Доповідь до диплому.
Метою цієї роботи є вибір найкращої в техніко-економічному сенсі схеми розвитку районної електричної мережі при дотриманні заданих вимог до надійності схеми електропостачання і до якості електроенергії відпускається споживачам, безпосереднє проектування підстанції.
Необхідно провести підключення нового споживача до вже існуючої вихідної електричної мережі. Розглянуто три варіанти підключення проектованої підстанції № 10. Проектування проводилося з урахуванням кліматичних умов, в яких знаходиться підстанція.
У роботі наведені розрахунки нормальних і аварійних режимів всіх розглянутих варіантів. Зроблено вибір перерізів проводів ліній електропередач для кожного варіанту. Вироблено техніко-економічне порівняння варіантів. У результаті чого був обраний найбільш оптимальний варіант приєднання проектованої підстанції до існуючої мережі. Наступним етапом було проведено проектування понижувальної підстанції 110/10 кВ, вибір числа і силових трансформаторів, трансформаторів власних потреб, вибір устаткування і комутаційної апаратури. У «Розділі релейний захист» був проведений розрахунок релейного захисту силового трансформатора. Розрахунки нормальних і аварійних режимів виконані у програмі «RASTR». Розрахунки струмів короткого замикання виконані програмі «ТКЗ-3000». Вибір числа і силових трансформаторів, їх тепловий режим роботи у зимовий та літній періоди виконані програмі «TRANS».
Дипломний проект містить:
Листів -
Малюнків -
Таблиць -
Програма -3
Перелік аркушів графічних документів.

№ п / п	Найменування	Кількість	Формат
1	Варіанти розвитку електричної мережі	1	А1
2	Техніко-економічне порівняння варіантів	1	А1
3	Результати розрахунку усталених режимів	2	А1
4	Головна схема електричних з'єднань підстанції	1	А1
5	Конструктивне виконання підстанції	1	А1
6	Релейний захист трансформатора	1	А1

Зміст

Завдання на проектування
Реферат
Перелік аркушів графічних документів
Введення
1. Мета роботи та характеристика вихідної інформації.
2. Проектування електричної мережі
2.1. Розробка варіантів розвитку мережі
2.2. Вибір перерізів ліній електропередач
2.3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку мережі
3. Вибір числа і потужності силових трансформаторів
3.1. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-25000/110/10 (варіант I)
3.2. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-16000/110/10 (варіант II).
3.3. Економічне зіставлення варіантів трансформаторів
4. Аналіз усталених режимів електричної мережі.
5. Розрахунок струмів короткого замикання.
6. Головна схема електричних з'єднань.
6.1. Основні вимоги, які пред'являються до головних схемами розподільних пристроїв.
6.2. Вибір схеми розподільного пристрою високої напруги (РУ ВН).
6.3. Вибір обладнання РУ ВН.
6.4. Вибір схеми розподільного пристрою нижчої напруги (РУ НН).
6.5. Вибір обладнання (РУ НН).
6.6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму і напруги.
6.7. Вибір струмоведучих частин на РУ ПН.
6.8. Власні потреби і оперативний струм.
6.9. Вибір обмежувачів перенапруги.
7. Конструктивне виконання підстанції.
8. Релейний захист понижуючого трансформатора.
8.1. Розрахунок диференційної струмового захисту понижуючого трансформатора.
8.2. Розрахунок МТЗ з блокуванням по мінімальному напрузі.
8.3. Розрахунок МТЗ від перевантаження.
9. Безпека і екологічність проекту.
9.1. Короткий опис проектованого об'єкта.
9.2. Шкідливі та небезпечні фактори.
9.3. Заходи безпеки при обслуговуванні.
9.4. Пожежна безпека
9.5. Екологічність проекту
9.6. Надзвичайні ситуації.
9.7. Грозозахист і заземлення підстанції.
9.8. Розрахунок заземлюючих пристроїв (ЗП).
10. Кошторис на спорудження підстанції.
Висновок
Програми
I.1. Розрахунок теплового режиму силових трансформаторів.
I.2. Розрахунок струмів короткого замикання
I.3. Розрахунок усталених режимів
Бібліографічний список

Введення.

Розвиток енергетики Росії, посилення зв'язків між енергосистемами вимагає розширення будівництва електроенергетичних об'єктів, в тому числі ліній електропередач та підстанцій напругою 35-110кВ змінного струму.
В даний час ЄЕС Росії включають в себе сім паралельно працюючих об'єднань енергосистем: Центру, Середньої Волги, Уралу, Північно-заходу, Сходу, Півдня і Сибіру.
Виробництво електроенергії зростає в усьому світі, що супроводжується зростанням числа електроенергетичних систем, яке йде шляхом централізації вироблення електроенергії на великих електростанціях та інтенсивного будівництва ліній електропередач і підстанцій.
Проектування електричної мережі, включаючи розробку конфігурації мережі і схеми підстанції, є однією з основних завдань розвитку енергетичних систем, що забезпечують надійне і якісне електропостачання споживачів. Якісне проектування є основою надійного та економічного функціонування електроенергетичної системи.
Завдання проектування електричної мережі належить до класу оптимізаційних задач, однак не може бути строго вирішена оптимізаційними методами у зв'язку з великою складністю задачі, обумовленої многокритериальности, многопараметрічностью і динамічним характером завдання, дискретністю і часткової невизначеністю вихідних параметрів.
У цих умовах проектування електричної мережі зводиться до розробки кінцевого числа раціональних варіантів розвитку електричної мережі, які забезпечують надійне і якісне електропостачання споживачів електроенергією в нормальних і післяаварійних режимах. Вибір найбільш раціонального варіанту проводиться за економічним критерієм. При цьому всі варіанти попередньо доводяться до одного рівня якості та надійності електропостачання. Екологічний, соціальний та інші критерії при проектуванні мережі враховуються у вигляді обмежень.
1. Мета роботи та характеристика вихідної інформації.
Метою дипломного проекту є розробка раціонального, у техніко-економічному сенсі, варіанта електропостачання споживачів знову споруджується підстанції 10 з дотримання вимог ГОСТ до надійності і якості електроенергії, що відпускається споживачам, а також розробка електричної схеми і компоновка підстанції, вибору основного устаткування, і оцінка роботи підстанції в нормальних, аварійних і післяаварійних режимах. Карта-схема району електропостачання представлена на рис. 1.1, підстанція споруджується в районі Уралу із середньорічною температурою навколишнього середовища +5 ⁰ С.
Джерелами електроенергії в схемі є ГРЕС, що працює на бурому вугіллі і сусідня енергосистема, еквівалентірованная до вузла 1, потужність якої істотно перевищує потужність аналізованого району розвитку мережі, тому напруга у вузлі 1 можна вважати незмінним при коливанні навантажень аналізованої мережі (U ₁ = 115кВ). На ГРЕС встановлені генератори ТВВ-200 і трансформатори ТДЦ-250000/220. Системоутворююча мережа 220кВ виконана проводом АС-400, розподільна мережа 110кВ виконана проводом АС-240.
Споживачі електроенергії підключається підстанції № 10 включається промислову та комунальне навантаження загальною потужністю в максимальному режимі 32 МВт при cosφ = 0,87. Графік навантаження наведено на рисунку 1.2 та в таблиці 1.1.
Склад споживачів за категоріями надійності електропостачання:
I категорія - 40%
II категорія - 40%
III категорія - 20%;
Номінальна нижча напруга підстанції 10 кВ;
Число ліній, що відходять - 16

P = 80 MBт

Р = 110МВт 4 cosφ = 0,9

cosφ = 0,9

4 ТДЦН - Р50000/220

Лютий 1000 4ТВВ-200

U _{баз P = 32МВт}

cos = 0,87

P = 40МВт
cos = 0,85

1 жовтня 6 Р = 130МВт

cosφ = 0,9

Р = 60МВт
cosφ = 0.85

P = 20МВт
cos = 0,85

9 8 5

P = 16,9 МВт
3 cosφ = 0.9

Р = 125МВт
cosφ = 0,9
Рис.1.1 Карта-схема району електропостачання.
Графік навантаження характерного зимового дня

\ S
Графік навантаження характерного літнього дня

\ S

Рис.1.2 Графік навантаження трансформаторів.

Таблиця 1.1

Графік навантаження характерного літнього та зимового дня.

Години доби	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Зима,%	40	40	40	40	50	50	40	40	40	40	40	50
Літо,%	30	30	30	30	40	40	30	30	30	30	30	40
Години доби	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Зима,%	40	40	80	100	100	100	100	100	40	40	80	80
Літо,%	30	30	70	70	80	80	80	70	30	30	70	70

2. ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.
2.1. Розробка варіантів розвитку мережі.
На стадії вибору конкурентно здатних варіантів розвитку електричної мережі вирішуються дві основні задачі - визначення раціонального класу напруги мережі та вибір конфігурації мережі.
Визначення раціонального класу напруги залежить від району, в якому ведеться проектування, потужності приєднуються вузлів та їх віддаленості від джерел електроенергії.
Аналіз карти-схеми мережі (рис.1.1), розташування і параметри та параметри приєднуваної підстанції № 10 однозначно визначають клас напруги мережі 110 кВ, так як це напруга явно вигідніше. І використання іншого класу напруги вимагає додаткового ступеня трансформації і є нераціональним.
Розробка варіантів розвитку мережі, пов'язана з приєднанням підстанції 10 до мережі 110кВ, виконана при дотриманні наступних основних принципів вибору конфігурації мережі:
- Мережа повинна бути як можна коротше географічно;
- Електричний шлях від джерел до споживача повинен бути як можна коротше;

- Існуюча мережа повинна бути коротше;
- Кожен варіант розвитку мережі повинен задовольняти вимогам надійності;
- Споживачі I і II категорії за надійністю електропостачання повинні отримувати живлення від двох незалежних джерел (по двох або більше лініях);
- У післяаварійних режимах (відключення лінії, блоку на станції) проектовані й існуючі лінії не повинні перевантажуватися (струм по лінії не повинен бути більше тривало допустимого струму по нагріванню).
З урахуванням зазначених вимог були розроблені варіанти приєднання підстанції № 10 до енергосистеми.
Варіант I (рис.2.1) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 по найбільш короткому шляху від вузла № 7 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 20км).
Варіант II (рис.2.2) передбачає приєднання підстанції № 10 в кільце від вузлів № 7 і № 8 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 45км).
Варіант III (рис.2.3) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 від вузла № 8 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 50км).
Варіант IV (рис.2.4) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 в кільце від вузлів № 5 і № 7 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довгої 60км)

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9

існуюча мережа

проектована мережа
Рис.2.1 Розвиток мережі за варіантом I

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9

60 / 0,85 існуюча мережа

проектована мережа
Рис.2.2 Розвиток мережі за варіантом II

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9

існуюча мережа

проектована мережа

Рис.2.3 Розвиток мережі по варіанту III

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9
60/0.85

існуюча мережа

проектована мережа
Рис. 2.4 Розвиток мережі за варіантом IV
2.2. Вибір перерізів ліній електропередач.
Вибір перерізів ліній електропередачі виконується з використанням економічних струмових інтервалів. При цьому залежно від принципів застосовуються при уніфікації опор зони економічних перетинів можуть зсуватися, для однозначності проектних рішень при виборі перерізів обумовлюються використовувані опори і таблиці економічних інтервалів перетинів.
Проектована підстанція і споруджувані лінії електропередачі знаходяться в кліматичній зоні Уралу, що відноситься до I району по ожеледі. Для будівництва ліній електропередач використовуються сталеві опори. Значення економічних струмових інтервалів були взяті з таблиці 1.12 [2]. Для вибору перетинів ліній електропередач попередньо підраховані струми навантаження вузлів у максимальному режимі.
Струми навантаження вузлів розраховуються за формулою:

(2.1)
де Р - потужність підстанції в максимальному режимі
U-номінальна напруга мережі.
Результати розрахунків струмів вузлів наведені в таблиці 2.1

Таблиця 2.1

Результати розрахунку струмів вузлів.

№ вузла	Потужність, МВт		Клас напруги, кВ	Струм навантаження, А
2	110	0,9	220	321
3	125	0,9	220	364
4	80	0,9	220	233
6	130	0,9	220	379
7	40	0,85	110	247
8	60	0,85	110	370
9	20	0,85	110	123
10	32	0.87	110	193
5	16.9	0,9	220	44

Розрахунок токораспределения в мережі для вибору перетинів проводиться еквівалентним довжинам.
Потокорозподіл в системоутворюючої мережі залишається постійним для всіх варіантах приєднання проектованої підстанції 10 і не залежить від варіанту її приєднання. Тому за системоутворюючої мережі потокорозподіл розраховується один раз і в подальшому аналізі враховуватися не буде.
Токораспределением системоутворюючої мережі наведено в
таблиці 2.2.
Токораспределением розподільчої мережі наведено в таблиці 2.3 ... 2.5 відповідно для варіантів I-IV. Лінії 5-8, 5-7, 8-9-існуючі, перетин ліній АС-240.

Таблиця 2.2

Токораспределением системоутворюючої мережі.

№ лінії	Довжина, км	Число ліній	Приведена довжина, км	Струм в лініях, А
1-3	54	1	54	89
1-2	50	2	25	129
3-5	59	1	59	393
2-1000	70	1	70	575
4-1000	58	2	29	97
5-1000	58	2	29	373
6-1000	62	2	31	242

Таблиця 2.3

Токораспределением розподільної мережі (Варіант I).

№ лінії	Довжина, км	Число ліній	Приведена довжина, км	Струм в лініях, загальний, А
5-8	40	2	20	512
5-7	46	2	23	262
8-9	20	1	20	143
7-10	40	2	20	206

Таблиця 2.4

Токораспределением розподільної мережі (Варіант II).

№ лінії	Довжина, км	Число ліній	Приведена довжина, км	Струм в лініях, А
5-8	40	2	20	592
5-7	46	2	23	384
8-9	20	1	20	268
7-10	20	1	20	254
8-10	25	1	25	162

Таблиця 2.5

Токораспределением розподільної мережі (Варіант III).

№ лінії	Довжина, км	Число ліній	Приведена довжина, км	Струм в лініях, А
5-8	40	2	20	720
5-7	46	2	23	258
8-9	20	1	20	170
8-10	50	2	25	206

Таблиця 2.6
Токораспределением розподільної мережі (Варіант IV)

№ лінії	Довжина, км	Число ліній	Приведена довжина, км	Струм в лініях, А
5-8	40	2	20	512
5-7	46	2	23	318
8-9	20	1	20	134
5-10	40	1	40	143
7-10	20	1	20	132

Таблиця 2.7

Вибір перерізів ліній електропередач.

№ варіанту	№ лінії	Струм на один ланцюг, А	Число проектованих ліній	Марка і переріз проводу
I	7-10	103	2	АС-120
II	8-10 7-10	81 127	1 1	АС-120 АС-120
III	8-10	103	2	АС-120
IV	7-10 5-10	66 143	1 1	АС-120 АС-120

Перевірка вибраних перетинів виконується з умов найбільш важких аварійних режимів, в якості яких використані:
- Обрив однієї з паралельних ланцюгів в радіальній мережі;
- Обрив найбільш навантаженої лінії в кільці.
Результати перевірки вибраних перетинів для розподільчої мережі наведено у таблицях 2.8 ... 2.11 відповідно для варіантів I-IV.

Таблиця 2.8

Перевірка перерізів ліній розподільчої мережі (Варіант I).

№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	Струм на 1 ланцюг, А		Результат перевірки
№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	I _авар.	I _доп.	Результат перевірки
5-7	АС-240	2	обрив 5-7	431	610	удовл.
7-10	АС-120	2	обрив 10-7	206	390	удовл.

Таблиця 2.9

Перевірка перерізів ліній розподільчої мережі (Варіант II).

№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	Струм на 1 ланцюг, А		Результат перевірки
№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	I _авар.	I _доп.	Результат перевірки
5-7	АС-240	2	обрив 5-7	335	610	удовл.
5-8	АС-240	2	обрив 5-8	532	610	удовл.
7-10	АС-120	1	обрив 8-10	208	390	удовл.
8-10	АС-120	1	обрив 7-10	208	390	удовл.

Таблиця 2.10

Перевірка перерізів ліній розподільчої мережі (Варіант III).

№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	Струм на 1 ланцюг, А		Результат перевірки
№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	I _авар.	I _доп.	Результат перевірки
5-8	АС-240	2	обрив 5-8	720	610	Неудовл.
8-10	АС-120	2	обрив 8-10	206	390	удовл.

Таблиця 2.11
Перевірка перерізів ліній розподільчої мережі (Варіант IV).

№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	Струм на 1 ланцюг, А		Результат перевірки
№ лінії	Перетин	Число ланцюгів	Вид аварії	I _авар.	I _доп.	Результат перевірки
5-10	АС-120	1	обрив 7-10	209	390	удовл.
7-10	АС-120	1	обрив 5-10	209	390	удовл.

Аналіз результатів перевірки перетинів проектованих ліній показує, що в аварійних режимах за умовою тривало допустимого струму не проходить лінія 5-8 у варіанті III.
Необхідно додати до існуючих лініях третю.

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9

Існуюча мережа

Проектована мережа
Рис.2.5 Розвиток мережі по варіанту III з посиленням лінії 5-8
Аналіз результатів перевірки перетинів проектованих ліній показує, що необхідність посилення інших ліній відсутня, всі лінії проходять по довго допустимому току. Розрахунок струмів проектованих ліній був виконаний у програмі RASTR.
2.3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку мережі.
Задача техніко-економічного зіставлення варіантів розвитку електричної мережі в загальному випадку є багатокритеріальним. При зіставленні варіантів необхідний облік таких критеріїв, як економічний, критерій технічного прогресу, критерій надійності і якості, соціальний та інше. Рішення в загальному випадку є дуже складним, і завдання зводиться до економічного зіставленню варіантів, які забезпечують надійне і якісне енергопостачання споживачів з урахуванням обмежень по екології і з виконанням соціальних вимог.
Критерій з екології та надійності враховується при розробці варіантів розвитку мережі, критерій якість - при аналізі електричних режимів для найбільш економічних варіантів.
Як економічного критерію для порівняння варіантів розвитку використані наведені витрати, включаючи витрати на спорудження ліній і підстанцій.

грн. / рік, де

- Нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, в розрахунках приймається

;

- Капітальні вкладення в лінії та підстанції

-Відповідно витрати на амортизацію і обслуговування ліній

і підстанцій

- Витрати на відшкодування втрат енергії в електричних мережах;

- Математичне сподівання народногосподарського збитку від порушення електропостачання.
Визначення капітальних вкладень здійснюється зазвичай за укрупненими вартісними показниками для всього обладнання підстанцій і ЛЕП.
Щорічні витрати

визначаються сумою відрахувань від капітальних вкладень

, Де

- Відповідно коефіцієнти відрахувань на амортизацію та обслуговування для ліній та підстанцій (табл. 2.12).

- Визначається на основі вартості

споруди 1 км лінії

певних класів напруги, перерізу, марки дроту, довжини лінії

, Кількість ліній

- Включає вартість підстанції без обліку устаткування однакового для всіх варіантах. Для попередніх розрахунків

можна прийняти як

, Де

- Число осередків вимикачів 110 кВ

- Вартість одного осередку (табл.2.12).

, Де

-Сумарні втрати потужності в мережі в максимальному режимі, визначені для кожної лінії

по всіх лініях мережі

- Число годин максимальних втрат на рік

- Питома вартість втрат електроенергії в розглянутому режимі (

)
Для річного числа використання максимуму навантаження

ч.

- Сумарні втрати х.х. трансформатора.
Враховуючи суттєву частку в наведених витратах капіталовкладень і витрат на підстанції, а також той факт, що у всіх варіантах число, потужність та типи трансформаторів, число і типи вимикачів не залежать від схеми мережі, облік підстанційних витрат не виконується.
Всі розрахунки виконані в цінах 1985 року і зведені в табл.2.13
Таблиця 2.12
Економічне порівняння варіантів розвитку мережі.

№ варіанту	ВаріантI	ВаріантII	ВаріантIII	ВаріантIV
Число вимикачів додаються до схеми.	8	9	6	9
Число вимикачів врахованих у порівнянні	2	3	0	3
Капітальні вкладення в лінії (тис. крб.)	11.4x x20x2 = 524.4	11.4x20 + 11.4x25 = = 547.2	14x20 + + (11.4x25) xx2 = 850	11,4 х20 + +11,4 Х40 = = 718,2
Капітальні вкладення у підстанцію (тис. крб.)	70	105	0	105
Сума капітальних вкладень (Тис. крб.)	524,4 +70 = 594,4	547,2 +105 = 652,2	850 +0 = 850	718,2 +105 = = 823,2
Втрати потужності з програми «RASTR», (мВт)	3,04	3,05	2,338	2,307
Витрати на амортизацію та обслуговування ПС (Тис. крб.)	0,094 х70 = 6,58	0,094 х105 = 9,87	0	0,094 х105 = 9,87
Витрати на амортизацію та обслуговування ПЛ (Тис. крб.)	0,028 х х524, 4 = = 14,68	0,028 х 547,2 = = 15,32	0,028 х 850 = = 23,8	0,028 х 718,2 = = 20,1
Витрати на втрати електроенергії (Тис. крб.)	153,54	154,04	118	116,5
Кількість годин max втрат (год / рік)	2886	2886	2886	2886
Наведені витрати (Тис. крб.)	249,14	260,23	283,5	286,42
Співвідношення варіантів,%	1	1,04	1,13	1,14

Аналіз результатів зіставлення варіантів розвитку мережі показує, що найбільш економічним є варіант № 1. Цей варіант приймається до подальшого розгляду за критеріями якості електроенергії.
3. Вибір числа і силових трансформаторів.
3.1. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-25000/110 на підстанції № 10 (варіант I).
Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.
Отримано такі результати розрахунку, залежно від режиму.

Зимовий графік навантаження.

1 Режим систематичних перевантажень

- Знос ізоляції - 0.0003 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0.00 МВт * год / добу.;

2 Режим аварійних перевантажень

- Знос ізоляції - 1,7827 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год / добу.;
Розрахунок даного режиму показує, що умови допустимості аварійних перевантажень не виконується. З метою введення теплового режиму в допустиму область проведена корекція графіка навантаження (відключення частини споживачів) таким чином, щоб недоотпуск електроенергії споживачам був мінімальним.
Скоригований зимовий графік навантаження зображений на рис. 3.1.
Графік навантаження характерного зимового дня

\ S

Рис.3.1 Скоригований зимовий графік навантаження із зазначенням номінальної потужності трансформатора.
Графік навантаження характерного літнього дня

\ S
Рис.3.2 Літній графік навантаження із зазначенням номінальної потужності трансформатора.
Літній графік навантаження.

3 Режим систематичних перевантажень

- Знос ізоляції - 0,0007 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год / добу.;

4 Режим аварійних перевантажень

- Знос ізоляції - 0,1385 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год / добу.;
Капіталовкладення - 131 тис. руб.;
Річні втрати електроенергії - 850549 кВт * год / рік;
Вартість річних втрат - 13 тис. руб.;
Наведені витрати (без шкоди) становлять - 41 тис. руб.
Розрахунок показав, що при установці на проектованої підстанції трансформатора типу ТРДН-25000/110 умови допустимості систематичних і аварійних перевантажень у всіх режимах дотримується, недоотпуск електроенергії немає. Загальні витрати на варіант I будуть рівні наведеним.
З _(I) = 41тис. руб.
3.2. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-16000/110 на підстанції № 10 (варіант II).
Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.
Отримано такі результати розрахунку, залежно від режиму.

Зимовий графік навантаження.

1 Режим систематичних перевантажень

- Знос ізоляції - 0,0189 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год / добу.;

2 Режим аварійних перевантажень

- Знос ізоляції - 212.1621 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 50.02 МВт * год / добу.;
Літній графік навантаження.

3 Режим систематичних перевантажень

- Знос ізоляції - 0,0087 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год / добу.;

4 Режим аварійних перевантажень

- Знос ізоляції - 170.4378 о.е.;
- Недоотпуск електроенергії - 17.29 МВт * год / добу.;
Капіталовкладення - 96 тис. руб.;
Річні втрати електроенергії - 1028792 кВт * год / рік;
Вартість річних втрат - 15 тис. руб.;
Наведені витрати (без шкоди) становлять - 36 тис. руб.
Розрахунок показав, що при установці на проектованої підстанції трансформатора типу ТРДН-16000/110 є недоотпуск електроенергії споживачам. Збиток від недоотпуск електроенергії визначимо за такою формулою:

= 0,6 руб / кВт * год - питома збиток від недоотпуск електроенергії споживачам

- Ймовірна тривалість простою трансформатора

= 0,02 отк / рік - ймовірність відмови трансформатора;

= 720 ч / відмову - час відновлення трансформатора;

- Кількість трансформаторів.
Так як відмови в зимовий та літній періоди мають різні недоотпуск електроенергії споживачам, розділимо ймовірну тривалість простою пропорційно числу зимових і літніх днів.

год / рік

0.6 г (50,02 х16, 807 +17,59 х11, 993)
24

= 26,20 тис.руб / рік.
Визначимо приведені витрати по варіанту II з урахуванням збитку від недоотпуск електроенергії споживачам.
З _(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тис.руб.
3.3. Економічне зіставлення варіантів трансформаторів.
Остаточний вибір варіанта виконується по мінімуму приведених витрат з урахуванням збитку від недоотпуск електроенергії споживачам. Визначимо (у відносних одиницях) витрати варіанта I, прийнявши витрати варіанта II за одиницю:

З _(II) =

З (II) x 1
З (I)

62,20 х 1
41

1,517 о.е.

Розрахунок показує, що варіант I дешевше варіанта II. Виходячи з цього для подальшого розгляду вибираємо варіант установки на підстанції двох трансформаторів типу ТРДН-25000/110. Результати економічного зіставлення варіантів вибору трансформаторів зведені в табл. 3.1.

Таблиця 3.1

Результати техніко-економічного порівняння варіантів.

Варіант	I	II
Трансформатор	2 ТРДН-25000/110	2 ТРДН-16000/110
Капітальні вкладення, тис. грн.	131	96
Вартість річних втрат, тис.руб.	13	15
Річні втрати електроенергії, кВт * год / рік	850549	1028792
Недоотпуск електроенергії, МВт * год / добу. - Взимку - Влітку	0 0	50,02 17,29
Збиток від недоотпуск електроенергії	0	26,20
Наведені витрати, тис. грн.	41	62,20
%	100	151,7

4. АНАЛІЗ встановлених режимів електричної МЕРЕЖІ.
Розрахунок і аналіз усталених режимів електричної мережі виконується з метою перевірки якості електроенергії, що відпускається споживачам. Результати розрахунків використовуються для вироблення рішень щодо введення режимів в допустиму область за рівнями напруги у вузлах мережі і перетокам по лініях.
Розрахунок і аналіз усталених режимів виконані для кращого варіанту розвитку електричної мережі, показаного на малюнку 2.2 із встановленої на підстанції 10 двох трансформаторів ТРДН-25000/110-У1.
Розрахунки встановлених режимів електричної мережі виконується на базі обчислювального комплексу RASTR. Алгоритм RASTRа заснований на використанні рівняння вузлових напруг для розрахунку усталених режимів електричної мережі. Система рівнянь вузлових напруг вирішується прискореним методом Зейделя.
Відповідно до ГОСТ на якість електроенергії допустимі відхилення напруги на шинах від номінального становить:
- В нормальних режимах - 5%
- В аварійних - 10%
- В нормальних режимах - (9,5-10,5) кВ;
- У аврійно режимах - (9-11) кВ.
У проектованої електричної мережі передбачені засоби регулювання напруги. На електростанції з допомогою зміни струму збудження може бути змінена видача реактивної потужності ГРЕС. Допустимі коливання реактивної потужності при видачі номінальної активної відповідають допустимим значенням

на ГРЕС і наведені в табл. 4.1
Таблиця 4.1
Допустимі значення реактивної потужності ГРЕС.

Активна потужність ГРЕС, МВт		Реактивна потужність ГРЕС, МВАр
800	0,95	262
800	0,8	600

Регулювання напруги на підстанції може бути виконано за допомогою РПН трансформаторів, що дозволяють змінювати коефіцієнт трансформації під навантаженням. На трансформаторах ТРДН-25000/110 межі регулювання складають

в нейтралі обмотки високої напруги. При розрахунку за допомогою обчислювального комплексу RASTR коефіцієнти трансформації обчислюються як відношення напруги нижчої обмотки до напруги вищої і тому завжди менше одиниці. Значення коефіцієнтів трансформації ТРДН-25000/110 наведені у табл.4.2.
Таблиця 4.2
Значення коефіцієнта трансформації трансформатора ТРДН-25000/110.

Номер отпайки	Коефіцієнт трансформації	Номер отпайки	Коефіцієнт трансформації
0	0,091	+1	0,09
-9	0,109	+2	0,088
-8	0,106	+3	0,087
-7	0,104	+4	0,085
-6	0,102	+5	0,084
-5	0,1	+6	0,082
-4	0,098	+7	0,081
-3	0,097	+8	0,08
-2	0,095	+9	0,079
-1	0,093

Розрахунки параметрів сталих режимів наведено для наступних нижче варіантах.
Нормальний режим максимальних навантажень (рис.4.1, додаток I-3)
При проведенні аналізу виявлено, що у всіх вузлах навантаження
напругу в допустимих межах. Напруга на підстанції 10 в
нормі - 10,1 кВ. Коефіцієнти трансформації на трансформаторах ГРЕС і у вузлі 5 - номінальні, у вузлах розподільчої мережі коефіцієнти трансформації рівні:
- Вузол 8 - 0,093 (№ отпайки -0);
- Вузол 7 - 0,095 (№ отпайки -1);
- Вузол 9 - 0,095 (№ отпайки -1);
- Вузол 10 - 0,098 (№ отпайки -1).
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення одного з автотрансформаторів. Для введення режиму в допустиму область знадобилося встановити коефіцієнт трансформації:
- Вузол 8 - 0,1 (№ отпайки -2);
- Вузол 7 - 0,1 (№ отпайки -4);
- Вузол 9 - 0,1 (№ отпайки -5);
- Вузол 10 - 0,106 (№ отпайки -4).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 10,0 кВ. Результати розрахунку наведені на Рис.4.2 і додатку I-3.
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення лінії 5-1000. Для введення режиму в допустиму область знадобилося встановити коефіцієнт трансформації:
- Вузол 8 - 0,1 (№ отпайки -5);
- Вузол 7 - 0,1 (№ отпайки -4);
- Вузол 9 - 0,1 (№ отпайки -4);
- Вузол 10 - 0,106 (№ отпайки -4).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 10,0 кВ. Результати розрахунку наведені на Рис.4.3 і додатку I-3.
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення одного з трансформаторів вузла 10. Для введення режиму в допустиму область знадобилося встановити коефіцієнт трансформації:
- Вузол 8 - 0,095 (№ отпайки -2);
- Вузол 7 - 0,095 (№ отпайки -2);
- Вузол 9 - 0,095 (№ отпайки -2);
- Вузол 10 - 0,109 (№ отпайки -9).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 9,8 кВ. Результати розрахунку наведені на Рис.4.5 і додатку I-3.
Таким чином, аналіз усталених режимів найкращого варіанта розвитку мережі дозволяє зробити висновок про те, що якість електроенергії у вибраному варіанті відповідає ГОСТ та додаткових засобів регулювання напруги не потрібно.
5. Розрахунок струмів короткого замикання.

Розрахунок струмів короткого замикання (ТКЗ) виконується для обгрунтування вибору обладнання підстанцій і засобів релейного захисту та автоматики.
При розрахунку ТКЗ зазвичай використовуються такі припущення:
- Не враховуються струми навантажень, струми намагнічування трансформаторів, ємнісні струми ліній електропередач;
- Не враховуються активні опори генераторів;
- Трифазна мережа розглядається, як суворо симетрична.
Схема заміщення для розрахунку ТКЗ складається за розрахунковою схемою електричної мережі. Всі елементи мережі заміщуються відповідним опором і вказуються ЕРС джерел живлення. Потім схема мережі згортається щодо точки КЗ, джерела харчування об'єднуються і знаходиться еквівалентна ЕРС схеми Е _екв і результуючий опір мережі від джерел живлення до точки КЗ Z _екв. По знайдених результуючим ЕРС і опору знаходиться періодична складова сумарного струму короткого замикання:

(5.1)
Ударний струм короткого замикання визначається як

(5.2),
де

- Ударний коефіцієнт, який становить

(Табл.5.1).
Розрахунок ТКЗ виконується для найбільш економічного варіанта розвитку електричної мережі (варіантI рис.2.1) з установкою на підстанції 10 двох трансформаторів ТРДН-25000/110. Схема заміщення мережі для розрахунку ТКЗ наведена на рис. 5.1. Синхронні генератори в схемі представлені сверхпереходнимі ЕРС і опором

(Для блоків 200МВт рівним 0,19 о.е. і приведеними до номінального генераторному напрузі 15,75 кВ). Параметри трансформаторів в розрахунковій схемі приведені до номінального вищому напрузі, параметри ліній електропередач визначені за питомою опорам відповідних мереж.
Визначення періодичної складової сумарного струму КЗ виконується з використанням комплексу програми «TKZ3000». Основні результати розрахунку струмів наведені в таблиці 5.1 та у додатку I-2.

Таблиця 5.1

Струми трифазного короткого замикання.

Режим	Точка КЗ	U _ном, кВ	J _max, кА	J _уд, кА
1. Паралельна робота трансформаторів з високою і низькою боку.	10 15	110 10	4.152 16.349	10.082 39.698
2. Роздільна робота трансформаторів.	10 15	110 10	4.152 9.957	10.082 24.177
3. Паралельна робота трансформаторів з високою і низькою боку, харчування по одній ЛЕП.	10 15	110 10	3.377 15.119	8.200 36.712
4. Роздільна робота трансформаторів по низькій стороні і паралельна робота трансформаторів по високій стороні, харчування по одній ЛЕП.	10 15	110 10	3.377 9.489	8.200 23.041

6. ГОЛОВНА СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНИХ СПОЛУК.
6.1. Основні вимоги до головних схемами розподільних пристроїв.
Головна схема (ГС) електричних з'єднань енергооб'єкта - це сукупність основного електротехнічного обладнання, комутаційної апаратури і струмоведучих частин, що відображає порядок з'єднання їх між собою.
У загальному випадку елементи головної схеми електричних з'єднань можна розділити на дві частини:
- Зовнішні приєднання (далі приєднання);
- Генератори, блоки генератор-трансформатор, лінія електропередач, шунтуючі реактори;
- Внутрішні елементи, які в свою чергу можна розділити на:
Схемообразующіе - елементи, що утворюють структуру схеми (комутаційна апаратура - вимикачі, роз'єднувачі, віддільники і т.д., і струмоведучі частини - збірні шини, ділянки струмопроводів, струмообмежуючі реактори);
- Допоміжні - елементи, призначені для забезпечення нормальної роботи ГС (трансформатори струму, напруги, розрядники і т.д.).
Тенденція концентрації потужності на енергетичних об'єктах гостро ставить за мету проблеми надійності і економічності електричних систем (ЕЕС) в цілому і зокрема, проблему створення надійних і економічних головних схем електричних з'єднань енергооб'єктів та їх розподільних пристроїв (РУ).
Завдяки унікальності об'єктів і значної невизначеності вихідних даних процес вибору головної схеми - завжди результат техніко-економічного порівняння конкурентно здатних варіантів, мета якого - виявити найбільш бажаний з них з точки зору задоволення заданого набору якісних і кількісних умов. Облік економічних, технічних і соціальних наслідків, пов'язаних з різним ступенем надійності ГС, представляє в даний час найбільшу складність етапу техніко-економічного порівняння схем. Це пов'язано, в першу чергу, з недостатністю вихідних даних (особливо статистичних характеристик надійності), складністю формулювання та визначення показників надійності ГС у цілому і збитків від недоотпуск електроенергії і від порушень стійкості паралельної роботи ЕЕС.
Основні призначення схем електричних з'єднань енергооб'єктів полягає в забезпеченні зв'язку приєднань між собою в різних режимах роботи. Саме це визначає такі основні вимоги до ГС:
- Надійність - пошкодження в будь-якому Приєднання чи внутрішньому елементі, по можливості, не повинні призводити до втрати харчування справних приєднань;
- Ремонтопридатність - висновок в ремонт, якого або Приєднання чи внутрішнього елемента не повинні, по можливості, приводити до втрати харчування справних приєднань і зниження надійності їх харчування;
- Гнучкість - можливість швидкого відновлення живлення справних приєднань;
- Можливість розширення - можливість підключення до схеми нових приєднань без істотних змін існуючої частини;
- Простота і наочність - для зниження можливих помилок експлуатаційного персоналу;
- Економічність - мінімальна вартість, за умови виконання вище перелічених вимог.
Аналіз надійності схем електричних з'єднань здійснюється шляхом оцінки наслідків різних аварійних ситуацій, які можуть виникнути на приєднання і елементах ГС. Умовно аварійні ситуації в ГС можна розбити на три групи:
- Аварійні ситуації типу «відмова» - відмова будь-якого Приєднання чи елемента ГС, що виникає при нормально працюючій ГС;
- Аварійні ситуації типу «ремонт» - ремонт будь-якого Приєднання чи елемента ГС;
- Аварійні ситуації типу «ремонт + відмова» - відмова будь-якого Приєднання чи елемента ГС, що виникає в період проведення ремонтів елементів ГС.
Усі відомі в даний час ГС засновані на наступних принципах підключення приєднань:
- Приєднання комутується одним вимикачем;
- Приєднання комутується двома вимикачами;
- Приєднання комутується трьома і більше вимикачами;
В даний час розроблено мінімальна кількість типових схем РУ, що охоплюють більшість зустрічаються в практиці випадків проектування ПС і перемикальних пунктів і дозволяють при цьому досягти найбільш економічних уніфікованих рішень. Для розробленого набору схем РУ виконуються типові проектні рішення компонувань споруд, встановлення обладнання, пристроїв управління, релейного захисту, автоматики та будівельної частини ПС.
Застосування типових схем є обов'язковим при проектуванні ПС. Застосування нетипових схем допускається за наявності відповідних техніко-економічних обгрунтувань.
Проектування схем РУ ПС зводиться до вибору схеми з числа типових відповідно до правил їх застосування.
6.2. Вибір схеми розподільного пристрою високої напруги (РУВН).
До РУВН проектованої підстанції підключаються дві ВЛ і два трансформатора.
Підстанція відноситься до класу тупикових підстанцій. Для даного класу напруги, набору зовнішніх приєднань і потужності трансформаторів, з урахуванням того, що застосування відокремлювачів в умовах холодного клімату не рекомендується, приймаємо до установки на проектованої підстанції схему два блоки лінія трансформатор з неавтоматической перемичкою. (Рис.6.1).
У нормальному режимі всі комутаційне обладнання включено, за винятком роз'єднувачів QS7 в ремонтній перемичці. ПЛ W1, W2 - лінії, що зв'язують проектовану підстанцію з енергосистемою.
Розглянемо наслідки аварійних ситуацій у цій схемі:
Відмова одного з трансформаторів (припустимо Т1). При КЗ в Т1 відбувається відключення вимикача Q1, живлення споживачів підстанції здійснюється через Т2 з урахуванням його перевантажувальної здатністю.
Відмова однієї лінії зв'язку з електростанцією (W1). При КЗ на W1 відбувається відключення вимикача Q1, трансформатор Т1 втрачає харчування. Після відключення W1 оперативний персонал відключає пошкоджену лінію лінійним роз'єднувачем, після цього замикається раніше відключений QS7, відбувається включення Q1 іТ1 і відновлює живлення.
Відмова одного з вимикачів (Q1). При КЗ в Q1 відключається головний вимикач і W1. Харчування всіх споживачів підстанції здійснюється від W2 і Т2.
Таким чином, з наведеного аналізу випливає, що у вибраній схемі відсутнє проста (одиночна) аварійна ситуація, яка веде до відключення споживачів проектованої підстанції.
Найбільш важкою аварійною ситуацією є відмова однієї живильних ліній (W1) в період ремонту одного з трансформаторів (Т2), але і в цьому випадку є можливість забезпечити живлення споживачів проектованої підстанції від W2 через ремонтну перемичку QS7-QS8 і трансформатор Т1.

6.3. Вибір обладнання РУВН.
У розподільних пристроях ПС міститься велика кількість електричних апаратів і з'єднують їх провідників. Вибір апаратів і розрахунок струмоведучих частин апаратів і провідників - найважливіший етап проектування ПС, від якого в значній мірі залежить надійність її роботи.
6.3.1. Вибір вимикачів на стороні ВН.
Вимикач - це комутаційний апарат, призначений для включення і відключення струму.
Вимикачі попередньо вибираються за умовами роботи: внутрішня чи зовнішня установка, морозостійкість або тропічне виконання, частота комутацій, необхідні цикли АПВ (одноразові, багаторазові, швидкодіючі), ступінь швидкодії. Крім того, вирішується питання про застосування масляних або повітряних вимикачів.
Згідно з нормами технологічного проектування ПС в РУ 220кВ і нижче в більшості випадків встановлюються бакові маслооб'емние вимикачі.
Вибір вимикачів виконується за такими параметрами:
- Номінальна напруга апарату має бути більше або дорівнює напрузі установки

;
- Номінальний струм апарату може бути більше або дорівнює току максимальному навантаження;

;
- Струм відключення повинен бути більше або дорівнює току розрахунковому

;
- Струм електродинамічної стійкості апарата повинен бути більше або дорівнює ударному струму

;
- Термічна стійкість апарата повинна бути вище або дорівнює термічної стійкості, розрахованої для точки короткого замикання

,
де

- Тепловий імпульс струму короткого замикання з розрахунку;

- Середньоквадратичне значення струму за час його протікання (струм термічної стійкості) за каталогом;

-Тривалість протікання струму термічної стійкості по
каталогу, з
Розрахуємо максимальний струм навантаження:

(6.1)
де

- Максимальне навантаження підстанції, МВ * А

-Номінальна напруга з високою боку трансформатора, кВ

Струм короткого замикання:
I _к.з. = 4,152 кА з табл.5.1
Ударний струм короткого замикання визначається як

(6.2)

10,082 кА

4,152

де

- Ударний коефіцієнт, який становить

(Табл. 5.1).

Тепловий імпульс у точці короткого замикання:

(6.3)
де

- Час дії релейного захисту, з

- Час відключення вимикача, з

10,51 кА ² з

4,152 ²

- Постійна загасання апериодической складової струму К.З., що залежить від співвідношення між X і R ланцюга.

З довідника [1] вибираємо масляний вимикач ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 і перевіримо його параметри з розрахунковими величинами.
Таблиця 6.1
Вибір вимикачів на стороні 110кВ.

Умови вибору	Розрахункові величини	Каталожні дані вимикача ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1
	110кВ	110кВ
	229А	1000А
	4,152 кА	20кА
	10,082 кА	52кА
	10,51 кА ² * з	²⁰ лютого * 3 = 1200кА ² * з

6.3.2. Вибір роз'єднувачів на стороні ВН.
Роз'єднувач - це контактний комутаційний апарат, призначений для відключення і включення електричного кола без струму або з незначним струмом. При ремонтних роботах роз'єднувачем створюється видимий розрив між частинами, що залишилися під напругою і апаратами, виведеними в ремонт. Роз'єднувачі дозволяють виробництво наступних операцій:
- Відключення і включення нейтралі трансформаторів та заземлюючих дугогасних реакторів при відсутності в мережі замикання на землю;
- Зарядного струму шин і устаткування всіх напруг (крім батарей конденсаторів);
- Навантажувального струму до 15А триполюсні роз'єднувачами зовнішньої установки при напрузі 10 кВ і нижче. До роз'єднувача пред'являються наступні вимоги:
- Створення видимого розриву в повітрі, електрична міцність якого відповідає максимальному імпульсному напрузі;
- Електродинамічна і термічна стійкість при протіканні струмів короткого замикання;

- Виключення самовільних відключень;
- Чітке включення і відключення при найгірших умовах роботи (обмерзання, вітер).
Вибір роз'єднувачів виконується:
- За напругою установки:

;
- По струму:

;
- За конструкцією;
- По електродинамічної стійкості:

;
- По термічній стійкості:

.
З довідника [1] вибираємо роз'єднувач РНДЗ.2-110/1000У1 і перевіряємо його параметри з розрахунковими величинами.
Таблиця 6.2
Вибір роз'єднувачів.

Умови вибору	Розрахункові величини	Каталожні дані роз'єднувача РНДЗ.1-110/1000У1 РНДЗ.2-110/1000У1
	110кВ	110кВ
	229А	1000А
	10,082 кА	80кА
	10,51 кА ² * з	31,5 ² * 4 = 3969кА ² * з

6.3.3. Вибір трансформатора струму.
Трансформатор струму призначений для зменшення первинного струму до значень найбільш зручних для вимірювальних приладів і реле, а також для відокремлення кіл вимірювання і захисту від первинних ланцюгів високої напруги.
Трансформатор струму вибирають:
- За напругою установки

;
- По струму

;
Номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до збільшення похибок;
- За конструкцією і класу точності;
- По електродинамічної стійкості:

;

де

- Ударний струм КЗ за розрахунком;

- Кратність електродинамічної стійкості за каталогом;

- Номінальний первинний струм трансформатора струму;

- Струм електродинамічної стійкості.
- По термічній стійкості

;

де

- Тепловий імпульс за розрахунком;

- Кратність термічної стійкості по каталогу;

- Час термічної стійкості по каталогу;

- Струм термічної стійкості;
- По вторинної навантаженні

,
де

-Вторинна навантаження трансформатора;

- Номінальна допустиме навантаження трансформатора струму в обраному класі точності.
Індуктивний опір струмових невелика, тому

. Вторинна навантаження складається з опору приладів, сполучних проводів і перехідного опору контактів:

(6.4)
Опір приладів визначається за виразом:

(6.5)
де

- Потужність споживана приладами;

- Вторинний номінальний струм приладу
Опір контактів приймаємо 0,1 Ом. Опір з'єднувальних проводів залежить від їх довжини і перетину. Щоб трансформатор струму працював у вибраному класі точності, необхідно витримати умова:

, (6.6)
звідки

(6.7)
Перетин з'єднувальних проводів визначаємо за формулою:

(6.8)
де

- Питомий опір дроту з алюмінієвими жилами;

- Розрахункова довжина, що залежить від схеми з'єднання трансформатора струму.
Таблиця 6.3
Вторинна навантаження трансформатора струму.

Прилад	Тип	Навантаження по фаза, ВА
Прилад	Тип	А	У	З
Амперметр	Е-350	0,5	-	-
Ватметрів	Д-350	0,5	-	0,5
Лічильник активної потужності	СА-І670М	2,5	2,5	2,5
Лічильник реактивної потужності	СР-4І676	2,5	2,5	2,5
Разом:		6	5	5,5

Сама навантажена Фаза «А». Загальний опір приладів:

Ом
Для ТФЗМ 110-У1

Ом
Допустимий опір проводу:

Ом
Для підстанції застосовуємо кабель з алюмінієвими жилами, орієнтовна довжина якого 60м, трансформатори струму з'єднані в неповну зірку, тому

, Тоді

мм ^2.
Приймаються контрольний кабель АКРВГ з жилами перерізом 4мм ²

Ом
Таким чином, вторинна навантаження складає:

Ом
Таблиця 6.4
Розрахунок трансформатора струму 110кВ.

Розрахункові дані	Дані ТФЗМ-110-У1
= 110 кВ	= 110 кВ
= 229 А	= 300 А
= 10,082 кА	= 80 кА
= 10,51 кА ² * з	= 1200 кА ² * з
= 1,08 Ом	= 1,2 Ом

Вибираємо трансформатор струму ТФЗМ-110-У1 з коефіцієнтом трансформації 300/5А, клас точності 0,5 Р, 10Р/10Р.
6.3.4. Вибір трансформатора напруги.
Трансформатор напруги призначений для пониження високої напруги до стандартного значення 100В і для відокремлення кіл вимірювання і релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги.
Трансформатори напруги вибираються:
- За напругою установки

;
- За конструкцією і схемою з'єднання обмоток;
- По класу точності;
- По вторинної навантаженні

,
де

- Номінальна потужність у вибраному класі точності. При цьому слід мати на увазі, що для однофазних трансформаторів, з'єднаних в зірку, приймається сумарна потужність усіх трьох фаз, а для з'єднаних за схемою відкритого трикутника - подвоєна потужність одного трансформатора;

- Навантаження всіх вимірювальних приладів і реле, приєднаних до трансформатора напруги, ВА.
Навантаження приладів визначається за формулою:

(6.9)
Таблиця 6.5
Вторинна навантаження трансформатора напруги 110кВ.

Прилад	Тип	S однієї обмотки, ВА	Число обмоток			Число приладів	Загальна потрібна потужність
Прилад	Тип	S однієї обмотки, ВА	Число обмоток			Число приладів	Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Е-335	2,0	1	1	0	1	2
Ватметрів	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Лічильник активної потужності	СА-І670М	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Лічильник реактивної потужності	СР-4І676	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Разом:							20	36,5

Вторинна навантаження трансформатора напруги

ВА.
Вибираємо трансформатор напруги НКФ-110-58 з наступними параметрами
-

= 110кВ
- Номінальна напруга обмотки:
o первинної -110000 / √ 3В;
o основний вторинної - 100 / √ 3В;
o додаткової вторинної - 100В;
- Номінальна потужність у класі точності 0,5

= 400ВА.
- Гранична потужність 2000ВА.
6.3.5. Вибір струмоведучих частин.
Струмоведучі частини з боку 110кВ виконуємо гнучкими проводами. Перетин вибираємо з економічної щільності струму.

[1] при Т _max = 3000-5000ч для неізольованих шин і проводів з алюмінію.

(6.10)
де

- Струм нормального режиму, без перевантажень;

- Нормована щільність струму, А / мм ²

(6.11)

мм ²
Приймаються перетин АС-185/24,

Перевіряємо провід по допустимому струму

229А <520А
Перевірка на схлестиваніе не виконується, так як

<50кА.
Перевірка на термічне дію струмів короткого замикання не виконується, оскільки шини виконані голими проводами на відкритому повітрі.
Перевірка на коронування.
Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля, кВ / см

(6.12)
де

- Коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатодротяних проводів m = 0,82).

- Радіус дроту
Напруженість електричного поля біля поверхні нерасщепленной дроти визначається за виразом:

(6.13)
де

- Лінійна напруга, кВ

- Середнє геометричне відстань між проводами фаз, см; при горизонтальному розташуванні фаз

,
де

- Відстань між сусідніми фазами, див.
Проводи не будуть короніровать, якщо найбільша напруженість поля в поверхні будь-якого проводу не більше

.
Таким чином, умова освіти корони можна записати у вигляді:

кВ / см

кВ / см
17,63 <29,22
Таким чином провід АС-185/24 за умовами корони відбувається.
6.4. Вибір схеми розподільного пристрою низької напруги (РУНН).
У РУ 10кВ в основному застосовується схема з одного секціонованими системою шин. Як правило, число секцій відповідає числу джерел живлення. Для полегшення апаратури в ланцюзі ліній, що відходять, для зниження перетину кабелів за рахунок обмеження ТКЗ, і для забезпечення надійної роботи релейного захисту на ПС застосовується роздільне робота трансформаторів. Секційний вимикач має пристрій автоматичного введення резерву (АВР) і включається при знеструмленні однієї із секцій. Якщо для обмеження ТКЗ встановлюються трансформатори з розщепленими обмотками, то застосовуються дві одиночні, секціонованими вимикачем, системи шин.
У проектованої схемою для обмеження ТКЗ приймаємо такі заходи:
- Використовуємо розщеплення обмоток НН;
- Використовуємо дві одиночні, секціонованими вимикачем, системи збірних шин;
- Відключимо секційні вимикачі.
Вибираємо схему РУ 10кВ - дві одиночні, секціонованими вимикачем, системи збірних шин, з роздільним роботою двох трансформаторів і використовуємо розщеплення обмоток на ПН.
6.5. Вибір обладнання РУНН.
Вибір вимикачів на стороні НН.
Розрахуємо максимальний струм навантаження, який буде протікати через вступні і секційні вимикачі при відключеному трансформаторі і включених секційних вимикачах.
При рівномірному розподілі навантаження між розщепленими обмотками трансформатора максимальний робочий струм для ланцюгів вводу та секційних вимикачів

(6.14)

Для приєднань, які відходять:

(6.15)

Як РУ НН вибираємо КРУН серії К-47 з вимикачем ВКЕ-10-31, 5 / 1600 У3 для осередків введення і секційних вимикачів, і ВКЕ-10-31/630 У3 для осередків ліній, що відходять.
Розрахункові величини менше паспортних даних вимикачів, тому вибираємо вимикачі цього типу.

Таблиця 6.6

Вибір вимикачів на стороні 10кВ.

Умови вибору	Розрахункові величини	Каталожні дані вимикача для осередків введення і секційних вимикачів ВКЕ-10-31/1600УХЛ3	Каталожні дані вимикача для осередків ліній, що відходять ВКЕ-10-31/630УХЛ3
	10кВ	10кВ	10кВ
	1201А 109,2 А	1600А -	- 630А
	16,349 кА	31,5 кА	31,5 кА
	39,698 кА	80кА	80кА
	414 кА ² * з	31,5 ² * 4 = 3969кА ² * з	31,5 ² * 4 = 3969кА ² * з

414кА

16,349

6.6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму і напруги.
Вимірювальні трансформатори призначені для зменшення первинних струмів і напруг до значень, найбільш зручних для підключення вимірювальних приладів, реле захисту, пристроїв автоматики. Застосування вимірювальних трансформаторів забезпечує безпеку обслуговуючого персоналу, так як ланцюга низької і високої напруги розділені, а також дозволяють уніфікувати конструкцію вимірювальних приладів і реле.
Трансформатори струму (ТС) вибираємо за наступними умовами:
- За конструкцією і класу точності;
- За напругою установки

;
- З первинного струму

;

Номінальний первинний струм повинен бути якомога ближче до розрахункового струму, так як недовантаження первинної обмотки призводить до збільшення похибок.
- По термічній стійкості

;
- По вторинної навантаженні

;
Робочий струм навантаження, що протікає за ввідними вимикачів 10кВ (при роботі обох трансформаторів і рівномірному розподілі навантаження по секціях РУ НН):

(6.16)

Визначимо максимальний робочий струм, що протікає за ввідними вимикачів 10кВ (при відключенні одного з трансформаторів і включених секційних вимикачів):

(6.17)

39.698

16.349

(6.18)

961 кА

39.698 ²

(6.19)
З довідника [1] вибираємо трансформатор струму типу ТЛШ 10 У3 з

= 1500А,

= 1500/5А, клас точності вторинної обмотки 0,5 / 10Р.
Дані розрахунків зведені в табл. 6.7
Таблиця 6.7
Вибір трансформаторів струму 10кВ.

Розрахункові дані	Дані ТЛШ 10 У3
= 10 кВ	= 110 кВ
= 1201 А	= 1500 А
= 39,698 кА	= 81 кА
= 961 кА ² * з	= 2976 кА ² * з
= 0,76 Ом	= 0,8 Ом

Таблиця 6.8
Вторинна навантаження трансформатора струму.

Прилад	Тип	Навантаження по фаза, ВА
Прилад	Тип	А	У	З
Амперметр	Е-350	0,5	-	-
Ватметрів	Д-350	0,5	-	0,5
Лічильник активної потужності	СА-І670М	2,5	2,5	2,5
Лічильник реактивної потужності	СР-4І676	2,5	2,5	2,5
Разом:		6	5	5,5

Сама навантажена Фаза «А». Загальний опір приладів:

Ом
Для ТФЗМ 110-У1

Ом
Допустимий опір проводу:

Ом
Для підстанції застосовуємо кабель з алюмінієвими жилами, орієнтовна довжина якого 60м.

мм ^2.
Приймаються контрольний кабель АКРВГ з жилами перерізом 4мм ²

Ом
Таким чином, вторинна навантаження складає:

Ом
Вибір трансформатора напруги на ПН.
Трансформатор напруги вибирається:
- За напругою установки

;
- За конструкцією і схемою з'єднання обмоток;
- По класу точності;
- По вторинної навантаженні

.
Вторинна навантаження трансформаторів напруги наведена в
табл. 6.9
Таблиця 6.9
Вторинна навантаження трансформатора напруги 10кВ.

Прилад	Тип	S однієї обмотки, ВА	Число обмоток			Число приладів	Загальна потрібна потужність
Прилад	Тип	S однієї обмотки, ВА	Число обмоток			Число приладів	Р, Вт	Q, Вт
Вольтметр	Е335	2,0	1	1	0	1	2
Лічильник активної потужності (введення 10кВ)	СА-І670М	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Лічильник реактивної потужності (введення 10кВ)	СР-4І676	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Лічильник активної потужності (лінії 10кВ)	СА-І670М	2,5	3	0,38	0,925	6	45	109,5
Лічильник реактивної потужності (лінії 10кВ)	СР-4І676	2,5	3	0,38	0,925	6	45	109,5
Разом:							105	255,4

Вторинна навантаження трансформатора

(6.20)

Вибираємо трансформатор напруги НТМК-10-71У3.
Три трансформатора напруги на одній секції, з'єднаних в зірку, мають потужність: 3 * 120 = 360ВА, що більше

. Таким чином, трансформатори напруги будуть працювати в обраному класі точності 0,5.
Вибір трансформатора напруги на другій секції аналогічний.
Для з'єднання трансформаторів напруги з приладами приймаємо контрольний кабель АКРВГ з перетином жив 2,5 мм ² по умові механічної міцності.
6.7. Вибір струмоведучих частин на ПН.
У колах ліній 6-10кВ вся ошиновка і шини в шафах КРУ виконується прямокутними алюмінієвими шинами, мідні шини не використовуються через великий їх вартості.
При струмах до 3000А застосовують одно-і двосмугові шини, при великих рекомендується застосовувати шини коробчатого перетину, так як вони забезпечують менші втрати від ефекту близькості і поверхневого ефекту, а також кращі умови охолодження.
Збірні шини і відгалуження від них до електричних апаратів (ошиновка) 6-10кВ з провідників прямокутного або коробчатого профілю кріпляться на опорних порцелянових ізоляторах. Шінодержателі, за допомогою яких шини закріплені на ізоляторах, допускає поздовжнє зміщення шин при їх подовженні через нагрівання. При великій довжині шин встановлюються компенсатори з тонких смужок того ж матеріалу, що і шини.
Найбільший струм в колах низької напруги:

(6.21)
Вибираємо алюмінієві однополосні шини перетином 80х8. Розташування шин горизонтальне, відстань між ізоляторами 1,4 м, відстань між фазами 0,8 м
Перевірка за умовою тривалого протікання струму:

; 1201 <1320А
Перевірка на термічну стійкість:

(6.22)
де

- Термічний коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику (табл.3.14 [4]).
Провідник перетином

буде термічно стійким, якщо виконується умова:

, (6.23)
що менше прийнятого перерізу шин 640мм ^2.
Перевірка шин на електродинамічну стійкість і розрахунок довжини прольоту між ізоляторами.
Змінюючи довжину прольоту необхідно добитися того, щоб механічний резонанс був виключений, тобто

. Визначимо мінімальну довжину прольоту:

(6.24)

Де

- Довжина польоту між ізоляторами, м;

- Момент інерції поперечного перерізу шини щодо осі, перпендикулярної напрямку згинального сили, см ^4;

- Поперечний переріз шини см ²
При вертикальному розташуванні шин момент інерції буде дорівнює:

(6.25)
При горизонтальному:

(6.26)
Довжина прольоту між ізоляторами при вертикальному розташуванні шин:

(6.27)
Довжина прольоту між ізоляторами при горизонтальному розташуванні шин:

(6.28)
Механічний розрахунок односмугових шин
Найбільше питоме зусилля при трифазному КЗ, Н / м, визначається:

(6.29)
Де

- Ударний струм; a - відстань між фазами

39698 ²
0,8

Так як відстань між фазами значно більше периметра шин, то коефіцієнт форми К _ф = 1.

341,2

(6.30)

Рівномірно розподілене сила F створює згинальний момент, Нм:

(6.31)
Де L - довжина прольоту між опорними ізоляторами шинної конструкції, м.

66,87

341,2 х 1,4 ^лютого
10

(6.32)
Напруга в матеріалі шини, що виникають при дії згинального моменту, Мпа

(6.33)
Де W - момент опору шини щодо осі, перпендикулярної дії зусилля, см ³

(6.34)

66,87
8,5

7,86

(6.35)
Шини механічно міцні, якщо

- Допустиме механічне напруження в матеріалі шин,

Вибрані шини механічно міцні, тому що 7,86 <75
6.8. Власні потреби і оперативний струм.
Склад споживачів власних потреб підстанції (СН) залежить від потужності трансформаторів, конструктивного виконання підстанції, наявності синхронних компенсаторів, типу електрообладнання, способу обслуговування та виду оперативного струму.
Найменша кількість споживачів СН на підстанціях, виконаних за спрощеними схемами, без синхронних компенсаторів - це електродвигуни обдування трансформаторів, обігріву приводів шаф КРУН, а також висвітлення підстанції.
Найбільш відповідальними споживачами СН підстанції є оперативні ланцюга, система зв'язку, телемеханіки, система охолодження трансформаторів, аварійне освітлення, система пожежогасіння, електроприймачі компресорної.
Потужність споживачів СН невелика, тому вони приєднуються до мережі 380/220В, яка отримує харчування від понижувальних трансформаторів.
Потужність трансформаторів СН вибирається по навантаженнях СН з урахуванням коефіцієнта завантаження і одночасності, при цьому окремо враховується літня і зимова навантаження, а також навантаження в період ремонтних робіт на підстанції.
Навантаження СН підстанції визначається як по встановленої потужності (Ру), із застосуванням

і підраховують за формулою:

(6.36)
де

- Коефіцієнт попиту, враховує коефіцієнти одночасності і завантаження. У орієнтовних розрахунках можна прийняти

При двох трансформаторах СН з постійним чергуванням, потужність трансформаторів вибирається з умови:

(6.37)

- Коефіцієнт допустимої аварійної перевантаження, його можна прийняти рівним 1,4.
Схема підключення ТСН вибирається з умови надійного забезпечення живлення відповідальних споживачів. Вибираємо схему живлення СН з випрямленою змінним оперативним струмом (рис.6.2). Трансформатори СН приєднуються отпайка до введення головних трансформаторів. Таке включення забезпечує можливість пуску ПС незалежно від напруги в мережі 10кВ.

Рис. 6.2 Схема живлення власних потреб.
Таблиця 6.10
Навантаження власних потреб підстанції.

Вид споживача	Встановлена потужність				Навантаження
Вид споживача	Одиниці, КВт * к-ть	Всього, кВт			, кВт	, кВт
Охолодження ТРДН25000/110	2,5 х2	5	0,85	0,62	5	3,1
Підігрів вимикачів і приводів	15,8 х2	31,6	1	0	31,6
Підігрів шаф КРУН	1х22	22	1	0	22
Підігрів приводів роз'єднувачів	0,6 х8	4,8	1	0	4,8
Опалення, освітлення, вентиляція		60	1	0	60
ОПУ
Освітлення ОРУ-110 кВ		2	1	0	2
					125,4	3,1

Розрахункове навантаження при Кс = 0,8:

(6.38)
Приймаємо два трансформатора ТМ-100 кВА. При відключенні одного трансформатора, другий буде завантажений на 125,44 / 100 = 1,254, тобто менше ніж на 40%, що допустимо.
6.9. Вибір обмежувачів перенапруг.
Обмежувачі перенапруг є основним засобом обмеження атмосферних перенапруг.
Вибір обмежувачів перенапруги проводиться відповідно з номінальною напругою устаткування, що захищається, рівнем електричної міцності його ізоляції і найбільшою можливою величиною напруги частотою 50Гц між дротом і землею в місці приєднання обмежувача перенапруг до мережі.
Вибираємо обмежувач перенапруги типу
ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1
7. Конструктивне виконання підстанції.
До конструкцій РУ пред'являються наступні основні вимоги:
1. Надійність - стосовно до конструкцій РУ надійність досягається за рахунок виконання двох основних правил:
- Дотримання допустимих відстаней між струмоведучими частинами;
- Взаємне розташування струмоведучих частин різних ланцюгів;
2. Безпека - стосовно до конструкцій РУ безпека досягається за рахунок виключення попадання обслуговуючого персоналу під напругу:
- Розташування струмоведучих частин на висоті;
- Спорудження огорож.
3. Ремонтопридатність - висновок в ремонт якого або приєднання або внутрішнього елемента не повинні по можливості, приводити до втрати харчування справних.
4. Пожежна безпека - зведення до мінімуму ймовірності виникнення пожежі.
5. Можливість розширення - можливість підключення до схеми нових приєднань без істотних змін існуючої частини.
6. Простота і надійність - для зниження можливих помилок експлуатаційного персоналу.
7. Економічність - мінімальна вартість за умови виконання вище перелічених вимог.
Класифікація РУ ділиться за типом виконання і за типом конструкцій.
За типом виконання:
- Відкриті РУ (ВРП) - обладнання, розташоване на відкритому повітрі. Гідність ВРП - невисока вартість, хороша обозреваемость, висока ремонтопридатність. Недоліки - велика площа, немає захисту від впливу зовнішнього середовища;
- Закриті РУ (ЗРУ) - обладнання, розташоване всередині будівлі. Гідність ЗРУ - мала площа, захист від дії зовнішнього середовища, висока безпека. Недоліки - висока вартість, погана видимість, утрудненість проведення ремонтів.
За типом конструкцій:
- Збірні РУ - обладнання РУ збирається на місці спорудження;
- Комплектні РУ (КРУ) - обладнання РУ збирається в блоки (комірки) на заводі виробнику, а на місці спорудження з блоків монтується РУ. Переваги КРУ - індустріальність виготовлення і монтажу, різке скорочення термінів монтажу (в порівнянні зі збірними РУ), висока безпека. Недоліки КРУ - відносно висока вартість і висока металоємність.
Вибір типу конструкції визначається умовами площі споруди та кліматичними умовами в районі спорудження.
РУ 110кВ виконано відкритими (ВРП) за типовою компановке з урахуванням можливості розширення (габорітах схеми) подвійна система збірних шин з обхідною). РУ 10кВ виконано за допомогою осередків
КРУН К-47.
8. Релейний захист понижуючого трансформатора.
Рішення про вибір захисту понижуючого трансформатора на підстанції приймається з урахуванням особливостей її електричної схеми, місця в енергосистемі, струмів і потужності устаткування, а також вид оперативного струму, який застосовується на підстанції.
На трансформаторах номінальною потужністю більше 6300кВА встановлюються такі види захистів:
- Диференційний захист від пошкоджень в силовому трансформаторі і на його висновки;
- Газовий захист від пошкоджень всередині бака;
- Максимальна струмовий захист (МТЗ) з блокуванням по мінімальному напрузі, струмовий захист зворотній послідовності, дистанційна захист від коротких замикань у зовнішній мережі.
Вид встановленої захисту залежить від потужності силового трансформатора і величини струмів короткого замикання;
- МТЗ від симетричної перевантаження.
8.1. Розрахунок диференційної струмового захисту понижуючого трансформатора.
Розрахунок диференційної струмового захисту виконується на реле серії ДЗТ-11, що рекомендується для використання в схемах захисту силових трансформаторів.
Вибір параметрів захисту включає визначення первинних струмів для всіх сторін захищається трансформатора. За цим струмам визначаються вторинні струми в плечах захисту, виходячи з коефіцієнта схеми і коефіцієнта трансформації трансформаторів струму. Розрахунок наведений у табл.8.1
Таблиця 8.1
Значення первинних і вторинних струмів в плечах захисту.

Найменування величини	Позначення і метод визначення	Числове значення
Найменування величини	Позначення і метод визначення	110кВ	10кВ
Первинний струм на сторонах захищається трансформатора, А
Схема з'єднання трансформаторів струму	-	Δ	Ỵ
Коефіцієнт трансформації	-	300 / 5	1500 / 5
Первинний струм у плечах захисту, А

В якості основного плеча захисту приймається сторона вищої номінальної напруги трансформатора - сторона110кВ.
Розрахунок ТКЗ наведений у розділі 5 цієї роботи.
Попереднє визначення первинного струму спрацьовування захисту виконується з урахуванням відбудови від кидка струму на намагнічування при включенні ненавантаженого трансформатора під напругу. Для двообмоткових трансформаторів з розщепленою обмоткою гальмівну обмотку, як правило, рекомендується приєднувати на суму струмів трансформаторів струму, встановлених в ланцюзі кожної з розщеплених обмоток.

;

(8.1)
де

- Первинний номінальний струм основної сторони

Максимальний первинний струм небалансу

в диференціальній обмотці, використовуваний для визначення числа витків гальмівний обмотки БНТ може бути знайдений за співвідношенням:

(8.2)
Визначаємо числа витків робочої обмотки БНТ реле для основної сторони 110кВ і для сторони 10кВ, виходячи із значення мінімального струму спрацювання захисту. Розрахунки зводяться в табл. 8.2
Таблиця 8.2
Підрахунок числа витків обмотки БНТ реле для основної і не основний сторін трансформатора.

Найменування величини	Позначення і метод визначення	Числове значення
Струм спрацювання реле на основній стороні
Число витків обмотки БНТ реле для основної сторони: - Розрахункове - Попередньо прийняте		18
Число витків обмотки ННТ реле для не основної сторони: - Розрахункове попередньо прийняте		14

Приймаються до Вашого наступні числа витків:

витків, що відповідає:

(8.3)

9957

Визначення струмів

з програми I-7
У разі роздільної роботи трансформаторів

15119 А

909А

Струм

наведений до вищої напрузі 110кВ

У випадку паралельної роботи трансформаторів

Струм

наведений до вищої напрузі 110кВ

690 А

7559 А

Струм, що протікає через один трансформатор

Для визначення

розрахунковим є найбільше значення

909 А

Розрахунки зводяться в табл. 8.3
Таблиця 8.3
Підрахунок числа витків гальмівний обмотки.

Найменування величини

Позначення і метод визначення

Числове значення

Первинний розрахунковий струм небалансу з урахуванням складової

при КЗ на шинах НН, А

249 А

909

Число витків гальмівний обмотки БНТ реле
- Розрахункове
- Прийняте

= 7,79

1,5 х 249 х 14,2
909 х 0,75

Перевірка чутливості захисту при КЗ між двома фазами в мінімальному режимі роботи системи, коли гальмування відсутній:

(8.4)

690 = 597,5

597,5
192,45

(8.5)

= 3,1> 1.5

Визначимо чутливість захисту при КЗ в захищається зоні, коли є гальмування:
Струм, що протікає з боку ВН:

690 = 597.5 A

Струм, що протікає з боку НН:

7559 = 6546.2 A

(8.6)

= 17.22 A

597.5 x √ 3
300 / 5

6546.2 x 1
1500 / 5

(8.7)

= 21.82 A

За робочій обмотці протікає сума струмів з ТА високої боку і ТА з низькою сторони:

(17.23 x 18) + (21.82 x 14) = 615.4 W

(8.8)

(8.9)

21.82 x 8 = 174.56 W

за графіком [ріс.129]

615
150

= 4.1> 1.5

8.2. Розрахунок МТЗ з блокуванням по мінімальному напрузі
Максимальний струмовий захист з комбінованим пуском по напрузі виконується на реле струму типу РТ-40, фільтра-реле напруги типу РНФ-1М і реле мінімальної напруги РН-54.
МТЗ з пуском по мінімальному напрузі встановлюється на сторонах вищої і нижчої напруги силового трансформатора. Первинний струм спрацьовування захисту визначається за умовою відбудови від номінального струму

трансформатора на стороні, де встановлена розглянута захист, за висловом:

(8.10)
де

- Коефіцієнт надійності, що враховує помилку у визначенні струмів і необхідний запас, який приймається

- Коефіцієнт повернення струмового реле

.
При установці захисту на стороні силового трансформатора з РПН необхідний облік можливого збільшення номінального струму на 5%.
Реле мінімального напруги включається на трансформатори напруги шин нижчої напруги.
Напруга спрацьовування захисту:

(8.11)

(8.12)

- При виконанні пуску по напрузі з допомогою реле мінімальної напруги і реле зворотній послідовності.
Витримка часу МТЗ узгоджується з часом дії захистів приєднань, які відходять відповідної сторони, тобто МТЗ на ПН узгоджується з МТЗ приєднань низькою боку захищається трансформатора.

;

(8.13)
Розрахунок МТЗ на стороні вищої напруги.

(8.14)

(8.15)

(8.16)
Перевірка чутливості захисту з боку вищої напруги:

(8.17)
Розрахунок МТЗ на стороні нижчої напруги:

(8.18)

(8.19)
Визначення коефіцієнта чутливості захисту:
-

597.5
177.2

= 3.37

6546.2
1941.2

на стороні нижчої напруги

(8.20)
-

= 3.37

на стороні вищої напруги

(8.21)

Визначення напруги спрацьовування захисту згідно (8.12)

(8.22)

(8.23)

(8.24)

Перевірка чутливості захисту показала, що МТЗ задовольняє вимоги, що пред'являються до чутливості захисту і може застосовуватися в якості резервного захисту трансформатора.
8.3. Розрахунок МТЗ від перевантаження.
Захист від перевантаження встановлюється на живильної стороні трансформатора.
Струм спрацьовування захисту на НН:

(8.25)

(8.26)

Час дії захисту від перевантаження вибирається більше, ніж час дії всіх приєднань.
9. Безпека і екологічність проекту.
9.1. Короткий опис проектованого об'єкта.
У даному проекті проектується трансформаторна підстанція 110/10кВ. На підстанції встановлені масляні вимикачі на стороні 110кВ зовнішньої установки. Обладнання 10кВ знаходиться в шафах КРУН.
9.2. Шкідливі та небезпечні фактори.

Електромагнітні поля.

На ВРУ і поблизу ліній електропередачі, особливо 110 кВ і вище, струмоведучими частинами створюється змінне електромагнітне поле. Воно характеризується в основному напруженістю електричної складової поля Е, В / м, яка в РУ напругою 10 кВ на висоті росту людини може досягти досить великих значень. Напруженість магнітної складової поля незначна - 10-20 А / м, тому її впливом нехтують.
Електричне поле несприятливо впливає на центральну нервову систему людини, викликає прискорене серцебиття, підвищений кров'яний тиск і температуру тіла. Працездатність людини падає. Він швидко стомлюється. Вплив на людину електричного поля залежить від його напруженості та тривалості перебування в зоні впливу.
Норми для електричної напруженості (без застосування захисних засобів), згідно з ГОСТ 12.1.00б-84 [б] наведені в таблиці 9.1.
Таблиця 9.1
Допустимі часи перебування в електромагнітному полі

Напруженість поля Е, кв / м	5	10	15	20	25
Допустимий час перебування в електричному полі	8ч	3ч	1,5 год	10хв	5хв

В електроустановках 330 кВ і вище застосовують сітчасті екрани, навішують екранують козирки і троси, які надійно заземлюють. Козирки встановлюють під шафами апаратури управління, щитками і збірками. Навіси встановлюють над проходами і ділянками ОРУ, з яких оглядається обладнання. Також використовують тимчасові пересувні екрани.
Для захисту від впливу електричного поля застосовують захисні костюми з металізованої тканини, забезпечені гнучким проводом для заземлення. Цей костюм повністю екранує тіло людини і виключає протікання через нього ємнісного струму.
Шум і вібрація.
У результаті гігієнічних досліджень встановлено, що шум і вібрація погіршують умови праці, роблячи шкідливий вплив на організм людини. При тривалому впливі шуму на організм людини відбуваються небажані явища: знижується гострота зору і слуху, підвищується кров'яний тиск, знижується увага. Сильний тривалий шум може бути причиною функціональних змін серцево-судинної і нервової систем.
Вібрації також несприятливо впливають на організм людини, вони можуть бути причиною функціональних розладів нервової і серцево судинної систем, а також опорпо-рухового апарату. Ці захворювання супроводжуються головним болем, запамороченням, підвищеної втомлюваності. Тривалий вплив вібрації призводить до розвитку вібраційної хвороби, успішне лікування якої можливо тільки на ранній стадії її розвитку.
Ефект впливу вібрацій на людину залежить від їх характеристик (амплітуда, частота, період). Загальні впливу пов'язані з резонансними коливаннями окремих частин тіла та внутрішніх органів. Наприклад, резонансна частота окремих частин тіла та внутрішніх органів (шлунок, органи черевної порожнини) дорівнює 7-8 Гц, резонансна частота очного яблука - 80 Гц. Коливання з зазначеними частотами на робочих місцях досить небезпечні, оскільки можуть викликати розриви і пошкодження органів людини.
При вібраціях малої частоти і змінного періоду, які відчуваються як тряска або поштовхи, можуть виникати небезпечні переміщення тіла, удари. Виконання робочих рухів утруднено. Плавні низькочастотні коливання відчуваються як хитавиця. Заколисування ("морська хвороба") виникає, як правило, при підвищеній чутливості рецепторів вестибулярного апарату і внутрішніх органів.
Нормативним документом для нормування шуму є ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ зазначені в табл. 9.2.
Таблиця 9.2
Допустимі рівні звукового тиску і рівні звуку.

Рівень звукового тиску [дБ] Октави з середньогеометричними частотами [гц]
63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
99	92	86	83	80	78	76	74
Рівень звуку, дБА
не більше 85

Відповідно до ГОСТ 12.4.012-75 встановлено гранично допустимі параметри вібрації, зазначені в табл. 9.3.
Таблиця 9.3

Частота коливань, Гц	Амплітуда найбільших переміщень при коливаннях, мм	Швидкість коливальних рухів, мм / с
2	1,28	11,5
4	0,28	5
8	0,056	2
16	0,028	2
31,5	0,014	2
63	0,0072	2

Будівельні норми і правила СНіП 11-12-77 передбачають захист від шуму будівельно-акустичним методами:
а) звукоізоляція огороджувальних конструкцій,
б) установка в приміщеннях звукопоглинальних конструкцій,
в) застосування глушників аеродинамічного шуму,
г) правильне планування і забудова територій міст.
А також одним з основних методів зменшення шуму на виробничих об'єктах є зниження шуму в самих його джерелах.
Методами зниження вібрації є:
а) зниження вібрації в джерелі її виникнення,
б) конструктивні методи (виброгашение, віброденфірованіе - підбір певних видів матеріалів, віброізоляція),
в) організаційні заходи,
г) організація режиму праці та відпочинку,
д) використання засобів індивідуального захисту (захист опорних поверхонь).
Освітлення.
Із загального обсягу інформації людина отримує через зоровий канал близько 80%. Якість інформації, що надходить багато в чому залежить від освітлення: незадовільно кількісно або якісно воно не тільки стомлює зір, але і викликає стомлення організму в цілому. Нераціональне освітлення може з'явитися причиною травматизму. Неправильна експлуатація може призвести до вибуху, пожежі і нещасних випадків. При незадовільному освітленні, крім того, знижується продуктивність і збільшується брак продукції. Використовується три види освітлення - природне, штучне і поєднане.
Для оцінки умов освітлення користуються поняттям освітленості Е, вимірюваної в люксах (Лк.).
ОРУ підстанції висвітлюється природним світлом, КРУН - боковим одностороннім.
Оцінка кількісної характеристики природного освітлення виражається через КПО у відсотках. КПО - відношення природної освітленості, створюваної світлом, до значення одночасно зовнішньої горизонтальної освітленості, створюваної світлом повного відкритого небосхилу,%:

(9.1)
Фактори, що враховуються при нормуванні штучного освітлення:
1. Характеристика зорової роботи;
2. Мінімальний розмір об'єкта розрізнення з фоном;
3. Розряд зорової роботи;
4. Контраст об'єкта з фоном;
5. Світлість фону (характеристика фону);
6. Система освітлення;
7. Тип джерела світла.
Крім освітленості слід враховувати такі параметри світла як:
1. напрям світлового потоку;
2. відсутність різкої межі в яскравості робочих поверхонь і навколишнього поля зору;
3. відсутність сліпучого дії джерела світла;
4. рівномірність та постійність освітлення в зоні огляду і в полі зору;
5. сприятливий спектр світла, близький до денного;
Якщо за техніко-економічних причин не можна забезпечити оптимум, то освітлення повинно бути не менше гранично-допустимого.
Для роботи в темний час доби на ОРУ і в КРУН застосовується штучне освітлення. Штучне освітлення підрозділяється на робоче та аварійне освітлення.
Робоче освітлення - освітлення, необхідне для здійснення трудового процесу.
Аварійне освітлення - освітлення для продовження роботи при відключенні робочого освітлення.
Робоче освітлення ОРУ 110кВ виконується прожекторами, встановленими на освітлювальних щоглах. Освітлення КРУН передбачено світильниками з газорозрядними лампами.
Норми освітленостей для штучного освітлення розглядаються в СНиП-II-4-79.
Харчування джерел аварійного освітлення здійснюється від незалежних джерел живлення. Для аварійного освітлення застосовуються світильники з лампами розжарювання.
Електробезпека.
Основна небезпека при обслуговуванні РУ підстанції є небезпека ураження електричним струмом. Джерелом небезпеки є відкриті струмовідні частини і струмоведучі частини з ізоляцією, яка може виявитися з якихось причин порушеною. Вплив струму на організм людини можна розділити на біологічне, термічне, електричне. Воно викликає різні порушення в організмі, спричиняючи як місцеве ураження тканин і органів, так і загальне ураження організму.
Існує два види ураження електричним струмом: електричний удар і місцеві електричні травми. До травм відносяться опіки, електричні знаки, електрометаллізація шкіри і електрофтальмія. При електричному ударі впливу струму піддається нервова система, що може призвести до зупинки серцевої і дихальних м'язів. Інтенсивність дії струму на організм визначається безліччю факторів, наприклад тривалістю проходження струму, шляхом проходження струму через тіло, родом струму, індивідуальними особливостями людини.
Порогові значення струму;
1) пороговий відчутний струм 5-7 мА/50Гц
2) граничний не відпускають струм 10-15 мА/50Гц
3) пороговий фібріляціонний струм 70-100 мА/50Гц
Основна умова забезпечення безпеки обслуговуючого персоналу - це виключення можливого дотику до струмоведучих частин. Для цього необхідно захищати всі струмоведучі елементи установок і використовувати захисні засоби, які діляться на основні та додаткові.
Основні захисні засоби - засоби, які витримують робоча напруга і дозволяють проводити роботи безпосередньо на струмовідних частинах.
Додаткові захисні засоби - засоби, які не дозволяють проводити роботи на струмоведучих частинах.
У межах території підстанції можливо замикання на землю в будь-якій точці. У місці переходу струму в землю, якщо не передбачені особливі пристрої для проведення струму в землю, виникають значні потенціали, небезпечні для людей, що знаходяться поблизу. Для усунення цієї небезпеки на підстанції передбачають заземлення, призначення яких полягає у зниженні потенціалів до прийнятних значень.
На майданчику РУ уздовж рядів устаткування, що підлягає заземленню, укладаються провідники в землю на глибині 0,7 м. Передбачаємо також провідники в поперечному напрямку. Таким чином, утворюється сітка з квадратними або прямокутними осередками. Сітку доповнюють деяким числом вертикальних провідників.
9.3. Заходи безпеки при обслуговуванні.
Оперативне обслуговування електроустановок передбачає періодичні та позачергові огляди електрообладнання, контроль і облік електроенергії, оперативні перемикання. Обслуговування електроустановок здійснюється інженерно-технічним, черговим і оперативно-ремонтним персоналом. Обов'язки, закріплені за персоналом даної електроустановки, визначаються місцевими інструкціями, в яких викладені конкретні заходи з електробезпеки та пожежобезпеки стосовно до експлуатаційного персоналу.
При обслуговуванні електроустановок напругою вище 1000В старший в зміні або черговий повинні мати кваліфікаційну групу з ТБ не нижче IV, а в ЕУ до 1000В - не нижче III.
Огляд електрообладнання, що знаходиться під напругою, пов'язаний з небезпекою поразки елекріческім струмом, яка виникає при випадковому дотику до струмоведучих частин або наближення до них на відстань, коли можливо перекриття повітряного проміжку і поразка через електричну дугу. Для уникнення ураження електричним струмом під час огляду діючих ЕУ, необхідно дотримуватися таких заходів безпеки. При огляді ЕУ напругою вище 1000В однією особою не дозволяється проникати за огорожі і входити в камери РУ. Оглядати електрообладнання слід тільки з порога камери або стоячи перед бар'єром.
При виявленні під час огляду випадкового замикання струмоведучих частин на землю, забороняється до відключення пошкодженої ділянки наближатися до місця замикання менш 8м на ВРП і 4м в ЗРУ у уникнення поразки кроковим напругою. Якщо необхідно наближення до місця КЗ, то слід застосовувати засоби захисту (діелектричні боти, калоші). У ЕУ до 1000В під час огляду електрообладнання забороняється виконувати будь-які роботи на цьому обладнанні, за винятком роботи, пов'язані з попередженням аварії або нещасного випадку. Також забороняється знімати огородження струмоведучих частин і наближатися до них на небезпечну відстань.
Зміна згорілих плавких вставок запобіжника повинна виконуватися при знятій напрузі. Зміну плавких вставок закритих запобіжників допускається проводити під напругою, але при відключеній навантаженні. Ця робота виконується з застосуванням індивідуальних засобів захисту від електрополраженія.
Оперативні перемикання в РУ підстанції проводиться черговим або оперативним ремонтним персоналом за розпорядженням або з відома вищого чергового електротехнічного персоналу, відповідно до встановленого на підприємстві режиму роботи.
У РУ вище 1000В складні оперативні перемикання, вироблені більш ніж на одне приєднання, повинні виконуватися двома особами, Одній особі з числа чергового або оперативного персоналу дозволяється виконувати перемикання тільки в ЕУ, обладнаних блокуваннями роз'єднувачів, що не допускають їх відключення під навантаженням.
Технічними заходами щодо забезпечення безпеки робіт у ЕУ є:
1. Відключення ремонтується електрообладнання та вжиття заходів проти його помилкового включення.
2. Встановлення тимчасових огорож не відключених струмовідних частин і вивішування заборонних плакатів.
3. Приєднання переносного заземлення.
4. Огородження робочого місця та вивішування на них дозволяючого плаката.
При роботі поблизу струмоведучих частин знаходяться під напругою, необхідно забезпечити відповідне розташування працюють по відношенню до струмоведучих частин, дотримуючись мінімальні відстані до них. Неприпустима робота в зігнутому положенні, якщо при випрямленні, відстань від будь-якої точки тіла до струмоведучих частин буде менш допустимого. У приміщеннях, особливо небезпечних щодо ураження електричним струмом людей, заборонені всі види робіт.
Оцінка небезпечних і шкідливих факторів, що впливають на персонал обслуговуючий підстанцію 10 кВ, та заходи щодо запобігання цих факторів.
При експлуатації об'єкта можливі наступні небезпечні фактори:
1. ураження електричним струмом при дотику до струмоведучих частин;
2. ураження електричним струмом при дотику до струмоведучих частин нормально не знаходяться під напругою;
3. вплив електромагнітного поля на організм;
4. поразка електричним струмом під час роботи з несправним інструментом і засобів індивідуального та колективного захисту;
5. поразки обслуговуючого персоналу, що знаходиться в зоні розтікання електричного потенціалу при замиканні на землю;
6. можливість падіння персоналу з висоти;
7. можливість ураження персоналу при проведенні комутаційних операцій;
8. ін фактори.
Для запобігання впливу небезпечних факторів на персонал, необхідно передбачати такі заходи:
1. персонал повинен діяти згідно ПТБ при роботі в електроустановках;
2. повинна проводиться щорічна перевірка знань, інструктаж з техніки безпеки;
3. при неможливості обмеження часу перебування персоналу під впливом електричного поля необхідно застосувати екранування робочих місць: екрани над переходами, що екранують козирки і навіси над шафами управління, знімні екрани при ремонтних роботах.
4. установка заземлювального контуру, заземлення та занулення устаткування;
5. дотримання відстаней до струмоведучих частин;
6. виконання організаційно-технічних заходів для безпечного проведення робіт.
9.4. Пожежна безпека.
Пожежею називається неконтрольоване горіння поза спеціальним вогнищем, що завдає матеріальної шкоди.
Небезпечними факторами пожежі для людини є відкритий вогонь і іскри, підвищена температура повітря і предметів, токсичні продукти горіння, дим, знижена концентрація кисню в повітрі, обвалення і пошкоджень будівель, споруд, установок, а також вибухи.
Пожежна небезпека електроустановок обумовлена наявністю в застосовуваному електрообладнанні горючих ізоляційних матеріалів. Горючої є ізоляція обмоток електричних машин, трансформаторів, різних електромагнітних пристроїв. Найбільшу небезпеку становлять маслонаповнені апарати - трансформатори, бакові вимикачі, кабелі з паперовою ізоляцією, просоченою маслоканіфолевим складом.
При роботі на підстанції можливі виникнення таких аварійних ситуацій:
- Короткі замикання;
- Перевантаження;
- Підвищення перехідних опорів в електричних контактах;
- Перенапруження;
- Виникнення струмів витоку;
- Неакуратне поводження з вогнем;
- Неправильне проведення зварювальних робіт.
При виникненні аварійних ситуації відбувається різке виділення теплової енергії, яка може стати причиною виникнення пожежі. На частку пожеж, що виникають в електроустановках припадає 20%.
Таблиця 9.4
Статистичні дані про пожежі

Основні причини	%
Коротке замикання	43
Перевантаження проводів / кабелів	13
Освіта перехідних опорів	5

Режим короткого замикання - появу електричного іскріння, часток розплавленого металу, електродуги, відкритого вогню, воспламенившейся ізоляції в результаті різкого зростання сили струму.
Причини виникнення короткого замикання:
- Помилки при проектуванні;
- Старіння ізоляції;
- Зволоження ізоляції;

- Механічні перевантаження.
Пожежна небезпека при перевантаженнях - надмірне нагрівання окремих елементів, яке може відбуватися при помилках проектування у разі тривалого проходження струму, перевищує номінальне значення.
Пожежна небезпека перехідних опорів - можливість запалення ізоляції чи ін горючих прилеглих матеріалів від тепла, що виникає в місці аварійного опору (в перехідних клемах, перемикачах та ін),
Пожежна небезпека перенапруги - нагрівання струмоведучих частин за рахунок збільшення струмів, що проходять через них, за рахунок збільшення перенапруги між окремими елементами електроустановок. Виникає при виході з ладу або зміну параметрів окремих елементів.
Пожежна небезпека струмів витоку - локальний нагрівання ізоляції між окремими струмоведучими елементами і заземленими конструкціями.
З метою запобігання пожежі передбачають наступні заходи:
а) запобігання освіти займистою середовища;
б) запобігання утворенню в займистою середовищі або внесення до неї джерел запалювання;
в) підтримання температури і тиску займистою середовища нижче максимально допустимих по горючості;
г) зменшення визначального розміру займистою середовища нижче максимально допустимого за горючістю.
Пожежна безпека на підприємствах забезпечується системою запобігання пожежі шляхом організаційних і технічних засобів, що забезпечують неможливість виникнення пожежі, а також системою пожежного захисту, спрямованої на запобігання впливу на людей небезпечних факторів пожежі та обмеження матеріальних збитків від нього.
Класифікація вибухо і пожежонебезпечних зон приміщень відповідно до ПУЕ.
Для забезпечення конструктивного відповідності електротехнічних виробів правила улаштування електроустановок виділяють пожежо-та вибухонебезпечні зони.
Пожежонебезпечні зони - простору в приміщенні або поза ним, в якому знаходяться горючі речовини, як при нормальному здійсненні технологічного процесу, так і в результаті його порушення.
П-I - приміщення, в яких звертаються горючі рідини з температурою спалаху парів понад 61 ° С.
П-II-приміщення, в яких виділяються горючі пилу з нижньою концентраційною межею возгораемости> 65 г / м ³
П-ІІа - приміщення, в яких звертаються тверді горючі речовини.
П-III - пожежонебезпечна зона поза приміщенням, в якій виділяються горючі рідини з температурою спалаху більше 61 ° С або горючі пилу з нижньою концентраційною межею возгораемости більше 65 г / м ^3.
Вибухонебезпечні зони - приміщення або частина його поза приміщенням, де утворюються вибухонебезпечні суміші як при нормальному протіканні технологічного процесу, так і в аварійних ситуаціях.
Будівля розподільчого пункту (РП) повинно бути I або II ступеня вогнестійкості. Ступінь вогнестійкості будівель і споруд визначається групою возгораемости і межею вогнестійкості їх основних будівельних конструкцій (несучі стіни, перекриття тощо). Конкретні дані наведені в табл. 9.6.
Межа вогнестійкості будівельної конструкції визначається часом у годинах від початку випробування конструкції на вогнестійкість до виникнення одного з наступних ознак:
а) утворення в конструкції наскрізних тріщин або наскрізних отворів, через які проникають продукти горіння або полум'я;
б) підвищення температури на не обігрівається поверхні конструкції в середньому більш ніж на 140 ° С або в будь-якій точці цієї поверхні більше ніж на 180 ° С у порівнянні з температурою конструкції до випробування або більше 220 ° С незалежно від температури конструкції до випробування;
в) втрата конструкцією несучої здатності (обвалення).
Таблиця 9.5
Група займистості і мінімальні межі вогнестійкості основних будівельних конструкцій, год

Основні будівельні конструкції	Ступінь вогнестійкості будівель або споруд
Основні будівельні конструкції	I	II
Несучі стіни, стіни сходових клітин, колони	Неспалені 2,5	Неспалені 2,0
Зовнішні стіни з навісних панелей і зовнішні фахверкові стіни	Неспалені 0,5	Неспалені 0,25
Плити, настили та інші несучі конструкції міжповерхових і горищних перекриттів	Несгораемие1, 0	Несгораемие0, 75
Плити, настили та інші несучі конструкції покриттів	Несгораемие0, 5	Несгораемие0, 25

Внутрішні несучі стіни (перегородки)	Несгораемие0, 5	Несгораемие0, 25
Протипожежні стіни (брандмауери)	Несгораемие2, 5	Несгораемие2, 5

9.5. Оцінка екологічності проекту.
Вплив підстанції на навколишнє середовище вкрай різноманітно. Шкідлива дія магнітного поля на живі організми, і в першу чергу на людину, проявляється тільки при дуже високих напруженостях порядку 150-200 А / м, що виникають на відстанях до 1-1,5 м від проводів фаз ПЛ, і становить небезпеку при роботі під напругою.
Безпосереднє (біологічне) вплив електромагнітного поля на людину пов'язане з впливом на серцево-судинну, центральну і периферійну нервові системи, м'язову тканину і інші органи. При цьому можливі зміни тиску і пульсу, серцебиття, аритмія, підвищена нервова збудливість і стомлюваність. Шкідливі наслідки перебування людини залежать від напруженості поля Е і від тривалості його впливу.
Для експлуатаційного персоналу підстанції встановлена допустима тривалість періодичного та тривалого перебування в електричному полі при напруженостях на рівні голови людини (1,8 м над рівнем землі): 5 кВ / м - час перебування необмежено; 10 кВ / м -180 хв; 15 кВ / м - 90 хв; 20 кВ / м - 10 хв; 25 кВ / м - 5 хв. Виконання цих умов забезпечує самовідновлення організму протягом доби без залишкових реакцій і функціональних або патологічних змін.
9.6. Оцінка надзвичайних ситуацій
Зробимо оцінку надзвичайних ситуацій - їх наслідок, заходи запобігання та заходи по ліквідації.
Обрив лінії і коротке замикання на лініях. Дана ситуація може призвести до зниження напруги у споживачів, відповідно до зниження якості продукції, що випускається. Для запобігання такій ситуації необхідно особливо відповідальні споживачі живити по двох одноланцюгових лініях і від двох незалежних джерел живлення. Для відновлення нормального режиму роботи лінії, необхідно використовувати системну автоматику: АВР і АПВ. При успішному АПВ лінія може повернутися в нормальний режим роботи, в іншому випадку застосовується АВР і викликається служба лінії для відновлення лінії.
Пожежа трансформатора призводить до перерви електропостачання споживачів на час АВР. При згорянні масла в атмосферу виділяються шкідливі токсичні гази. Дана ситуація також призводить до додаткових витрат на відновлення трансформатора. Для запобігання пожежі застосовується автоматична система пожежогасіння, викликається пожежна команда.
Пожежа навколишнього лісового масиву може призвести до пожежі на території підстанції, при перенесенні вогню.
Для запобігання виникнення пожежі необхідна протипожежна смуга навколо підстанції шириною 50 м. Для ліквідації наслідків може залучатися персонал ПС та пожежна служба.
Приклад дерева причин і небезпек розглянемо для найбільш небезпечного випадку - пожежі на підстанції:

4,5,6

10,11,12

7,8,9

1,2,3

Пожежа на
підстанції

Пожежа в
трансформаторі

Місцевий
загоряння

Відмова
вимикача

КЗ в
трансформаторі

Іскріння

Нагрівання
проводів

Рис. 9.1 Дерево причин і небезпек
Початкові умови виникнення НС:
1. пригоріли контакти вимикаючого реле. При цьому контакти реле не
перекинулися, і сигнал на котушку відключення не пішов;
2. не спрацювала котушка відключення вимикача;
3. не спрацював привід вимикача;
4. старіння ізоляції в самому трансформаторі;
5. не дотримання правил ТБ при роботі на діючому електрообладнанні;
6. природний катаклізм (ураганний вітер, повінь, землетрус, удар блискавки і т. д.);
7. порушення норм і правил проведення зварювальних робіт;
8. провисання проводів і сильне забруднення ізоляторів;
9. шлюб складання та налагодження панелей захисту, слабке кріплення проводів в клемнику, а також невиконання вимог правил ПТЕ електроустановок;
10. зламалася автоматика управління опалювальними приладами;
11. підвищений режим споживання електроенергії споживачами;
12. наявність легкозаймистих предметів.
9.7. Грозозахист і заземлення підстанції.
Ізоляція електроустановок повинна працювати надійно як при тривало прикладених напругах промислової частоти, так і при виникають в експлуатації перенапруженнях грозового характеру. Грозові перенапруги виникають при прямому ударі блискавки в землю, а так само при ударі блискавки в предмети або об'єкти, що знаходяться поблизу електричних установок. Від грозових перенапруг всі електричні прилади повинні мати спеціальний захист. Основні елементи захисту - розрядники. Від прямих ударів блискавок електричні установки захищаються стрижневими або тросовими блискавковідводами. Захист здійснюється блискавковідводами, встановленими безпосередньо на металевих конструкціях (порталах) і окремо стоять блискавковідводами.
У даній роботі розрахунок грозозахисту зводиться до визначення місця розташування блискавковідводів, які визначаються таким чином, щоб зона дії блискавковідводів повністю захищала все електрообладнання підстанції.
h = 19,35 м. - висота блискавковідводу
h _х = 11,35 м. - висота, що захищається.
h _а = 8 м - висота блискавковідводу над ошиновкой.
D =

м. (9.2)
D - максимальний діаметр кола, що захищає найбільш високу точку ОРУ.
Де, р = 1, при h <30 м, р =

при h> 30 м

Рис. 9.2. Схема грозозахисту
9.8. Розрахунок заземлюючих пристроїв.
Найбільший струм через заземлення при замиканнях на землю - 3613А на стороні 110кВ і 11187 на стороні 10кВ.
Грунт в місці спорудження підстанції - суглинок. Згідно ПУЕ, заземлюючі пристрої електроустановок вище 1кВ мережі з заземленою нейтраллю виконується з урахуванням опору або допустимого напруги дотику.
Розрахунок по допустимому опору призводить до невиправданого перевитрати провідникового матеріалу і трудовитрат при спорудженні ЗУ для ПС невеликій площі, що не мають природних заземлювачів.
Заземлюючі пристрої для установок 110кВ і вище виконуються з вертикальних заземлювачів, з'єднувальних смуг, смуг, прокладених вздовж рядів устаткування, і вирівнюючих смуг, прокладених у поперечному напрямку і створюють заземлювальну сітку зі змінним кроком.
Час дії релейного захисту:

;
Напруга дотику:

;
Коефіцієнт дотику:

(9.3)
де

- Довжина вертикального заземлювача (5м), м;

- Довжина горизонтальних заземлювачів (525м за планом), м; а - відстань між вертикальними заземлювачами (5м), м;

- Площа заземлювального пристрою (S = 60х70), м ^2;

- Параметр, що залежить від опору верхнього та нижнього шару землі (

відповідно для

[[4] стр.598];

- Коефіцієнт визначається по опору тіла людини

та опору розтікання струму від ступень

(9.4)
де

;

Потенціал на заземлителе

(9.5)
Напруга заземлювального пристрою:

(9.6)
Опір складного заземлювача, перетвореного в розрахункову модель:

(9.7)
де

при

; (9.8)

при

; (9.9)

- Еквівалентний питомий опір землі, Ом · м [табл.7.6 [4]];

- Загальна довжина вертикальних заземлювачів;

- Глибина залягання (

)
Згідно

Напруга на заземлителе

Опір заземлювального пристрою

План перетворимо в розрахункову схему (квадратну) зі стороною:

Число осередків по стороні квадрата:

приймаємо

Довжина смуг в розрахунковій моделі:

Довжина сторони чарунки:

Число вертикальних заземлювачів по периметру контуру:

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

Відносна глибина:

, Тоді

по табл.76 [4] для

;

Загальний опір складного заземлювача:

Як видно

Необхідно застосовувати заходи для зниження

шляхом використання підсипання гравію в робочих місцях шаром товщиною 0,2 м, тоді

Підсипка гравієм не впливає на розтікання струму із заземлювального пристрою, так як глибина закладення заземлювачів 0,7 м більше товщини шару гравію, тому співвідношення

і значення М залишаються незмінними.
Напруга на заземлителе

, Що менше допустимого (10кВ).
Допустимий опір заземлювача:

Напруга дотику:

, Що менше допустимого 400В.
Визначимо найбільший джопустімий струм, який стікає з заземлювачів підстанції при однофазному КЗ:

.
При великих струмах необхідне зниження

, За рахунок почастішання сітки смуг або додаткових вертикальних заземлювачів.
10. Кошторис на спорудження підстанції.
Таблиця 10.1
Кошторис на спорудження підстанції.

Найменування	Кількість * ціна	Вартість, тис. руб.
Трансформатор	2 * 84	168
Місток з вимикачами і неавтоматической перемичкою	1 * 84	84
КУН 10кВ (22отх. лінії 630А)	22 * 1110	24,42
вступні яч .- 4шт секційні яч .- 2шт 1600А	8 * 1220	9,76
Обладнання ВЧ зв'язку	6	6
Постійна частина витрат	400	400
Разом:		692,2

ВИСНОВОК.
У дипломному проекті розглянуті питання приєднання підстанції до існуючої мережі 110кВ, виконані вибір раціонального варіанта трансформаторів на підстанції, розрахунки сталих режимів електричної мережі на базі програми «RASTR», розрахунок струмів короткого замикання проведений за допомогою програми TKZ3000, виконаний вибір обладнання та розроблено конструктивне виконання підстанції .
До ісполенію прийнята підстанція 110/10кВ, виконана за схемою «Місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і неавтоматической перемичкою». Підстанція виконана з перспективою розширення в габаритах схеми «Подвійна система збірних шин з обхідною». На підстанції встановлено два трансформатора ТРДН-25000/110/10. Сторона нижчої напруги виконана з осередків КРУН К-47, К49.
Виконано розрахунок релейного захисту понижувальних трансформаторів (диференційний захист, МТЗ трансформатора, МТЗ від перевантаження).
Вибір найкращого варіанту виконаний на основі порівняння наведених витрат.
Виконано заходи з електробезпеки об'єкта (розрахунок грозозахисту та заземлення підстанції)

Бібліографічний список
1. Ананічева С.С. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. Єкатеринбург: УГТУ-УПІ, 1995. 55 с.
2. Рожкова Л.Д., Козулін В.С. Електрообладнання станцій та підстанцій. М.: Вища школа, 3-е вид., 1987. 648 с.
3. Рокотян С.С., Шапіро І.М. Довідник з проектування електроенергетичних систем. 3-тє вид. М.: Вища школа, 1995. 349 з.
4. Неклепаев Б.М., Крючков І.П. Електроенергетична частина станцій і підстанцій. М.: Вища школа, 1989. 605 з.
5. Степанчук К.Ф. Техніка високих напруг. Мінськ: Вища школа, 1983. 265 с.
6. Довідник з електропостачання та електрообладнання: у 2 т. / За заг. Ред. А.А. Федорова. Т.2. Електрообладнання. - М.: Вища школа, 1987. -592 С.; Іл.
7. Електротехнічний довідник: У 3-х т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Виробництво та розподілення електричної енергії (За заг. Ред. Професорів МЕІ: І. М. Орлова (гол. ред.) Та ін) 7-е вид., Испр. І доп. - М.: Вища школа, 1988. 880 с. Іл.
8. Бургсдорф В.В., Якобс А.І. Заземлюючі пристрої електроустановок. М.: Вища школа, 1987. 400 с.
9. Богатирьов Л.Л., Богданова Л.Ф. Розрахунок релейного захисту елементів електроенергетичної системи. Єкатеринбург, УГТУ-УПІ, 1995. 38 с.
10. Правила улаштування електроустановок. М.: Енергоіздат, 1986ю 648 с.
11. Проектування підстанцій: Учеб. Посібник / М.Н. Гервіц, С.Є. Кокін, В.П. Нестеренко. Свердловськ: УПІ, 1988. 85 с.
Методи розрахунку параметрів електричних мереж і систем: Методичний посібник з курсу «Електричні системи та мережі» / С.С Ананічева, П.М. Єрохін, А.Л. Мизін. - К.: УГТУ-УПІ, 1977. 55 с.

Вибір схеми розвитку районної електричної мережі

Зміст

Введення.

cosφ = 0,9

Таблиця 1.1

Рис.2.3 Розвиток мережі по варіанту III

Таблиця 2.1

Таблиця 2.2

Таблиця 2.3

Таблиця 2.4

Таблиця 2.5

Таблиця 2.7

Таблиця 2.8

Перетин

АС-240

Таблиця 2.9

Перетин

АС-240

Таблиця 2.10

Перетин

АС-240

Перетин

АС-120

Зимовий графік навантаження.

1 Режим систематичних перевантажень

2 Режим аварійних перевантажень

3 Режим систематичних перевантажень

4 Режим аварійних перевантажень

Зимовий графік навантаження.

1 Режим систематичних перевантажень

2 Режим аварійних перевантажень

3 Режим систематичних перевантажень

4 Режим аварійних перевантажень

Таблиця 3.1

Результати техніко-економічного порівняння варіантів.

Таблиця 5.1

Таблиця 6.6

Електромагнітні поля.