Розвиток електричної мережі ВАТ "Львівобленерго"

width="238" height="22" align="BOTTOM" border="0" /> кВ;

середньо геометрична відстань між фазами

де D – відстань між сусідніми фазами, см.

см.

Е= кВ/см.

Умова перевірки проводів на коронування:

1.07·Е 0.9·Ео,

кВ/см кВ/см- умови коронування задовільняються.

4.5.2 Вибір жорстких шин на стороні НН

Переріз жорстких шин вибираємо так само, як і для гнучких шин, за величиною допустимого струму.

де Iмах – максимальне значення струму шини у ремонтному або після-варійному режимі роботи мережі, для сторони НН Iмах = 0,274 (кА) (з табл. 4.2.); ІДОП – допустимий струм шини з врахуванням поправки на температуру, кА;

Користуючись довідниковими матеріалами [4], для сторони НН підстанції вибираємо однополосні алюмінієві шини прямокутного січення розміром 30Ч4, допустимий струм яких – Ідоп ном = 365 А.

Виконуємо перерахунок значення допустимого струму до температурних умов даної місцевості:

(А),

де Θ0.ном = 250C – номінальна температура навколишнього середовища для шини [5]; Θт.доп = 700С – тривало допустима температура шини [4]; Θ0 = 9,90С – середньорічна температура навколишнього середовища даної місцевості.

Перевіряємо вибраний тип шини на відповідність умові:

Умова виконується.

Вибрані шини перевіряємо на термічну і динамічну стійкість.

Перевірка шин на термічну стійкість

Перевірка на термічну стійкість при КЗ виконується відповідно умови:

де ΘК – температура шин при нагріванні струмом КЗ; ΘК.ДОП – допустима температура нагрівання шин при КЗ, для алюмінієвих шин згідно з [4] - ΘК.ДОП = 200 0C.

Для встановлення величини ΘК необхідно порахувати температуру провідника в нормальному режимі роботи.

0C.

По кривій [5] визначаю величину fH, яка характеризує тепловий стан провідника до моменту початку КЗ, і рівна fH = 29 0C.

Визначаю величину fK, яка характеризує кінцевий стан провідника в режимі КЗ.

де k - коефіцієнт, який враховує опір і ефективну теплоємкість провідника (згідно [5] для алюмінієвих шин k = 0,01054, (мм4Ч°С/(А2Чс)); q – переріз шини, для вибраних нами шин рівний (мм2).

По кривих [5] знаючи fk знаходимо кінцеве значення температури провідника в режимі КЗ, яке рівне ΘК = 51 °С.

Оскільки ΘК = 51 °С < ΘК.ДОП = 200 °C то умова термічної стійкості виконується.

Перевірка шин на динамічну стійкість

Частота власних коливань для алюмінієвих шин визначається за формулою:

де l – довжина прогону між ізоляторами, м; J – момент інерції поперечного перерізу шини відносно осі, перпендикулярної до напрямку згинаючої сили, см4; q – поперечний переріз шини, см2.

З цієї формули визначаємо довжину прогону l за умови, що частота власних коливань буде більша 200 Гц. Для цього знайдемо найбільше значення, яке задовольняє нерівність:

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «на ребро», як показано на рис. 4.6.

Рис. 4.6 - Схематичне положення жорстких шин «на ребро»

Момент інерції шин розміщених «на ребро» визначається як:

( мм4),

де – h = 30 (мм) – висота шини; b = 4 (мм) – ширина шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «пластом», як показано на рис. 4.7.

Рис. 4.7 - Схематичне положення жорстких шин «пластом»

Момент інерції шин, розміщених «пластом», визначається як:

( мм4),

де – h = 25 (мм) –ширина шини; b = 3 (мм) – висота шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

З розглянутих випадків вибираємо той, коли шини розміщені „пластом”, бо при цьому більша довжина прогону між ізоляторами. Тобто коли =0.866(м).

Найбільше динамічне зусилля при трифазному КЗ діє на провідник середньої фази. Його розраховують за формулою:

де - коефіцієнт форми, оскільки відстань між сусідніми фазами значно більша від довжини шини по периметру поперечного перерізу, тому ; - значення ударного струму при трифазному короткому замиканні на стороні НН, - відстань між сусідніми фазами [4], м.

Розраховуємо значення згинаючого моменту.

Розраховуємо значення моменту опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії зусилля, для випадку розміщення шин в положенні „пластом”, відповідно до рис.4.7.

(м3),

Визначаємо величину напруження в матеріалі шини, що виникає в наслідок дії згинаючого моменту.

(МПа),

Виконуємо перевірку шин за умовою динамічної стійкості:

4.6 Вибір ізоляторів

В розподільних уставах струмоведучі частини відокремлюються від іншого обладнання, конструкцій і персоналу ізоляторами. Жорсткі шини закріплюються на опорних ізоляторах. Вибір опорних ізоляторів на стороні НН виконуємо по номінальній напрузі низької сторони ― 10 кВ, та перевіряємо по допустимому навантаженню.

За значенням номінальної напруги з каталогових даних [15] вибираємо полімерний ізолятор марки ОНШ-4-80-215-4.

UРП = 10 кВ = Uном.ізол. = 10 кВ.

Опорний ізолятор відповідає нормам по допустимому навантаженню, якщо виконується умова:

де Fрозр ― сила, що діє на ізолятор, Н; Fдоп ― допустиме навантаження на головку ізолятора, Н.

При горизонтальному розміщенні ізоляторів всіх фаз сила, що діє на ізолятор, розраховується як:

(Н).

Допустиме навантаження ізолятора визначається як:

(Н),

де Fруйн = 4000 ― мінімальне значення згинаючої сили, при якій відбувається руйнація ізолятора [15], Н.

Перевіряємо ізолятор умови механічної міцності:

На високій стороні РУ, згідно [5], гнучкі шини приєднуємо до арматури підвісних ізоляторів марки ПС-6-А. Для забезпечення запасу механічної та електричної міцності підвісних ізоляторів, що призначені для жорсткого кріплення гнучких шин, їх кількість вибираємо на одиницю більшу від кількості зазначеної в таблиці [5], а саме 6.

4.7 Вибір трансформаторів власних потреб

Відповідно до вимог [3] на двотрансформаторних підстанціях встановлюються два трансформатори власних потреб з врахуванням резерву по потужності, але не більше 630 (кВА). Трансформатори власних потреб живлять системи різних рівнів відповідальності та з різною тривалістю споживання.

Склад споживачів власних потреб підстанції залежить від типу підстанції, потужності трансформаторів, типу електрообладнання.

Найбільш відповідальними споживачами власних потреб підстанції є оперативні кола, система зв’язку, телемеханіки, система охолодження трансформаторів, аварійне освітлення, система пожежогасіння.

Потужність споживачів власних потреб є невеликою, тому вони приєднуються до мережі 380/220 В, що отримує живлення від понижувальних трансформаторів.

Потужність трансформаторів власних потреб вибирається за навантаженням власних потреб з врахуванням коефіцієнтів завантаження і одночасності.

Основні споживачі власних потреб підстанції наведені в табл. 4.14.

Таблиця 4.14 - Перелік споживачів власних потреб

Вид споживача	Р, кВт	Q, кВар
1	2	3
Охолодження ТМ-4000/35	2х2	-
Пристрій РПН трансформатора ТМ-4000/35	0,5х2	-
Живлення протиконденсатних обігрівачів	3	-
Зарядно-підзарядний агрегат	46	20.3
Зовнішнє освітлення	15	-
Живлення шафи ШОТ	10	9
Постійно ввімкені вимірювальні прилади	2	-
Перетворювальна апаратура для оперативного зв’язку	7.5	2.9
Вентиляцій, обігрів та освітлення ЗРП 10кВ	5	-
Вентиляцій, обігрів та освітлення ЗПК	20
Всього	113,5	32,2

Загальна потужність навантаження споживачів власних потреб

Sнав.вп =

Повна потужність навантаження споживачів власних потреб

де kп = 0.8 –коефіціент попиту згідно [5].

Вибираємо з [11] два трансформатори власних потреб типу: ТСР-100/10. Параметри трансформаторів власних потреб наведені в табл. 4.15.

Таблиця 4.15 - Параметри трансформаторів ВП

Тип	Sном, кВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, Вт	uк, %	іх,%
		ВН	НН	Рк	Рх
ТСР-100/10	100	10	0,4	1700	440	4	3

Трансформатори власних потреб встановлюємо на кожну секцію шин 10 кВ по одному.

4.8 Вибір акумуляторної батареї

На підстанціях встановлюються акумуляторні батареї, необхідні для живлення кіл керування, сигналізації блокування аварійного освітлення, автоматики.

Згідно норм технологічного проектування [3] понижуючих підстанцій 110-35 кВ на підстанціях з оперативним постійним струмом рекомендується встановлювати одну акумуляторну батарею.

Число основних елементів акумуляторної батареї під’єднаних до шин в режимі постійної підзарядки:

елементи,

де = 230 ― напруга на шинах ВП, В; = 2,23 ― напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі підзарядки, В.

Кількість елементів акумуляторної батареї в режимі максимального заряду визначається як:

елементів,

де = 2,6 ― напруга на клемах елементів повністю зарядженої акумуляторної батареї, В.

В режимі аварійного розряду, коли напруга зменшується до 1,75 В, до них підєднується:

елемент ,

де = 1,75 ― напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі аварійного розряду, В.

Необхідною умовою вибору акумуляторної батареї є необхідне значення струму в кінці півгодинного циклу розрядки. В нашому випадку цей струм становить , згідно (5) 25 А.

З каталога (16) вибираю свинцево-кислотну батарею фірми VARTA Vb2305. Її каталожні дані наведені в таблиці 4.16.

Таблиця 4.16 - Параметри акумуляторної батареї

Назва батареї	Ємність,	Струм в кінці 30хв розряду, при , А	Струм в кінці 10 год розряду, при , А
VARTA Vb2305	250	222	25,4

ЗАХОДИ З ОХОРОНИ ПРАЦІ

Для забезпечення належного експлуатаційного і санітарно- технічного стану території, будівлі і споруди повинні бути виконані і підтримуватися в справному стані:

- системи відводу поверхневих і ґрунтових вод із всієї території енергопідприємства. Від будівель і споруд (дренажі, канави, водовідвідні канали);

- глушники шуму вихлопних трубопроводів, а також інші улаштування і споруди, призначені для локалізації джерел шуму і зниження його рівня до норми;

- мережі водопроводу, каналізації, дренажі, теплофікації, транспортні, газові і рідкого палива;

- джерела питної води, водоймища і санітарні зони, дороги, пожежні переїзди, під’їзди до пожежних гідрантів, водойм і градирень, мости, пішохідні дороги, переходи і інші;

- комплекс інженерно-технічних засобів охорони;

- системи блискавковідводів і заземлення.

5.1Конструктивне виконання та розрахунок заземлюючих пристроїв

Всі металеві частини електроустановок, які в нормальному режимі роботи не знаходяться під напругою в результаті пошкодження ізоляції, необхідно надійно з’єднати із землею. Таке заземлення є захисним, оскільки його метою є захист обслуговуючого персоналу від небезпечної напруги дотику. Заземлення обов’язкове для всіх електроустановок напругою вище 500 В. В електричних злагодах заземлюються: корпуси електричних машин, трансформаторів, апаратів, вторинні обмотки трансформаторів струму, приводи електричних апаратів, каркаси розподільчих щитів, пультів і тд.

Заземлюючі пристрої для установки 35 кВ і вище виконують із вертикальних заземлювачів, з’єднувальних смуг, смуг прокладання вздовж рядів обладнання і вирівнюючих смуг прокладання в поперечному напрямі, які складають заземлюючу сітку.

Згідно ПУЕ [6] розрахунок заземлюючих пристроїв в мережах 35 кВ і вище проводиться по допустимому опорі заземлення Rз=0.5 Ом.

Виконуємо загальне заземлення для всієї площі території підстанції, площа якої становить 70 х 50 м.

Для часу t =0.2 с допустима напруга дотику Uдот. = 400 В[4].Для підстанції довжина горизонтальних полос заземлення становить:

При а = 5 м, довжина вертикального заземлювача L`в=5м; t =0.7; Sпс.= 3500 м.

Розрахункові опори верхнього та нижнього шарів землі (грунт – глина) згідно [4] ρ2=60 Ом∙м; ρ1= ρ2·Кс=60·2=120 Ом∙м, де Кс=2 для горизонтальних електродів.

М = 0.62 при відношенні ρ1/ρ2 = 2 згідно [4].

Товщина верхнього шару землі h1 = 2 м. Коефіціент дотику:

де b – коефіцієнт, що визначається в залежності від опору тіла людини

b = Rл/(Rл+Rс) = 1000/(1000+1.5∙500) = 0.57;

Потенціал на заземлювачі Uз = Uпр.доп/Кп = 400/0.145 = 2758,62 В, отже напруга на заземлювач Uз є в допустимих межах, тобто менша 10 кВ.

Розрахунковий струм замикання на землю:

Із =Іпо=3054 A

де Іпо - значення струму на шинах ВН підстанції під час однофазного короткого замикання.

Допустимий опір заземлючого пристрою:

Rз.доп. =Uз./Із. = 2758.62/3054 = 0,903 Ом.

Діючий план заземлюючого пристрою перетворюємо в квадратну розрахункову модель:

Визначаємо число комірок на стороні квадрату:

m = ,

де Lg – довжина горизонтальних полос заземлення.

, приймаємо m = 7

Довжина кола в розрахунковій моделі:

Lg =

Довжина сторін комірки:

Число вертикальних заземлювачів по периметру контура при умові a/Lв=1:

=48 штук.

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

Відносна глибина:

, тоді

Згідно [2] для ρ1/ρ2 = 2, a/Lв=1;

визначаємо ρе/ ρ2 = 1,1,тоді ρе =1.1 ∙ ρ2 = 1.1∙60 = 66 Ом ∙м.

Визначаємо загальний опір заземлювача підстанції:

·ρe/ ρе/(Lг+Lb) = Ом.

Напруга дотику:

Uдот.=Kп∙Із∙Rз=3054·0.145 ·0.467 = 206.802 В.

Отже: Rз = 0.467 Ом < Rз.доп. = 0,903 Ом,

Uдот. = 206.802 В < Uдот.доп. = 400 В.

Розрахунок заземлення виконано правильно.

5.2 Розробка та конструктивне виконання пристроїв грозозахисту

Під час прямих ударів блискавки в обладнання підстанції виникають великі перенапруги, які пошкоджують ізоляцію електричних апаратів і можуть призвести до їх руйнування. Для запобігання цього, необхідно щоб вся територія підстанції була надійно захищена від прямих ударів блискавки. Грозозахист виконують за допомогою стержневих вертикальних блискавковідводів із врахуванням зон їх захисту. Вся територія підстанції повинна знаходитися в зоні дії захисту.

Загальна площа підстанції м, відстані між блискавковідводами за довжиною і шириною становлять : Lш = 40 м , Lд = 55м .