украины “Об охране труда’’,Кабинет Министров Украины утвердил Национальную программу улучшения состояниябезопасности, гигиены труда и производственной среды. Главной ее целью естьсоздание государственной системы управления охраной труда, котораясодействовала бы решению вопросов правового, организационного,материально-технического обеспечения охраны труда.
Основныепринципы законодательства по охране труда основаны на положениях, закрепленныхКонституцией Украины. Кроме Конституции в нашей стране действуют законы идругие государственные акты Украины, постановления Кабинета Министров,центральных комитетов профсоюзов, отраслевые правила и инструкции, приказыминистерств и ведомств и другие нормативные акты по охране труда.
Важное значениедля правовой основы понятия охраны труда имеет “Кодекс Законов о труде’’ иЗакон “Об охране труда’’. В соответствии с ними администрация предприятий,учреждений, организаций любой формы собственности обязаны предпринять рядобязательных мероприятий относительно улучшения и оздоровление условий трудаработников и служащих, устранения опасных и вредных факторов путем внедрениямеханизации и автоматизации производственных процессов, понижения запыленности,загазованности воздуха, интенсивности шума, вибрации, вредных излучений.
Одной из важныхгарантий обеспечения охраны труда на производстве есть надзор и контроль засоблюдением законодательства о труде.
8.2Противопожарные мероприятия
Пожарная безопасностьэнергетических предприятий обеспечивается путем проведения организационных,техничных и других мероприятий, направленных на предупреждение пожаров,уменьшения негативных последствий, создания условий для быстрого вызовапожарных подразделений и успешного гашения пожаров [35].
Энергопредприятия должныбыть оборудованы системами противопожарного водоснабжения, установкамиобнаружения и тушения пожара в соответствии с требованияминормативно-технических документов [36].
На каждомэнергопредприятии должен быть установлен противопожарный режим и выполненыпротивопожарные мероприятия исходя из особенностей производства, а такжесовместно работниками пожарной охраны и энергопредприятия разработаноперативный план тушения пожара.
Работникиэнергопредприятия должны проходить противопожарный инструктаж, учувствовать впротивопожарных тренировках, проходить периодическую проверку знаний “Правилпожарной безопасности”.
Территория ПС должна содержаться в чистоте, очищаться отгорючих отходов. Вся территория ПС должна иметь ограждение и должна бытьосвещена в соответствии с нормами. Подъездные дороги должны содержаться висправном состоянии. Запрещается применять открытый огонь на территории ПС. Дляпредотвращения пожара на подстанции предполагается установка противопожарногощита. В состав противопожарного щита должны входить: огнетушитель, багор,лопата, топор, лом, покрывало из негорючего материала, ящик с песком.Использовать противопожарный инвентарь для других целей запрещается.
8.3Расчет устройства молниезащиты подстанции
Молниезащита – комплексзащитных устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей,сохранности зданий и сооружений, оборудования и материалов от возможныхвзрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии [36].
Защита от прямых удароммолнии производится стержневыми молниеотводами. Возьмем два отдельно стоящихмолниеотвода высотой /> м. При этом торцевые области зонызащиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов [38].
Высоту молниеотводовпринимаем /> м,расстояние между молниеотводами по плану /> м.
Зона защиты одиночногостержневого молниеотвода высотой /> представляет собой круговойконус, вершина которого находится на высоте />. На уровне земли зона защитыобразует круг радиусом />. Горизонтальное сечение зоны защитына высоте защищаемого сооружения /> представляет собой круг радиусом />.
Габаритные размеры зонызащиты определяются в соответствии [38] по формулам:

/> м,                                    (8.1)
/> м,                                       (8.2)
/> м.                         (8.3)
Внутренние области зонзащиты двойного стержневого молниеотвода при условии />имеют следующие габаритныеразмеры:
/>,                                               (8.4)
/>, />.                                   8.5)
где /> – высота внутреннейзоны защиты, им;
/> – радиусвнутренней зоны защиты на уровне земли, м;
/> – радиус внутренней зоны защиты на высоте защищаемогообъекта, м.
Высота трансформатора /> м. Всоответствии с формулами (8.1-8.5) определяем габаритные размеры нашеймолниезащиты. Получаем:
/> м,
/> м,
/> м.
По рисунку 8.1 видно чтовсе оборудование входит в зону защиты наших молниеотводов.

8.4Расчет заземляющего устройства
Защитным заземлениемназывается заземление частей электроустановки с целью обеспеченияэлектробезопасности. Его назначение обеспечить мужду корпусами защищаемогоэлектрооборудования и землей элекирическое соединение с достаточно малымсопротивлением и тем самым снизить до безопасного значения напряженияприкосновения во время замыкания на корпус электрооборудования. [37]
Согласно “Правилустройства электроустановок” (ПУЭ) в электроустановках 6-35 кВ с изолированнойнейтралью сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:
/>Ом,                                (8.6)
где /> – расчетный ток замыкания наземлю, А, который можно определить, зная длину электрически связанных кабельныхлиний />,км, воздушных линий />, км, и напряжение сети />, В:
/>.                                     (8.7)
Найдем расчетный ток:
/> А.
Подставляем значение /> в формулу (8.6) и получаем:
/> Ом.
Так как условие (8.6)не выполняется, то на ПС будет применено контурное заземление.
Сопротивлениевертикальных и горизонтальных элементов сложного заземлителя размещенного вземле с неоднородной электрической структурой, рассчитывают с использованиемэквивалентного сопротивления почвы.
Эквивалентное удельноесопротивление почвы для сетчатых электродов принимаем ρ = 50 Ом∙м.
Сопротивлениезаземлителя подстанции в виде сетки (расстояние между стержнями вдвое больше ихдлины), которая состоит из вертикальных электродов, объединенныхгоризонтальными полосами, рассчитывается по эмпирической формуле [39]:
/>,                     (8.8)
где А – коэффициентопределяемый по значению />;
S– площадь занятая заземлителем, м2;
l – длина электрода, м;
n– число электродов, единиц.
Принимаем длину электродов 3 м. Тогда количество электродов определяется по формуле из [38]:
/>,                                               (8.9)
/>.
Принимаем n = 9.
Определяем коэффициентА:
/>м-2.
Из [40]для /> м-2, A = 0,37.
По формуле (9.8)находим сопротивление заземлителя:
/> Ом.
Условие (8.6) выполняется.
Все оборудование на ПСвыполнено на бетонных фундаментах. В свою очередь, фундамент является хорошимзаземлителем [38]. Выбранные нами 8 заземлителейрасполагаем по контуру ПС, 4 из них соединяем заземляющими полосами, к которымподсоединяем наше оборудование. Девятый заземлитель ставим на пересечении этихполос. Тогда грозозащитное сопротивление ПС станет

/>
Рисунок 8.1 –Расположение заземления и молнтеотводов

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙЛИТЕРАТУРЫ
1. Лях В.В. Вопросыперспективного развития распределительных электрических сетей напряжением0,38-154кВ/ Электрические сети и системы. – 2003. – №2. – с. 8-13.
2. Руководящие материалы попроектированию электроснабжения сельского хозяйства. Методические указания порасчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственногоназначения. Москва: Сельэнергопроект, 1981 – 109с.
3. Методические указания к дипломномупроекту ”Электроснабжение города” / В.В. Зорин, Н.Н. Федосенко, П.Я. Экель,В.А. Дубров, А.З. Крушельницкий, В.А. Попов. – Киев: КПИ, 1982 – 68с.
4. Неклепаев Б.Н., КрючковИ.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы длякурсового и дипломного проектированя: Учеб. Пособие для вузов. – 4-е изд.,перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат. 1989. –608 с.: ил.
5. РожковаЛ. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник длятехникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
6. Боровиков В.А., Косарев В.К.,Хотод Г.А. Электрические сети и системы. Учеб. пособие для техникумов. М.:Энергия, 1968.
7. Киреева Э.А., Орлов В.В., СтарковаЛ.Е. Электроснабжение цехов промышленных предприятий. – М.: НТФ,Энергопрогресс, 2003. – 120 с.; ил. [Библиотечка электротехника, приложение кЖурналу «Энергетик», Вып. 12(60)].
8. Справочник по проектированиюэлектроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов идр.; Под ред С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат, 1985. – 352.
9. Руководящие материалы попроектированию электроснабжения сельского хозяйства. Рекомендации по учетутребований надежности электроснабжения потребителей при проектированииэлектрических сетей сельскохозяйственного назначения. Выпуск 12.Москва 1974.
10. Руководящие материалы попроектированию электроснабжения сельского хозяйства. Методические указания пообеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжениясельскохозяйственных потребителей. Москва, 1986.
11. ГОСТ 13109-67.
12. Пособие к курсовому и дипломномупроектированию для электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие длястудентов электроэнерге. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп./ В.М. Блок,Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М Блок. – М.: Высш. шк., 1990, –383с.: ил.
13. Справочник по проектированиюэлектросетей в сельской местности/ Э.Я. Гричевский, П.А. Катков, А.М. Карпенкои др.; Под ред. П.А. Каткова, В.И Франгуляна. – М.: Энергия, 1980. – 352 с.,ил.
14. Методические указания кдипломному проекту ”Электроснабжение города” / В.В. Зорин, Н.Н. Федосенко, П.Я.Экель, В.А. Дубров, А.З. Крушельницкий, В.А. Попов. – Киев: КПИ, 1982 – 68с.
15. Правила устройстваэлектроустановок/ Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб и доп. – М.:Энергоатомиздат, 1985. –640 с.
16. Зорин В.В., Тисленко В.В. Системыэлектроснабжения общего назначения. – Чернигов: ЧГТУ, 2005. – 341с.
17. Шийко А. ВЛ 0,4-20 кВ сизолированными и защищенными проводами: опыт проектирования, строительства иэксплуатации/ Новости ЭлектроТехники.–2002.-№5(17). – с. 19-21.
18. Розрахунок струмів короткогозамикання та вибір електрообладнання на електричних станціях та підстанціях.Методичні вказівки для студентів спеціальності 6.090600 «Електричні системи тамережі». / Укл.: буйний Р.О., Ананьєв В.М., Тесленко В.В. – Чернігів: ЧДТУ,2004-70с.
19. www.rzva.ua
20. www.energyworld.com.ua/elvo.htm
21. Краткий номенклатурный каталог.Основная продукция Ровенского завода высоковольтной аппаратуры. 2001 – 46 с.
22. Краткий номенклатурный каталогосновной продукции ОАО «Запорожского завода высоковольтной аппаратуры»
23. Таврида Электрик Украина.Техническое описание. Комплектные распределительные устройства серии TEL
24. Краткий номенклатурный каталог основной продукции ОАО ЭК«Хмельницкоблэнерго»
25. Методичні вказівки з виборуобмежувачів перенапруг нелінійних виробництва підприємства «Таврида Електрік»для електричніх мереж 6-35 кВ
26. Надежность системэлектроснабжения. Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппель Ф., Адлер Г. – Вища шк.Головное изд-во, 1984. –192с.
27. Постанова № 758 від 10.07.2002 Про внесення змін до Порядку застосування тарифів наелектроенергію, що відпускається населенню і населеним пунктам, затвердженогопостановою НКРЕ від 10.03.99 № 309
28. Закон України проелектроенергетику
29. Производство и распределениеэлектрической энергии в сельском хозяйстве. Притака И.П., Издательскоеобъединение Вища школа, 1973, с. 316
30. Шабад М.А. Расчётырелейной защиты и автоматики распределительных сетей. – 3-ие изд., перероб. идоп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1985. – 296 с., ил.
31. \\Inel\Archive\Documentation\Diplom_pdf\Alstom\УЗА АТ.pdf
32. Андреев В.А. Релейная защита иавтоматика систем електроснабжения: Учеб. Для вузов по спец. ”Электроснабжение”. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:Высш. шк., 1991. – 496 с.
33. Міністерство палива та енергетики України. ДНДПВТІ „Енергоперспектива”.– Київ, 2001. — 54 с.
34. Охрана труда в энергетике: Учебникдля техникумов/ Л. Д. Борисов, Б. А. Князевский, С. М. Кучерук и др.; под ред.Б. А. Князевского. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 376 с
35. Правила пожежноїбезпеки на підприємствах та в організаціях енергетичної галузі/ М-во енергетики України.–Львів, Каменяр, 1999.– 112 с.
36. Правила технической эксплуатацииэлектрических станций и сетей/М-во энергетики и электрификации СССР. – 14-еизд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 288 с.
37. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования/Подред. Круповича В.И., Барыбина Ю.Г., Самовера М.Л. – 3-е изд., перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1981. – 408 с.
38. Инструкция по устройствумолниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87. М. Энергоатомиздат 1989
39. Техника высоких напряжений:Изоляция и перенапряжения в электрических системах: Учебник для вузов/В.В.Базуткин, В.П.Ларионов, Ю.С.Пинталь; под общей редакцией В.П.Ларионова.–3-е издание, переработанное и дополненное – Москва: Энергоатомиздат, 1986. –464с.: ил.
40. Техника высоких напряжений. Учебникдля студентов электротехнических специальностей вузов./ Под. общей ред. Д.В.Разевига. – М.: Энергия, 1976. – 488с.