Top Banner
1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Некоммерческое акционерное общество АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ имени Г.ДАУКЕЕВА кафедра___Электрические станции и электроэнергетические системы______ «Допущен к защите» Заведующий кафедрой _ЭСиЭЭС_____ _Умбеткулов Е.К., к.т.н., доцент__ (Ф.И.О., ученая степень, звание) ______________ (подпись) «_____»___________20____ г. ДИПЛОМНАЯ РАБОТА На тему: __ Проектирование ВЛ 110кВ Щучинское-Катырколь-Степняк Кокшетауской области _____ _______________________________________________________________________ Специальность __5В071800 – Электроэнергетика_____________________________ Выполнил (а) _ Әбдікерім Б.М.__________________________гр. ЭЭССз-16-__________ (Фамилия и инициалы) группа Научный руководитель___Генбач Н.А., доцент_________ (Фамилия и инициалы, ученая степень, звание) Консультанты: по экономической части: _________ Сатова Р.К.,_________________________________________ (Фамилия и инициалы, ученая степень, звание) _________________________ «________»____________________20____г. (подпись) по безопасности жизнедеятельности: ___________________Тыщенко Е.М., ____.__________________________ (Фамилия и инициалы, ученая степень, звание) _________________________ «________»____________________20____г. (подпись) Нормоконтролер: _______ Усипбекова Д.И., PhD доктор, ст. преподаватель __ (Фамилия и инициалы, ученая степень, звание) _____________________ «_______»_________________20___г. (подпись) Рецензент: _________________________________________________________ (Фамилия и инициалы, ученая степень, звание) _____________________ «_______»_________________20___г. (подпись) Алматы 2020 г.
63

(Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

Dec 09, 2022

Download

Documents

Khang Minh
Welcome message from author
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
Page 1: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

имени Г.ДАУКЕЕВА

кафедра___Электрические станции и электроэнергетические системы______

«Допущен к защите»

Заведующий кафедрой _ЭСиЭЭС_____

_Умбеткулов Е.К., к.т.н., доцент__

(Ф.И.О., ученая степень,

звание)

______________

(подпись)

«_____»___________20____ г. ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

На тему: __ Проектирование ВЛ 110кВ Щучинское-Катырколь-Степняк

Кокшетауской области _____

_______________________________________________________________________

Специальность __5В071800 – Электроэнергетика_____________________________

Выполнил (а) _ Әбдікерім Б.М.__________________________гр. ЭЭССз-16-__________

(Фамилия и инициалы) группа

Научный руководитель___Генбач Н.А., доцент_________

(Фамилия и инициалы, ученая степень, звание)

Консультанты:

по экономической части:

_________ Сатова Р.К.,_________________________________________

(Фамилия и инициалы, ученая степень, звание)

_________________________ «________»____________________20____г.

(подпись)

по безопасности жизнедеятельности:

___________________Тыщенко Е.М.,____.__________________________

(Фамилия и инициалы, ученая степень, звание)

_________________________ «________»____________________20____г.

(подпись) Нормоконтролер: _______ Усипбекова Д.И., PhD доктор, ст. преподаватель __

(Фамилия и инициалы, ученая степень, звание)

_____________________ «_______»_________________20___г.

(подпись) Рецензент: _________________________________________________________

(Фамилия и инициалы, ученая степень, звание)

_____________________ «_______»_________________20___г.

(подпись)

Алматы 2020 г.

Page 2: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ

КАЗАХСТАН

Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

имени Г.ДАУКЕЕВА

Институт__Электроэнергетики и электротехники______________

Специальность___5В071800 – Электроэнергетика ______________

Кафедра Электрических станций и электроэнергетических систем__

ЗАДАНИЕ

на выполнение дипломной работы

Студент ___ Әбдікерім Б.М._____________________

(фамилия, имя, отчество)

Тема работы___ Проектирование ВЛ 110кВ Щучинское-Катырколь-Степняк

Кокшетауской области

________________________________________________________________

утверждена приказом ректора № _147_ от «_11_ » ___11___ 2019 г.

Срок сдачи законченной работы « _25_ » ____мая_______ 2020 г.

Исходные данные к проекту требуемые параметры результатов

проектирования (исследования) и исходные данные объекта

1. Сведения о нагрузках и источниках питания

2. Анализ состоянии существующей схемы сети

3. Материалы преддипломной практики ____________

Перечень вопросов, подлежащих разработке в дипломной работе или краткое содержание:

1. Анализ состоянии существующей схемы сети

2. Обоснование необходимости сооружения новой ВЛ

3. Составление целесообразных вариантов конфигурации сети

4. Выбор числа и расчет мощности трансформаторов

5. Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор электрических аппаратов и проводников

7. БЖД и Экономическая часть

Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

_1. Карта-схема рассматриваемого района _________________________

_2. Варианты конфигурации сети __________________________________

_3. Схема замещения электрической сети ___________________________

4. Электрическая схема ПС

Page 3: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

3

Рекомендуемая основная литература

1. Правила устройства электроустановок . - 7-е изд. - М. : Омега-Л, 2008. - 268 с.

2. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токовкороткого замыкания и

выбору электрооборудования/ Под ред.Б.Н. Неклепаева. – М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

3. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов. – М.:Изд-во «Мастерство», 2001.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С

Козулин. –М.:Энергоатомиздат, 1987.

5. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах / С.А

Ульянов. –М.:Энергия, 1972.

6. Лисовский Г.С. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-

750кВ / Г.С. Лисовский, М.Э. Хейфиц.–М.: Энергия, 1977.

7. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред.Ю.Г. Барыбина, Л.Е.

Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

8. Неклепаев, Б.Н. Электрические станции / Б.Н. Неклепаев. –М.: Энергия,1976.

9. Электрическая часть электростанций и подстанций/ справочные материалы под ред.

Б.Н.Неклепаева.– М.:Энергия, 1978.

10. Мельников, Н.А. Электрические сети и системы / Н.А. Мельников.– М.: Энергия, 1975.

11. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ Под ред.

И.А.Баумштейна и М.В.Хомякова. –М.: Энергоиздат, 1981.

12. Ефанов, А.В. Мониторинг силовых трансформаторов: Монография / А.В. Ефанов. –

Невинномысск: СевКавГТУ, 2007.

Консультанты по проекту с указанием относящихся к ним разделов

Раздел Консультант Сроки Подпись

Основная чать Генбач Н.А. 25.05.2020

Безопасность

жизнидеятельности

Тыщенко Е.М. 20.05.2020

Экономическая часть Сатова Р.К 25.05.2020

Page 4: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

4

Г Р А Ф И К

подготовки дипломного проекта

п/п

Наименование разделов, перечень

разрабатываемых вопросов

Сроки

представления

руководителю

Примечание

1 Анализ состоянии существующей схемы

сети 10.01.2020

Выполнено

2 Обоснование необходимости сооружения

новой ВЛ 20.01.2020

Выполнено

3 Составление целесообразных вариантов

конфигурации сети 05.02.2020

Выполнено

4 Выбор числа и расчет мощности

трансформаторов 01.03.2020

Выполнено

5 Расчет токов короткого замыкания 01.03.2020 Выполнено

6 Выбор электрических аппаратов и

проводников 15.03.2020

Выполнено

7 БЖД 30.04.2020 Выполнено

8 Экономическая часть 15.05.2020 Выполнено

9 Норма контроль 20.05.2020 Выполнено

10 Оформление презентации 25.05.2020 Выполнено

Дата выдачи задания «_11___»________11_________2019__ г.

Заведующий кафедрой ____________ Умбеткулов Е.К., к.т.н., доцент

(подпись) (Фамилия и инициалы)

Руководитель _____________ Генбач Н.А., доцент

(подпись) (Фамилия и инициалы)

Задание принял к исполнению

студент _______________ _ Әбдікерім Б.М._________________

(подпись) (Фамилия и инициалы)

Page 5: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

5

Аннотация

В работе на тему «Проектирование ВЛ 110кВ «Щучинск-Катырколь-

Степняк», основанием является разгрузка перегруженных электрических

сетей и увеличения пропускной способности, в связи с увеличением

потребления электроэнергии, для обеспечения надежного электроснабжения

потребителей Кокшетауского региона Акмолинской области.

Были рассмотрены четыре варианта конфигурации сети 110кВ в

Кокшетауском регионе, из которых был выбран один вариант с наименьшей

общей длинной воздушной линии. Для данного варианта была составлена

схема замещения, в которой рассчитаны активные и реактивные

сопротивления воздушной линии электропередачи напряжением 110кВ.

Проведены расчеты режимов работы сети и токов Короткого замыкания.

Разработана электрическая схема и выбрано оборудование.

Аңдатпа

Бұл жұмыста «Щучинск-Қатыркөл-Степняк» ӘЖ-ні жобалау

қарастырылады, оның негізі Ақмола облысы Көкшетау аймағының

тұтынушыларын сенімді электрмен жабдықтауды қамтамасыз ету үшін,

электр энергиясын тұтынудың ұлғаюына байланысты шамадан тыс жүктелген

электр тораптарын босату және өткізу қабілетін арттыру болып табылады.

Жұмыс жобасын әзірлеу үшін бастапқы деректер ретінде «Көкшетау

Энерго» ЖШС тапсырысы бойынша «ЭнергоСтройПроект» ЖШС орындаған

инженерлік ізденістер материалдары қабылданды.

Көкшетау аймағындағы 110кВ-тық тораптардың конфигурациясының 4

нұсқасы қарастырылды, оның ішінде жалпы ұзындығы ең аз әуелік желінің

бір нұсқасы таңдалды. Бұл нұсқа үшін 110кВ кернеулі электр жеткізуші әуелік

желінің активті және реактивті кедергілері көрсетілген, алмастыру схемасы

жасалды.

Annotation

The basis of thesis on «Design of 110kV overhead line Shchuchinsk-

Katyrkol-Stepnyak» is the unloading of overloaded networks and increasing

capacity due to increased consumption of electricity to ensure reliable electricity

supply to consumers in the Kokshetau region of Akmola oblast (principal division

among 14).

Four 110kV network configuration options in the Kokshetau region were

considered. One option from them with the shortest overall length of the overhead

line was selected. For this version, a replacement scheme was drown up where the

active and reactive resistances of 110kV overhead power line are calculated.

Network operation modes and short-circuit currents have been calculated.

Page 6: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

6

Содержание

Введение……………………………………………………..………... 7

1 Карта-схема рассматриваемого района…………………………… 8

1.2 Географическая характеристика рассматриваемого района………. 9

1.3 Краткая характеристика региона……………………….………… 9

1.4 Трасса линии электропередачи. Краткая характеристика………… 10

2 Сведения о нагрузках и источниках питания………………………. 12

2.1 Общие сведения о потребителях……………………………………. 12

2.2 Сведения об источниках питания…………………………………… 12

2.3 Анализ состоянии существующей схемы сети…………………….. 12

2.4 Обоснование необходимости сооружения новой ВЛ …………….. 13

3 Составление целесообразных вариантов конфигурации сети……. 14

3.1 Варианты конфигурации сети……………………………………….. 14

3.2 Схема замещения…………………………………………………….. 16

3.3 Выбор сечений проводов……………………………………………. 16

3.4 Выбор числа и расчет мощности трансформаторов………………. 18

4 Режимы сети………………………………………………………….. 21

4.1 Расчеты режимов работы сети проектируемого района…………... 21

5 Выбор и обоснование электрической схемы подстанции…………. 29

5.1 Расчет токов короткого замыкания................................................... 31

5.2 Выбор оборудования на подстанцию………………………………. 32

5.3 Выбор коммутационной и измерительной аппаратуры…………… 35

5.4 Выбор ограничителей перенапряжения подстанции………………. 36

5.5 Выбор трансформаторов тока и напряжения………………………. 37

5.6 Выбор трансформатора напряжения……………………………….. 39

6 Экономическая динамической часть……………………………………………….. 41

7 Безопасность жизнедеятельности………………………………….. 54

Заключение………………………………………………………….. 62

Список литературы………………………………………………….. 63

Page 7: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

7

Введение

За последние десять лет произошло масштабное старение основных

фондов электрических сетей из-за недостаточных объемов капитальных

вложений в новое сетевое строительство и техническое перевооружение.

Анализ состояния оборудования показывает, что значительная часть

основного и вспомогательного оборудования общества имеет срок службы

свыше 30 лет, что сказывается на эффективности работы сетей, созданное по

проектам 50-60г.г. прошлого века, к настоящему времени оборудование сетей

общества изношено физически и морально. Значительный объем

электрических сетей и оборудования требует замены и реконструкции.

Порядка 20-50% зданий и сооружений исчерпали свой ресурс и в большинстве

своем находятся в предаварийном состоянии.

Нарастание объемов электросетевого оборудования, отработавшего свой

ресурс, намного превышает темпы вывода его из работы и обновления.

Замену основного электросетевого оборудования по ресурсным условиям

необходимо производить после не более 25-30 лет эксплуатации.

В настоящее время в целях реализации комплексного развития систем

коммунальной инфраструктуры разработаны программы на строительства и

модернизации систем и объектов электроснабжения, также поддержания

работоспособности объектов и бесперебойного питания потребителей.

На основании вышеизложенного, для надежного электроснабжения и

полного удовлетворения потребности потребителей «Планом перспективного

развития электрических сетей Акмолинской области» предусмотрено

проектирование новой ЛЭП 110кВ «Щучинск-Катырколь-Степняк».

Page 8: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

8

1 Карта-схема рассматриваемого района

Региональная электросетевая компания ТОО «Кокшетау Энерго»

является субъектом естественной монополии, осуществляющая ремонтно-

эксплуатационное обслуживание и оперативное управление электрическими

сетями напряжением 0,4-110кВ, а также покупку, транспортировку,

распределение и продажу электрической энергии на территории трех

административных районов (Зерендинский, Щучинский, Енбекшильдерский и

г.Кокшетау) Акмолинской области и пяти районов (Айыртауский, им.

Г.Мусрепова, Тайыншинский, Акжарский, Уалихановский) Северо-

Казахстанской области общей площадью 73,7 тыс. кв.километров, где

проживают 520 тысяч населения.

Общая протяженность эксплуатируемых линий электропередач

составляет 16,55тыс. километров, на балансе находятся 2833 подстанций всех

напряжений суммарной мощностью более 2000 тыс. киловольтампера.

Электроэнергией обеспечиваются 163940 потребителей, в т.ч. бытовых

потребителей 154323.

На рисунке 1 показана карта-схема электрических сетей 35-110кВ.

Рисунке 1 Карта-схема электрических сетей 35-110кВ

Page 9: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

9

1.2 Географическая характеристика рассматриваемого района

Кокшетауский район находится в Акмолинской области, на севере

Республики Казахстан. Данная область граничит на западе с Костанайской, на

севере с Северо-Казахстанской, на востоке с Павлодарской и на юге с

Карагандинской областями.

Кокшетауская область обладает разнообразным рельефом. В области

есть высоты с отдельными сопками и группами холмов с выходами наиболее

древних метаморфических пород и разделяющими их обширными равнинами.

На севере простирается наклонная равнина с холмистым рельефом. Наиболее

пониженные участки занимают долины рек Ишима и Чаглинки, старая долина

Жолды-Узек (Камышловская). Территория области может быть подразделена

на две природные зоны: степную и лесостепную, горносопочный район.

Лесостепь простирается далеко на юг по Кокшетауской возвышенности,

это приводит к местным увеличением количества осадков. А также в

Кокшетауской области есть местность с холмами и мелкосопочники.

Местность покрыта сосновыми и сосново-берёзовыми лесами. Почва в

некоторых местах покрыта гранитами. Горно-сопочный район вытянут с

запада на восток и покрывает Кокшетаускую, Щучинску , Энбекшильдерский

и Кзылтуский районы.

Почва этого района большей частью являются бурые тяжёлые и

лесовидные суглинки, под которыми залегают третичные соленосные глины.

Слабая водопроницаемость суглинков ограничивает питание подземных вод.

Почвы, образованные на этих грунтах, весной длительное время находятся в

грязевом состоянии, а летом при засухах сильно цементируются и

покрываются трещинами, что способствует просачиванию воды в почву.

Данные почвенные особенности и ландшафт необходимо учитывать при

проектировании воздушных линий и подстанций [2].

1.3 Краткая характеристика региона

Климат района резко континентальный, засушливый. Особенности

климата района определяются широтностью и наличием орографических

элементов на его поверхности. Совокупность климатообразующих факторов

обуславливает преобладание жаркой сухой погоды с резкими сезонными и

суточными колебаниями температур воздуха. Лето умеренно жаркое, зима

холодная. Весной и летом отмечаются ливневые дожди. Для определения

климатической характеристики были использованы существующие

региональные карты.

Page 10: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

10

Расчетные климатические параметры для проектируемой ЛЭП-110кВ

приняты согласно ПУЭ и других нормативных материалов.

Таблица 1.1 – Данные по линиям

Участок Толщина стенки

гололеда, мм

Расчетная скорость ветра, м/с

Среднегодовая температура, 0С

Протяженность участка ЛЭП,

км

ПС «Щучинская» - ПС

«Катырколь» - ПС «Степняк»

25 36 +9,8 50

Таблица 1.2 - Расчетные климатические параметры для всей трассы ВЛ

Наименование Показатель

Абсолютный максимум температуры воздуха +500С

Абсолютный минимум температуры воздуха - 450С

Температура воздуха

(наиболее холодной пятидневки)

-35ºС

Летняя расчетная температура воздуха +35ºС

Средняя температура самого холодного месяца

(январь)

-12, -15ºС

Средняя высота снежного покрова 50-68 см.

Нормативная глубина промерзания грунта 1,36 м

Максимальная глубина промерзания грунта 1,15 м

Норма осадков 18-45 мм

Загрязнение атмосферы: По воздействию на металлические конструкции степень агрессивности

атмо- сферы – средняя.

По воздействию на алюминиевые конструкции степень

агрессивности атмо- сферы – средняя.

1.4 Трасса линии электропередачи. Краткая характеристика

Трасса ЛЭП от подстанции 100кВ «Щучинская» до существующей

опора №8 (далее по существующим опорам и до подстанции 110 кВ

«Катырколь») в геоморфологическом отношении первые 10 км трассы ЛЭП

проложены по слабовсхолмленной пересеченной местности сложенной

грунтами эолового генезиса, преимущественно лессовидными суглинками.

Далее, после пересечения а/д R-220 Щучинск-Катырколь и до примыкания к

подстанции, трасса проходит по аллювиально-пролювиальной предгорной

равнине сложенной в основном твердыми лессовидными суглинками,

подстилающийся песками и галечниками, пересекает сухие (на период

изысканий) русла рек с невыраженными врезами. Для детализации геолого-

Page 11: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

11

литологического разреза на участке строитель пройдено 55 разведочных

скважин глубиной до 5,0м на расстоянии 300-350 м.

Участок с поверхности под слоем ПРС, мощностью 0,2 м сложен

лессовидными суглинками твердой консистенции легкими палевого цвета не

пройденными на полную мощность. Скважиной №40 ниже лессовидного

суглинка на глубине 3,3м вскрыт суглинок туго пластичный с прослоем песка

крупного (0,4м) в верхней части слоя. Скважиной №44 ниже лессовидного

твердого суглинка с глубины 3,2м вскрыт галечниковый грунт с песчаным

заполнителем маловлажный.

Трасса ЛЭП от подстанции 110кВ «Катырколь» (от существующей

опоры №17) до подстанции 110кВ «Степняк» В геоморфологическом

отношении трасса ЛЭП проходит по аллювиально-пролювиальной предгорной

равнине сложенной легкими лессовидными суглинками. В пределах равнины

трасса пересекает сухие русла рек, где с глубины ниже 3,0м вскрыт

галечниковый грунт маловлажный с песчаным заполнителем

Для детализации геолого-литологического разреза на участке

строительства пройдено 11 разведочных скважин глубиной 5,0м на

расстоянии 300-350м.

Участок с поверхности под слоем ПРС, мощностью 0,2м сложен

лессовидными суглинками твердой консистенции, легкими палевого цвета, не

пройденными на полную мощность. Скважинами №№60-64 с глубины от 1,6 -

3,1 м вскрыт галечниковый грунт маловлажный с песчаным заполнителем. В

конце трассы, в пределах поймы и бортов р.Джукей с поверхности, ниже ПРС,

в скважинах №65 и №66 вскрыт галечниковый грунт с включением валунов

маловлажный и водонасыщенный с глубины 1,5 м и 3,5 м соответственно.

Размер валунов до 1,0 м в диаметре.

Сейсмичность района по СНиП РК2.03-30-2006 - 7 баллов. Категория

грунта по сейсмическим свойствам II (вторая). Уточненную сейсмичность

района принять 7 баллов.

Page 12: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

12

2 Сведения о нагрузках и источниках питания

2.1. Общие сведения о потребителях

В Кокшетауской области преимущественно потребление нагрузки

связано с объектами сельского хозяйства (животноводческие фермы,

птицефабрики). Строительством новых предприятий по переработке зерна по

новой технологии предусматривается в Щучинске и Степняке. Развивается

Малое и среднее предпринимательство. Горнодобывающая промышленность,

предприятия по первичной переработке шерсти, изготовлении швейной и

трикотажной продукции, а также быстрым темпом растет туристическо-

курортная отрасль. Потребление электроэнергии потребителями

увеличивается.

Таблица 2.1 - Прогноз потребления электроэнергии

Название подстанций

2020 2025 г. 2030г.

Активная

мощность, P МВт

Активная

мощность, P МВт

Активная

мощность, P МВт

Щучинская 42,8 44,8 46,9

Катырколь 15,4 16,1 16,8

Степняк 2,7 2,8 2,9

2.2 Сведения об источниках питания

Энергоузел «Кокшетау Энерго» входит в Северную зону объединенной

энергетической системы Казахстана и соединен линиями электропередачи,

принадлежащими национальной электроэнергетической сети (НЭС), с

другими энергоузлами Северной зоны Казахстана.

Современный рынок электроэнергии и мощность энергоузла «Кокшетау

Энерго» формируется за счет получения электрической энергии Северной

зоны Казахстана. Собственных источников электроэнергии у «Кокшетау

Энерго» нет. В проекте источником питания служат шины подстанции

«Щучинская».

2.3 Анализ состоянии существующей схемы сети

Техническое состояние линий электропередачи в Кокшетауском районе,

определяется продолжительностью эксплуатации (они были введены в

эксплуатацию 35 лет тому назад), их конструктивными особенностями

(материал стоек опор) и зависит от повреждаемости таких элементов, как

стойки опор, траверсы, подвесная арматура, изоляторы, провода, трос,

заземляющие устройства. Повреждение этих элементов происходит в

результате внешних воздействий при превышении расчетных условий

Page 13: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

13

эксплуатации, определенных проектом, по скоростному напору ветра,

гололедным отложениям, загрязненности атмосферы, агрессивности грунтов.

Многие воздушные линии 35-110 кВ были запроектированы и построены с

учетом расчетных климатических условий по ветру и гололеду, действующим

30 и более лет назад. В последние 5-10 лет серьезным фактором

повреждаемости ЛЭП стали хищения отдельных элементов сети и проводов.

2.4 Обоснование необходимости сооружения новой ВЛ

Согласно развития курортной зоны строительства туристко-

развлекательного центра и ростом нагрузки в сетях 35 кВ предполагается

осуществить проектирование и строительство новой линии 110кВ и

спроектировать подстанцию 110/35/10кВ для подключения нагрузки с

подстанции 35/10кВ.

В данном районе идет увеличение нагрузки за счет ввода в действие

новых животноводческих ферм, птицефабрик. Развития инфраструктур

прилегающих поселков.

Таким образом, рост максимальной нагрузки составит до 150 МВт к

2030 году.

Page 14: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

14

3 Составление целесообразных вариантов конфигурации сети

3.1 Варианты конфигурации сети

Для проектирования сети разработано четыре варианта конфигурации

сети 110кВ. Питание осуществляется от шин подстанции «Щучинская».

Рисунок 3.1 – Первый вариант проектируемой сети , общая длина

Lобщ=158,6 км

Рисунок 3.2 – Второй вариант сети, общая длина Lобщ=198.2км

Page 15: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

15

Рисунок 3.3 – Третий вариант сети, общая длина Lобщ=219,6км

Рисунок 3.4 – Четвертый вариант сети, общая длина Lобщ=129,1км

Варианты конфигурации сети приведены на рисунках 3.1-3.4 При

сопоставлении всех вариантов, наименьшую общую длину имеет четвертый

Page 16: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

16

вариант Lобщ=129,1км (рисунок 3.4). Данный вариант будет принят для

дальнейшего расчета.

3.2 Схема замещения

По выбранному варианту была составлена схема замещения, в которой

были показаны активные и реактивные сопротивления воздушной линии

электропередачи напряжением 110кВ. Данная схема замещения представлена

на рисунке 3.5

Рисунок 3.5 - Схема замещения электрических сетей 110кВ.

Расчетные параметры схемы замещения представлены в таблице 3.1.

3.3 Выбор сечений проводов

В линиях электропередачи напряжением 10-110кВ как правило

используется провод марки АС [1].

Сечения проводов линий высокого и низкого напряжения в нормальном

режиме определяются по экономической плотности тока [1,10].

Экономическое сечение проводника линии вычисляется по формуле

[10].

'

max'

ЭК

ЭКj

IF (3.1)

где MAXI – максимальный ток нормального рабочего режима.

Page 17: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

17

jэк.– экономическая плотность тока, зависящая от материала

проводника и Tmax [1,9].

Максимальный ток нормального рабочего режима определяется по

выражению:

23 ном

нагр

р

U

SI ; (3.2)

где - S мощность на участке сети;

нU - номинальное напряжение;

n –количество цепей питающей линии (по заданию).

По значению экономического сечения принимается ближайшее

стандартное сечение проводника [7,9,11].

Подставляем значение:

кАU

SI 019,0

21103

14,7

23 ном

нагр

р

Р ДопI I

где РI - расчетный ток;

ДопI - допустимый длительный ток.

Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:

Проверка сечения проводника по условию короны Проверка по

условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и

выше [1,4,7]. Правильный выбор сечения проводника обеспечивает

уменьшение действия короны до допустимых значений. Провода не будут

коронировать если максимальная напряженность поля у поверхности любого

провода будет не более 0,9Ео [4,7] т.е.

при расположении проводов в треугольник

Еmax ≤ 0,9 Ео(кВ/см) (3.3)

при горизонтальном расположении проводников

1,07Еmax≤0,9 Ео(кВ/см)

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного

провода:

Page 18: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

18

)/(,

lg

31.0

0

0

смкВ

r

Dr

cpMAX

, (3.4)

где U –линейное напряжение, кВ.

rо – радиус провода, см.

Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

Принимается провод АС-120/19 с учетом дальнейшего увеличения

мощности и возможного развития района.

В таблице 3.1 приведены марки проводов исследуемых участков и

соответствуют схеме замещения рисунок 3.5.

Таблица 3.1- Марки проводов исследуемого района

Учас-

ток

сети

Марка

провода L ,

км

Кол-во

цепей в

линии

Параметры линии Расчетные данные

0r

,

Ом

0x

,

Ом ,10 6

0

b

См

R,

Ом

Х,

Ом

В∙10-4

См

1-2 АС-150/24 29,3 1 0,2 0,42 2,7 5,86 12,31 81,2

2-3 АС-150/24 19,8 1 0,2 0,42 2,7 3,96 8,32 54,8

1-4 АС-120/19 20 1 0,25 0,43 2,66 5,00 8,60 53,2

4-5 АС-120/19 34 1 0,25 0,43 2,66 7,50 12,90 79,8

3-5 АС-120/19 30 1 0,25 0,43 2,66 8,50 14,62 90,4

5-6 АС-120/19 40 1 0,25 0,43 2,66 8,50 14,62 90,4

3.4 Выбор числа и расчет мощности трансформаторов

Требования, определяющие выбор схемы подстанции:

• экономичность,

• надежность электроснабжения;

• безопасность и удобство эксплуатации;

• качество электрической энергии;

• гибкость системы (возможность дальнейшего развития),

• максимальное приближение источников питания к потребителям.

Надежность электроснабжения обеспечивается требуемой степенью

резервирования. Электроприемники первой и второй категорий должны иметь

резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения

работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание

электроприемников третьей категории не требует резервирования. В

соответствии с ПУЭ для электроприемников первой категории должны

предусматриваться два независимых взаимно резервируемых источника

питания

При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться

только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура

Page 19: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

19

окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть

отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток,

и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее

трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт

эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с

перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.

Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора [12].

Нагрузочная способность трансформатора – это совокупность допустимых

нагрузок и перегрузок. Допустимая нагрузка – это длительная нагрузка, при

которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ,

соответствующий номинальному режиму работы. Перегрузка трансформатора

– режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ,

соответствующий номинальному режиму работы. Такой режим возникает,

если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или

температура окружающей среды больше принятой расчетной. Допустимые

систематические перегрузки трансформатора больше его номинальной

мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течении суток [1,

3,12].

Таким образом, желаемая мощность трансформатора выбирается по

выражению:

4,1

нагр

н

SS

, (3.5)

где нагрS

– типовая мощность нагрузки на подстанции, МВА.

МBA54,1

7нS

.

По полученному значению выбирается ближайшая марка

трансформатора напряжением 110 кВ. Справочные данные и марка

трансформатора занесены в таблицу 3.2 [3, 4,11].

Таблица 3.2 – Параметры трансформатора

Тип

трансформатора

Sном

МВа

Пределы

регулирования

Каталожные данные

Sном

обмоток,

кв Uк%

Каталожные

данные

ВН НН ∆Рк,

квт

∆Рх,

квт Iх,%

ТМН-6300/110 6,3 + 9 •1,78% 115 6,6;

11 10,5 44 11,5 0,8

Page 20: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

20

Каждый трансформатор в максимальном режиме будет загружен:

%7,58%1003,62

4,7

.

При выходе из строя одного из трансформаторов, второй будет

перегружен в период максимума на:

%46,17%1003,6

3,64,7

.

На подстанции «Катерколь» будет установлено два автотрансформатора

напряжением 110/10 кВ марки ТМН-630/110-У1.

В таблицу 3.3 сведены параметры трансформаторов.

Таблица 3.3 – Параметры трансформатора

№ Название п/ст Кол

-во

Мощность

трансформатор

ов,МВА

U,кВ Марка

трансформаторов

1 Щучинская 2 40 110/35/10 ТДТН-40000/110

2 Жасыл 2 6,3 110/10 ТМН-6300/110

3 Макинск - - - -

4 Катырколь 2 16 110/10 ТДН-16000/110

5 Степняк 2 10 110/10 ТДН-10000/110

Page 21: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

21

4 Режимы сети

4.1 Расчеты режимов работы сети проектируемого района

Расчет режимов выполняется на программе RastrWin. Для расчета были

взяты параметры схемы замещения представленной на рисунке 3.5.

Режимы проведены с целью проверки пригодносто выдраных

конфигораций сети и расчетных параметров. Для этого проведены

нормальный режим работы сети, минммальный режим и послеаварийных.

4.1.1 Нормальный режим работы сети

Таблица 4.1 – Узлы

Тип Номер Название U_ном P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max V Delta

Ген 1 Щучинская 115 40 -6,7 115 -1000 1000 115 1,68

Нагр 2 Жасыл 110 110 114,97 0,64

База 3 Макинск 115 -10,3 14,5 115 -1000 1000 115

Нагр 4 Катырколь 110 110 113,87 0,81

Нагр 5 Степняк 110 110 113,67 0,04

Нагр 6 Кенащи 110 110 113,82 -0,13

Нагр 44 10 12,8 5,6 10 10,02 -1,65

Нагр 55 10 13 6 10 9,82 -4,02

Таблица 4.2 – Ветви

Tип N_нач N_кон Название R X B Кт/r P_нач Q_нач

ЛЭП 1 2 Щучинская - Жасыл 5,86 12,31 -81,2 -16 8

ЛЭП 2 3 Жасыл - Макинск 3,96 8,32 -54,8 -14 8

ЛЭП 1 4 Щучинская - Катырколь 5 8,6 -53,2 -24 -1

ЛЭП 4 5 Катырколь - Степняк 7,5 12,9 -79,8 -11 5

ЛЭП 3 5 Макинск - Степняк 8,5 14,62 -90,4 -4 -7

ЛЭП 5 6 Степняк - Кенащи 8,5 14,62 -90,4 -1 3

Тр-р 4 44 Катырколь - 2,19 43,35 0,09 -13 -6

Тр-р 5 55 Степняк - 3,98 69,5 0,09 -13 -7

Тр-р 2 22 Жасыл - 7,35 110 0,09 -1 -1

Таблица 4.3 – Узлы+Ветви

Номер Название V Delta P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max

Ny Название V_2 dDelta P_л Q_л dP dQ I_л P_ш Q_ш

1 Щучинская 115 1,68 40 -6,7 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 -1 -16 8 0,14 0,29 89 0 -1,07

4 Катырколь 113,9 -0,9 -24 -1 0,22 0,37 120 -0,7

2 Жасыл 114,97 0,64 110

1 Щучинская 115 1 16 -7 0,14 0,29 87 0 -1,07

3 Макинск 115 -0,6 -14 8 0,08 0,16 82 -0,73

22 10,3 -0,6 -1 -1 0 0,02 8

Page 22: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

22

3 Макинск 115 -10,3 14,5 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 0,6 14 -7 0,08 0,16 80 -0,73

5 Степняк 113,7 0 -4 -7 0,05 0,09 43 -1,18

4 Катырколь 113,87 0,81 110

1 Щучинская 115 0,9 24 1 0,22 0,37 121 -0,7

5 Степняк 113,7 -0,8 -11 5 0,08 0,14 60 0 -1,03

44 10 -2,5 -13 -6 0,03 0,68 72

5 Степняк 113,67 0,04 110

4 Катырколь 113,9 0,8 11 -4 0,08 0,14 58 0 -1,03

3 Макинск 115 0 4 9 0,05 0,09 48 -1,18

55 9,8 -4,1 -13 -7 0,07 1,2 76

5 Степняк 113,7 0,2 1 -1 0 0,01 10 -1,17

44 10,02 -1,65 12,8 5,6 10

4 Катырколь 113,9 2,5 13 6 0,03 0,68 805

55 9,82 -4,02 13 6 10

5 Степняк 113,7 4,1 13 6 0,07 1,2 842

22 10,28 -0,01 1,4 0,7 10

2 Жасыл 115 0,6 1 1 0 0,02 88

Рисунок 4.1 – Схема перетоков мощности сети 110кВ, нормальный

режим

Page 23: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

23

Вывод: при нормальном режиме работы сети,все параметры находят ся

в нормальном состоянии.Отклонение напряжения в рпеделах нормы.

4.1.2 Расчетные данные для послеаварийного режима (откл. Макинск-

Степняк)

Таблица 4.4- Узлы

Тип Номер Название U_ном P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max V Delta

Ген 1 Щучинская 115 40 -0,6 115 -1000 1000 115 1,29

Нагр 2 Жасыл 110 110 114,97 0,49

База 3 Макинск 115 -10,8 5,2 115 -1000 1000 115

Нагр 4 Катырколь 110 110 113,38 0,37

Нагр 5 Степняк 110 110 112,45 -0,47

Нагр 44 10 12,8 5,6 10 9,97 -2,1

Нагр 55 10 13 6 10 9,7 -4,64

Нагр 66 10 7,2 1,8 10 9,96 -4,37

Таблица 4.5 – Ветви

Tип N_нач N_кон Название R X B Кт/r P_нач Q_нач

ЛЭП 1 2 Щучинская - Жасыл 5,86 12,31 -81,2 -12 6

ЛЭП 2 3 Жасыл - Макинск 3,96 8,32 -54,8 -11 6

ЛЭП 1 4 Щучинская - Катырколь 5 8,6 -53,2 -28 -5

ЛЭП 4 5 Катырколь - Степняк 7,5 12,9 -79,8 -14 1

ЛЭП 3 5 Макинск - Степняк 8,5 14,62 -90,4

ЛЭП 5 6 Степняк - Кенащи 8,5 14,62 -90,4 -1 7

ЛЭП 6 7 Кенащи - Таратульген 3,5 6,02 -149 -7 0

Тр-р 4 44 Катырколь - 2,19 43,35 0,09 -13 -6

Тр-р 5 55 Степняк - 3,98 69,5 0,09 -13 -7

Тр-р 2 22 Жасыл - 7,35 110 0,09 -1 -1

Таблица 4.6 – Узлы+Ветви

Номер Название V Delta P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max

Ny Название V_2 dDelta P_л Q_л dP dQ I_л P_ш Q_ш

1 Щучинская 115 1,29 40 -0,6 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 -0,8 -12 6 0,08 0,17 69 0 -1,07

4 Катырколь 113,4 -0,9 -28 -5 0,3 0,52 141 0 -0,69

2 Жасыл 114,97 0,49 110

1 Щучинская 115 0,8 12 -5 0,08 0,17 67 0 -1,07

3 Макинск 115 -0,5 -11 6 0,04 0,09 62 -0,73

22 10,3 -0,6 -1 -1 0 0,02 8

3 Макинск 115 -10,8 5,2 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 0,5 11 -5 0,04 0,09 60 -0,73

5 Степняк

4 Катырколь 113,38 0,37 110

1 Щучинская 115 0,9 27 6 0,3 0,52 142 0 -0,69

Page 24: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

24

5 Степняк 112,4 -0,8 -14 1 0,12 0,21 74 0 -1,02

44 10 -2,5 -13 -6 0,03 0,69 73

5 Степняк 112,45 -0,47 110

4 Катырколь 113,4 0,8 14 0 0,12 0,21 74 0 -1,02

3 Макинск

6 Кенащи 113,2 -0,3 -1 7 0,03 0,05 37 -1,15

55 9,7 -4,2 -13 -7 0,07 1,23 77

6 Кенащи 113,2 -0,81 110

5 Степняк 112,4 0,3 1 -6 0,03 0,05 31 -1,15

6 Кенащи 113,2 0,2 7 2 0,01 0,02 37 -1,9

77 10 -3,5 -7 -2 0,03 0,46 37

8 Заозерная 115 -0,31 30 15,8 115 -1000 1000

6 Кенащи 113,2 -0,5 -13 -7 0,14 0,24 76 -1,07

22 10,28 -0,16 1,4 0,7 10

2 Жасыл 115 0,6 1 1 0 0,02 88

44 9,97 -2,1 12,8 5,6 10

4 Катырколь 113,4 2,5 13 6 0,03 0,69 809

55 9,7 -4,64 13 6 10

5 Степняк 112,4 4,2 13 6 0,07 1,23 852

6 Кенащи 113,2 3,6 7 2 0,03 0,49 430

Рисунок 4.2 – схема сети Кокшетауской области, отлк. Макинск-

Степняк

Page 25: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

25

Вывод: При отключении ЛЭП «Макинск-Степняк»,отклонение

напряжения во всех узлах находится в пределах нормы.

4.1.3 Расчетные данные для послеаварийного режима (отключение

линии Щучинская-Катырколь)

Таблица 4.7 - Узлы

Тип Номер Название U_ном P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max V Delta

Ген 1 Щучинская 115 40 -17,6 115 -1000 1000 115 4,25

Нагр 2 Жасыл 110 110 114,9 1,68

База 3 Макинск 115 -9,4 24,2 115 -1000 1000 115

Нагр 4 Катырколь 110 110 110,74 -2,16

Нагр 5 Степняк 110 110 112,3 -1,6

Нагр 6 Кенащи 110 110 113,12 -1,96

Нагр 44 10 12,8 5,6 10 9,73 -4,76

Нагр 55 10 13 6 10 9,69 -5,78

Нагр 22 10 1,4 0,7 10 10,27 1,03

Таблица 4.8 - Ветви

Tип N_нач N_кон Название R X B Кт/r P_нач Q_нач

ЛЭП 1 2 Щучинская – Жасыл 5,86 12,31 -81,2 -40 18

ЛЭП 2 3 Жасыл – Макинск 3,96 8,32 -54,8 -38 19

ЛЭП 1 4 Щучинская – Катырколь 5 8,6 -53,2

ЛЭП 4 5 Катырколь – Степняк 7,5 12,9 -79,8 13 6

ЛЭП 3 5 Макинск – Степняк 8,5 14,62 -90,4 -28 -5

ЛЭП 5 6 Степняк - Кенащи 8,5 14,62 -90,4 -1 8

Тр-р 4 44 Катырколь - 2,19 43,35 0,09 -13 -6

Тр-р 5 55 Степняк - 3,98 69,5 0,09 -13 -7

Тр-р 2 22 Жасыл - 7,35 110 0,09 -1 -1

Таблица 4.9 – Узлы+ветви

Номер Название V Delta P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max

Ny Название V_2 dDelta P_л Q_л dP dQ I_л P_ш Q_ш

1 Щучинская 115 4,25 40 -17,6 115 -1000 1000

2 Жасыл 114,9 -2,6 -40 18 0,84 1,76 219 0 -1,07

4 Катырколь

2 Жасыл 114,9 1,68 110

1 Щучинская 115 2,6 39 -18 0,84 1,76 217 0 -1,07

3 Макинск 115 -1,7 -38 19 0,53 1,12 212 0 -0,72

22 10,3 -0,7 -1 -1 0 0,02 8

3 Макинск 115 -9,4 24,2 115 -1000 1000

2 Жасыл 114,9 1,7 37 -19 0,53 1,12 211 0 -0,72

5 Степняк 112,3 -1,6 -28 -5 0,52 0,89 142 0 -1,17

4 Катырколь 110,74 -2,16 110

1 Щучинская

Page 26: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

26

5 Степняк 112,3 0,6 13 6 0,12 0,21 75 0 -0,99

44 9,7 -2,6 -13 -6 0,04 0,72 75

5 Степняк 112,3 -1,6 110

4 Катырколь 110,7 -0,6 -13 -6 0,12 0,21 72 0 -0,99

3 Макинск 115 1,6 27 5 0,52 0,89 143 0 -1,17

6 Кенащи 113,1 -0,4 -1 8 0,04 0,06 40 0 -1,15

55 9,7 -4,2 -13 -7 0,07 1,23 77

5 Степняк 112,3 0,4 1 -7 0,04 0,06 34 0 -1,15

22 10,27 1,03 1,4 0,7 10

2 Жасыл 114,9 0,7 1 1 0 0,02 88

44 9,73 -4,76 12,8 5,6 10

4 Катырколь 110,7 2,6 13 6 0,04 0,72 829

55 9,69 -5,78 13 6 10

5 Степняк 112,3 4,2 13 6 0,07 1,23 853

Рисунок 4.3 – схема сети Кокшетауской области, отлк. Щучинская-

Катырколь

Page 27: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

27

4.1.4 Расчетные данные при уменьшении нагрузки на 30 %

Таблица 4.10 - Узлы

Тип Номер Название U_ном P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max V Delta

Ген 1 Щучинская 115 40 -6,8 115 -1000 1000 115 1,72

Нагр 2 Жасыл 110 110 114,97 0,66

База 3 Макинск 115 -11,7 15,1 115 -1000 1000 115

Нагр 4 Катырколь 110 110 113,88 0,86

Нагр 5 Степняк 110 110 113,7 0,12

Нагр 44 10 12,8 5,6 10 10,02 -1,59

Нагр 55 10 13 6 10 9,82 -3,94

Нагр 22 10 1,4 0,7 10 10,28 0,01

Таблица 4.11 - Ветви

Tип N_нач N_кон Название R X B Кт/r P_нач Q_нач

ЛЭП 1 2 Щучинская - Жасыл 5,86 12,31 -81,2 -16 8

ЛЭП 2 3 Жасыл - Макинск 3,96 8,32 -54,8 -15 8

ЛЭП 1 4 Щучинская - Катырколь 5 8,6 -53,2 -24 -1

ЛЭП 4 5 Катырколь - Степняк 7,5 12,9 -79,8 -10 5

ЛЭП 3 5 Макинск - Степняк 8,5 14,62 -90,4 -3 -8

Тр-р 4 44 Катырколь - 2,19 43,35 0,09 -13 -6

Тр-р 5 55 Степняк - 3,98 69,5 0,09 -13 -7

Тр-р 2 22 Жасыл - 7,35 110 0,09 -1 -1

Таблица 4.12 – Узлы+ветви

Номер Название V Delta P_н Q_н Р_г Q_г V_зд Q_min Q_max

Ny Название V_2 dDelta P_л Q_л dP dQ I_л P_ш Q_ш

1 Щучинская 115 1,72 40 -6,8 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 -1,1 -16 8 0,14 0,3 91 0 -1,07

4 Катырколь 113,9 -0,9 -24 -1 0,21 0,36 119 -0,7

2 Жасыл 114,97 0,66 110

1 Щучинская 115 1,1 16 -7 0,14 0,3 89 0 -1,07

3 Макинск 115 -0,7 -15 8 0,08 0,17 84 -0,73

22 10,3 -0,6 -1 -1 0 0,02 8

3 Макинск 115 -11,7 15,1 115 -1000 1000

2 Жасыл 115 0,7 15 -7 0,08 0,17 82 -0,73

5 Степняк 113,7 0,1 -3 -8 0,05 0,09 42 -1,18

4 Катырколь 113,88 0,86 110

1 Щучинская 115 0,9 23 1 0,21 0,36 119 -0,7

5 Степняк 113,7 -0,7 -10 5 0,07 0,13 59 0 -1,03

44 10 -2,5 -13 -6 0,03 0,68 72

5 Степняк 113,7 0,12 110

4 Катырколь 113,9 0,7 10 -4 0,07 0,13 57 0 -1,03

3 Макинск 115 -0,1 3 9 0,05 0,09 48 -1,18

6 Кенащи 113,9 -0,1 0 2 0 0 11 -1,17

Page 28: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

28

55 9,8 -4,1 -13 -7 0,07 1,2 76

22 10,28 0,01 1,4 0,7 10

2 Жасыл 115 0,6 1 1 0 0,02 88

44 10,02 -1,59 12,8 5,6 10

4 Катырколь 113,9 2,5 13 6 0,03 0,68 805

55 9,82 -3,94 13 6 10

5 Степняк 113,7 4,1 13 6 0,07 1,2 842

Рисунок 4.3 – Схема сети Кокшетауской области, при уменьшении

нагрузки на 30 %

Расчет и проверка параметров полученных результатов говорит о том,

сто схема выбрана правильно и сечение проводов и тип трансформатора

выбраны правильно [12].

Page 29: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

29

5 Выбор и обоснование электрической схемы подстанции

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании

электрической части подстанции, так как он определяет полный состав

элементов и связей между ними.

Схема электрических соединений проектируемой подстанции должна

удовлетворять следующим требованиям:

а) иметь достаточную надежность;

б) быть простой, наглядной;

в) быть экономичной;

г)иметь возможность расширения.

На подстанции устанавливают, как правило, не более двух

трансформаторов с автоматическим устройством изменение коэффициента

трансформации под нагрузкой.

Схема открытого распределительного устройства высокого напряжения

(ОРУ ВН) должна быть без сборных шин. На стороне низкого напряжения

схема закрытого распределительного устройства (ЗРУ НН) принимается с

одной системой сборных шин. При наличии ответственных потребителей шины

секционируются выключателем. Здесь же принимается тип ячеек

распределительного устройства по [6,7,9,11].

Режим работы трансформаторов двухтрансформаторных подстанций

Обоснован наличием потребителей I и II категорий. Для снижения токов

аварийного режима рекомендуется использовать раздельную работу

трансформаторов. Схема ОРУ ВН подстанции получающей питание по двум

линиям должна предусматривать схему «мостика» с автоматической или

неавтоматической перемычкой. Схема электрических соединений подстанции

комплектуется с учетом блочно-модульного принципа с учетом современных

схемных решений [17].

Page 30: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

30

Рисунок 5.1 – Электрическая схема ПС

Page 31: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

31

5.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания сделан на программе TKZ-300H,

параметры для расчета взяты из схемы замещения рисунок 3.5.

Для расчета были взяты параметры схемы замещения представленной

на рисунке 3.5.

Рисунок 5.2 - Параметры узлов схемы

Рисунок 5.3 - Проверка напряжения в узлах

Page 32: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

32

Рисунок 5.4 - Результат расчета толков короткого замыкания в

проверяемых узлах

5.2 Выбор оборудования на подстанцию

5.2.1 Выбор и расчет коммутационных аппаратов, шин и проводов

В распределительных устройствах подстанци содержится большое

число электрических аппаратов и соединяющих их проводников.

Page 33: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

33

Перед выбором электрооборудования на стороны высокого, среднего и

низкого напряжений, нужно рассчитать рабочие токи, на основании которых

будет выбираться аппаратура подстанции.

Рассчитается номинальный и максимальный ток, протекающий в

автотрансформаторе по следующим формулам:

ном

номт

нормт

3)7,065,0(

U

SI

, (5.1)

ном

номт

махт

3)4,13,1(

U

SI

, (5.2)

где номт

S – номинальная мощность трансформатора, МВА;

ном

U – номинальное напряжение, кВ.

А17,231103

63007,0нормт

I ,

А35,461103

63004,1махт

I .

5.2.2 Выбор ошиновки на стороне высокого напряжения

В данном расчете выбираем гибкие шины на 110 кВ, выполненные

проводом марки АС.

Так, как гибкие шины по экономической плотности тока не выбираются,

то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на

шинах, равной току наибольшей мощности присоединения: система

автотрансформатора.

В виду того, что по ПЭУ минимальное сечение для линий 110 кВ – 70 2мм , принимаем провод АС-120/19, 2мм117q

, мм14d , А319допI .

Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами – 3 м.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по

формуле[1,4,7]:

допII

max , (5.3)

А319А35.46max допII ,

сечение по нагреву проходит.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкание не

производится так, как шины выполнены голыми проводами на открытом

воздухе.

Page 34: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

34

Проверка на электродинамическое действие тока короткого замыкание

(схлёстывание).

Не производится если кА20)3(

кI , а так как кА98,0)3(

к I , то в данном

случае эта проверка не производится.

Проверка по условию коронирования необходимо производить для

гибких проводников при напряжении 35кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значение начальной

критической напряженности электрического поля ( кВ/см), которая

вычисляется по формуле

0

0

299,013,30

rтЕ , (5.4)

где т – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхность

провода (для многопроволочных проводов 82,0т );

0

r – радиус провода, см.

смкВЕ /725.337,0

299,0182,03,300

.

Напряженность электрического поля около поверхности

нерасщепленного провода определяется по выражению

0

0

0

0

26,1lg

,3540

lg

354,0

r

Dr

U

r

Dr

cp

, (5.5)

где U – линейное напряжение, кВ. Принято равной U =115 кВ, так как

на шинах подстанции поддерживается напряжение номU1,1

D – расстояние между соседними фазами, см.

кВ/см28,21

7,0

30026,1lg7,0

115354,0

Е .

При горизонтальном расположении проводов напряженность на

среднем проводе примерно на 7% больше Е.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля

у поверхности любого провода не более 09,0 Е . Таким образом, условие

образования короны можно записать в виде:

Page 35: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

35

09,07,0 ЕЕ ,

73,339,028,217,0 ,

36,309,14 .

Следовательно, провод АС-120/19, применяемый для гибких шин, по

условию коронирования проходит.

Выбор токоведущих частей от выводов 220кВ автотрансформатора до

гибких шин.

Принимаем провод сечением АС-120/19[1,4,7], так как по ПУЭ

минимальное сечение для напряжения 110 кВ – 70 2мм . Наружный диаметр

мм14d , допустимый ток А319допI .

Проверим провод по допустимому току

допII

max, (5.6)

А319А35.46max допII ,

Сечение по нагреву проходит.

Проверку на термическое действие тока короткого замыкание не

производим, так как токоведущие части выполнены голыми проводами на

открытом воздухе.

Проверку на электродинамическое действие тока короткого замыкание

(схлестывание) не производим, потому что кА20)3(

кI ( кА98,0)3(

к I )[1,4,7] .

5.3 Выбор коммутационной и измерительной аппаратуры

В данном расчёте мы будем выбирать выключатели, разъединители и

разрядники. А из измерительной аппаратуры выбираем трансформаторы тока

и напряжения, к которым подключается измерительные приборы.

Выбор выключателей и разъединители в перемычке схемы ОРУ-110кВ.

Выбор будем производить максимальному току в нормальном режиме и

по расчётным током короткого замыкание на стороне Высокого напряжения

автотрансформатора Iп,о; Iп,ч; iу; iа,ч; Вк [1,4,7].

Максимальным током примем:

А35.46max I (5.7)

расчётные токи короткого замыкание берём из пункта (10) свёдем

расчётные токи в таблицу 5.1 и в ней произведём выбор выключателя и

разъединителя в ОРУ-110 кВ.

Page 36: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

36

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выбранного выключателя

и разъединитель

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель разъединитель

ABB LTB 145D1/В РГНП.2-110/1000 УХЛ1

кВ110устU кВ110номU кВ110номU

А35.46max I

А2000ном

I

А1000номI

кА10, пI

кА40,

номотк

I

кА10, пI кА40дин

I ―

кА44,1уi

кА100дин

i кА100дин

i

скА7,27 2 kB

скА4800340 222 тертер

tI

скА4800

340

2

22

тертер

tI

5.4 Выбор ограничителей перенапряжения подстанции

Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН) определяется по их сфере

использования. ОПН предназначены для защиты от грозовых и

коммутационных перенапряжений воздушных электрических сетей.

На подстанции Кульсары разрядники будут заменены ограничителями

перенапряжений. В таблице 5.2 приведены технические характеристики ОПН

на 110 и 10 кВ. [1,4,7]

Таблица 5.2 – Параметры ограничителей перенапряжения

Параметры 110 кВ 10 кВ

Ток пропускной способности, кА 300 500

Номинальный разрядный ток, кА 10 10

Длина пути утечки, см 90 25

Грозовой импульс, кВ 190 80

Марка ОПН ОПН-П1-

110УХЛ1

ОПН- П-

10УХЛ2

Ограничители перенапряжений типа ОПН на основе оксидно-

полупроводниковых нелинейных варисторов без искровых промежутков

предназначены для защиты электрооборудования станций, подстанций, сетей

для собственных нужд, электродвигателей нефтегазодобычи и перекачки, от

воздействий грозовых и коммутационных перенапряжений.

Page 37: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

37

ОПН рассчитаны для работы на открытом воздухе или в закрытом

помещении на высоте до 1000м. над уровнем моря в районах с холодным и

умеренным климатом при температуре окружающего воздуха от –60oС до

+45oС при скорости ветра не превышающей 30м/сек. с промышленной

атмосферой (климатическое исполнение У, УХЛ1, ХЛ, тип атмосферы по

ГОСТ-15150 и ГОСТ-15543.1). Частота напряжения сети не должна быть

меньше, чем 48Гц и больше, чем 68Гц.

Основным элементом ОПН является варистор с высоколинейной

вольтамперной характеристикой. Колонка варисторов помещается в

изоляционный герметичный корпус фарфорового или полимерного

исполнения. Ограничители имеют одноколонковую конструкцию. Фланцы

выполнены из электротехнического алюминия.

5.5 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Для выбора трансформаторов тока и напряжения необходимо

определить приборы их количество присоединяемых к этим

трансформаторам.

В цепи автотрансформатора – амперметр. Гибкие шины 110кВ –

вольтметр с переключением для измерения трех между фазных напряжений и

регистрирующий вольтметр; осциллограф, фиксирующий прибор;

Выключатель – встроенный амперметр; линия – 110кВ – амперметр,

вольтметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения

места короткого замыкания.

Выбор трансформатора тока

Трансформатора тока выбираю по потребляемой мощности

присоединяемого амперметра, вольтметра, варметра, а также по А35.46max I

[1,4,7]

Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор Тип прибора Нагрузка

«Фаза А» «Фаза В» «Фаза С»

Амперметр Э-350 ― 0,5 ―

Ваттметр Д-365 0,5 ― 0,5

Варметр Д-365 0,5 ― 0,5

Итого: 1 0,5 1

Трансформатора тока будем выбирать с запасом, так как возможна

установка регистрирующих приборов, которые потребляются значительно

большую мощность.

Page 38: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

38

Таблица 5.4 - Выбор трансформатора тока

Номинальные показатели Расчётные данные

Номинальное напряжение кВ110устU

Номинальный ток:

Первичный –

Вторичный –

А600/300первI

А5вторI

Класс точности: 0,5

Номинальная нагрузка: ОмТ 2,1

Ток электродинамической стойкости: А25 кIдин

Допустимый ток:

Допустимый время: с

9,8/3

Sτ= 30 В • А

Таблица 5.5- Расчётные и каталожные данные для выбранного

трансформатора тока

Расчётные данные Трансформатор тока.

каталожные данные

ТОГФ-110 кВ-УХЛ1

кВ110устU кВ110устU

А184max I А600/300первI

кА27,16уi А25 кIдин

скА7,27 2 kB скА22838,9 222 тертер tI

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем

нагрузку по фазам.

Общее сопротивление приборов:

,04025

1

I

S2

2

приб

прибτ Ом;

Допустимое сопротивление проводов:

06,11,04,02,1Zприбномпр

τττ Ом

Определим сечение соединительных проводов:

98,106,1

1200175,0

r

Lg

пр

расч

ρ

мм2

Page 39: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

39

Выбираю контрольный кабель с жилами сечением 4 мм2 (медный

кабель). [1,4,7]

Таблица 5.6 - Трансформатор тока, встроенный в автотрансформатор ТВТ

110- I 1000/1

Номинальные показатели Трансформатор тока.

каталожные данные

ТВТ 110- I 1000/1

Класс напряжения А25 кIдин

Первичный ток А600/400первI

Вторичный ток А5вторI

Номинальная предельная кратность 24

Предельный ток (по термической

стойкость)

А25 кIтер

Предельной по термической

стойкость) время

стрк 3t

5.6 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения выбираю по потребляемой мощности

присоединяемых вольтметром с переключением для измерения трех между

фазных напряжений, регистрирующего вольтметра, осциллографа (вместо

него установлю регистрирующий частотомер). Перечисленные выше приборы

указаны в таблице 5.7. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

[1,4,7]

Таблица 5.7 – Приборы для измерения напряжения

Прибор Тип

прибора

S одной

обмотки

Число

обмоток

CoSφ

Sinφ Число

прибо-

ров

Потребляемая

мощность

Р, вт Q, вар

Вольтметр Э-350 3 1 1 0 1 3 -

Вольтметр

регистрирую

щий

Н-393 10 2 1 0 2 40 -

Частотомер

регистрирую

щий

Н-397 7 1 1 0 2 14 -

Итого: 57 0

Выбираю трансформатор напряжения НКФ-220/58У1 однофазный. При

трансформаторе напряжения соединенные в звезду имеются мощность 3 • 400

= 1200 МВа, что больше S2∑.

Page 40: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

40

57057S 22

Σ2 ВА < 1200 ВА

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в

выбранном классе точность 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем

контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию

механической прочности.

Данный кабель обеспечивает допустимую погрешность трансформатора

напряжения. Допустимая погрешность счетчиков активной и реактивной

мощности составляет 1,5 %.

Page 41: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

41

6 Экономическая часть

6.1 Цели и назначение проекта

Настоящий раздел разработан как составляющая часть проектирования

ВЛ - 110кВ. Проектом рассмотрены технические решения, направленные на

организацию каналов связи и передачи данных, сбор и передачу на ЦДП ТОО

«Кокшетау Энерго» информации учета электроэнергии и телеинформации в

полном объеме, необходимом для осуществления оперативно-диспетчерского

управления подстанцией.

6.1.1 Существующее состояние В соответствии с распределением оборудования по способу оперативно-

диспетчерского управления, коммутационное оборудование подстанций

«Щучинская» и ПС «Степняк» находятся в оперативном управлении

«Кокшетау Энерго».

В целях осуществления оперативно-диспетчерского управления

подстанциями в настоящее время организовано:

- канал оперативно-диспетчерской телефонной связи с использованием

оборудования ВЧ связи по ЛЭП типа СПИ 2-1-1 ПС «Щучинская».-

телефонная связь по медному кабелю связи ПС «Щучинская»

6.1.2 Требования к информационным системам

Для осуществления оперативно-диспетчерского управления

рассматриваемыми настоящим проектом подстанциями требуется

обеспечение:

Оперативной диспетчерской телефонной связи между диспетчерским

персоналом ПС Щучинская, ПС Степняк и ЦДС «Кокшетау-Энерго»;

Предоставление диспетчеру ЦДС оперативной информации о состоянии

(телесигнализация) и режимах работы (телеизмерение) основного

оборудования подстанции классов напряжения: 110кВ через оборудование

телемеханики;

Передачу по команде диспетчера ЦДС ТОО «Кокшетау Энерго» на

основное оборудование подстанций сигналов телеуправления

(включение/отключение) основных коммутационных аппаратов

присоединений 110 кВ, 10 кВ через оборудование телемеханики;

Сбора и передачи на сервер АСКУЭ информации учета

принятой/отпущенной электроэнергии по присоединениям 110 кВ;

Предоставление персоналу ТОО «Кокшетау Энерго» информации о

срабатывании охранопожарной сигнализации и видеонаблюдения.

От ПС «Щучинская», ПС «Степняк» на центральный диспетчерский

пункт ТОО «Кокшетау Энерго» в темпе реального времени должна

передаваться телеинформация о состоянии и режимах работы присоединений

110. Эта информация будет являться основанием для принятия диспетчером

Page 42: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

42

решений о необходимости изменения режимов работы оборудования или

необходимости производства переключений. В аварийных ситуациях такая

информация позволит диспетчеру принять решения о необходимых действиях

по восстановлению нормальных режимов энергоснабжения потребителей.

Информация учета электроэнергии является исходной информацией для

формирования баланса по электроэнергии как по отдельным подстанциям, так

и по группе подстанций, запитывающихся от одной ВЛ 110кВ в целом, что

является неотъемлемой составной частью процесса оперативно-

диспетчерского управления. Для взаимодействия оперативного персонала энергообъектов и ЦДП

ТОО «Кокшетау Энерго», а так же для передачи ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго» информации, собранной на энергообъектах (АСКУЭ, ОПС, видеонаблюдение, SCADA) требуется организация каналов связи и передачи данных между всеми энергообъектами. Центральным пунктом для всех рассматриваемых в настоящем проекте объектов является ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго».

6.1.3 Назначение оборудования телемеханики

Оборудование телемеханики, устанавливаемое на подстанциях

предназначено для сбора и передачи телеинформации на существующий ОИК

ТОО «Кокшетау Энерго» и предоставление ее оперативно-диспетчерскому

персоналу в целях:

- диспетчеризации процессов передачи и распределения

электроэнергии и доведения ее до потребителей;

- обеспечения оперативного контроля суточных графиков отпуска и

потребления электроэнергии;

- обеспечения оперативного контроля за уровнями напряжений в узлах

электрической сети и их регулирование; - обеспечение оперативного контроля за уровнем потерь в сети;

- долговременное хранение всей телеметрической, дорасчетной

информации, записей о нормальных и аварийных событиях, на основном

оборудовании распределительной электрической сети;

- формирование отчетов о выполнении суточных графиков

потребления и отпуска электроэнергии;

- формирование оперативных и статистических отчетов об аварийных

событиях на основном оборудовании распределительной сети; - разработки и ведения режимов работы электрических сетей;

- повышения экономичности работы электрооборудования основного

оборудования подстанций и сетей; - предотвращения, выявления и ликвидации аварийных режимов

работы сетей;

- производства плановых и аварийных переключений основного

оборудования сетей, его вывода из работы и последующего ввода в работу; - планирования ремонтных работ оборудования и их сопровождения;

Page 43: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

43

- разработки и обеспечения соблюдения оптимальных суточных

графиков потребления электроэнергии и составления их балансов с учетом

минимизации затрат на покупку и передачу электроэнергии;

6.1.4 Назначение оборудования учета электроэнергии

В соответствии с требованиями Электросетевых правил Республики

Казахстан на подстанциях должен быть организован автоматизированный

коммерческий и технический учет принимаемой и отпускаемой

электроэнергии. Сбор информации учета, ее передача на диспетчерский пункт

ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго» должен осуществляться в целях:

- обработки и выдачи информации коммерческого учета персоналу

ТОО «Кокшетау Энерго» и Системному Оператору а также смежным

субъектам энергорынка (при необходимости); - обеспечение учета фактического потребления и отпуска

электроэнергии ТОО «Кокшетау Энерго»;

- обеспечение оперативного контроля над потреблением и отпуском

электроэнергии; - формирование отчетов о потреблении электроэнергии за

произвольный период;

- формирование информации о количестве электроэнергии для коммерческих расчетов с поставщиками, потребителями и другими субъектами энергорынка;

- хранение коммерческой информации о потреблении электроэнергии

с н- обходимой ретроспективой; - сокращение коммерческих потерь электроэнергии;

- формирование информации о балансе электрической энергии и

мощности для обеспечения деятельности ТОО «Кокшетау Энерго»;

- обеспечение технической готовности ТОО «Кокшетау Энерго» к

участию в работе рынка электроэнергии.

6.1.5 Системы безопасности В состав системы безопасности входят следующие подсистемы: - подсистема контроля доступа; - подсистема пожарной сигнализации; - подсистема видеонаблюдения; Подсистема контроля доступа предназначена для ограничения

несанкционированного доступа в помещение энергообъектов и

несанкционированного вскрытия телекоммуникационного шкафа.

Подсистема пожарной сигнализации предназначена для своевременного

определения на ранней стадии факта возгорания внутри помещений

энергообъектов и передача информации об этом через подсистему

телекоммуникаций на ЦДП ТОО “Кокшетау Энерго».

Подсистема видеонаблюдения предназначена для фиксации факта

несанкционированного доступа на территорию и в помещения энергообъектов

и передачи тревожных сигналов на ЦДП ТОО “Кокшетау Энерго».

Page 44: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

44

6.2 Основные технические решения по ПС «Щучинская»

6.2.1 Технические решения по сбору телеинформации Для сбора телеинформации на ПС «Щучинская» проектом

предусматривается установка оборудования телемеханики типа КП Исеть.

Источником телесигналов на подстанции являются блок контакты

основного силового оборудования (выключатели), характеризующие

состояние оборудования - включено/отключено.

Источниками телеизмерений являются измерительные преобразователи

Е- 854 (тока), Е-855 (напряжения) и Е-849 (активной и реактивной мощности).

Измерительные преобразователи преобразуют входные токи и напряжения,

поступающие от трансформаторов тока и напряжения в нормализованные

выходные токи (0-5 мА), пропорциональные входным величинам.

Измерительные преобразователи устанавливаются в ячейках

распределительного устройства (КРУ) и на панелях за- щит присоединений

110кВ. Измерительные преобразователи предусмотрены настоящим разделом

проекта.

Сбор телеинформации осуществляется оборудованием телемеханики

контролируемого пункта (КП) «Исеть», обеспечивающего сбор телесигналов

от блокконтактов основного оборудования подстанции через модули ТС-430,

сбор телеизмерений от измерительных преобразователей через модули ТИТ-

430 и прием сигналов телеуправления, поступающих от ОИК ЦДП АО «АЖК»

и передачу их на исполнительные устройства электрических присоединений

подстанций через модули ТУ-430. Применение современного

микропроцессорного оборудования телемеханики позволяет осуществлять

функции контроля состояния и управление коммутационным оборудованием

подстанции. Предусматриваемое оборудование телемеханики включает в себя

модуль передачи информации по современным цифровым каналам связи по

протоколу МЭК 60870-5-104.

Настоящим проектом предусмотрен сбор телеинформации и передачи ее

на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго» в следующих объемах:

- телеизмерение активной и реактивной мощности трансформаторов

на стороне 110 кВ и 10 кВ; - телеизмерение токов нагрузки по отходящим фидерам 10 кВ; - телеизмерение напряжения на шинах 110кВ и 10 кВ; - телесигнализация положения выключателей и разъединителей на

стороне 110 кВ; - телесигнализация положения выключателей фидеров 10 кВ; - телесигнализация наличия сигнала «земля в сети» от ячеек ТН 10 кВ; - сигнал охранной сигнализации; - сигнал пожарной сигнализации; - прием от ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»: - сигналы телеуправления коммутационным оборудованием

подстанции;

Page 45: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

45

В целях обеспечения удобства эксплуатационного обслуживания, в

шкафу КП Исеть предусмотрены промежуточные клеммники для цепей ТИ, а

так же клеммники с размыкающимся контактом для цепей ТС и ТУ.

Размещение оборудования КП предусматривается в существующем

помещении подстанции.

6.2.2 Технические решения по сбору информации учета электроэнергии

Источником информации учета электроэнергии (далее по тексту –

информации АСКУЭ) на РП являются микропроцессорные счетчики

электроэнергии, устанавливаемые на каждом присоединении 110 кВ и 10 кВ.

Проектом предусматривается замена устаревших счетчиков на счетчики

Аль- фа А1805. С выхода таких счетчиков через интерфейс RS-485

информация поступает на устройство сбора и передачи информации (УСПД)

АСКУЭ и далее, передается в систему сбора АСКУЭ ТОО «Кокшетау

Энерго». Кроме того, возможно снятие информации со счетчиков через

оптический порт с помощью переносного терминала непосредственно на

подстанции. Оптический порт используется так же для осуществления

параметризации счетчиков. Электрические счетчики устанавливаются в

ячейках КРУ 10кВ и на панелях защит присоединений 110кВ.

В качестве устройства сбора и передачи данных АСКУЭ локального

уровня предусматривается применение УСПД ARIS 200-D100-CT

(Прософтсистемы, г. Екатеринбург), что полностью соответствует

техническим решениям, принятым в ТОО “Кокшетау Энерго». УСПД в своем

составе имеет необходимые телекоммуникационные порты, а так же

встроенный приемник сигналов точного времени, что обеспечивает

необходимую синхронизацию как самого УСПД, так и внутренних часов

микропроцессорных счетчиков.

6.2.3 Технические решения по организации каналов связи и передачи

данных

В связи с тем, что в настоящее время на ПС «Щучинская» отсутствуют

цифровые каналы связи и передачи, проектом предусматривается организация

волоконно-оптической линии связи в направлении: ПС «Степняк», ПС

«Макинск» и далее, в соответствии с Техническими условиями.

В качестве каналообразующего оборудования проектом предусмотрено

ис- пользование мультиплексора FOX-615.

Проектом предусматривается передача информации с ПС № 27А с

использованием следующих интерфейсов мультиплексора FOX-615: - FXs – для подключения аналоговых телефонных аппаратов - V.24 (RS-232) – для передачи на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»

информации по протоколу IEC 60870-5-101;

- Ethernet - для передачи на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»

телемеханической информации по протоколу IEC 60870-5-104;

- Ethernet - для передачи на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»

Page 46: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

46

информации АСКУЭ в специализированном протоколе, определяемом

производителем оборудования УСПД ARIS;

- Ethernet - для передачи на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»

информации от системы видеонаблюдения;

В целях обеспечения аварийной оперативно-диспетчернской связи

между ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго» и ПС «Щучинская» проектом

предусмотрена установка на ПС «Щучинская» оборудования УКВ радиосвязи

(стационарная радиостанция). После реализации настоящего проекта эта

радиостанция должны стать составной частью сети УКВ радиосвязи ТОО

«Кокшетау Энерго» и использовать радиочастоты этой сети.

6.2.4 Технические решения по организации электропитания

оборудования

Все оборудование, предусмотренное настоящим разделом проекта

функционирует под управлением специализированного программного

обеспечения. Для нормальной работы оборудования не допускается даже

кратковременных перерывов его электропитания, которые вызывают

перезагрузку устройств. Для организации гарантированного электропитания

оборудования телемеханики, сбора информации АСКУЭ (УСПД), а так же

оборудования каналов связи и передачи данных проектом предусмотрено

использование источников бесперебойного питания (UPS) в составе шкафов

каждой из подсистем, обеспечивающих время автономной работы

оборудования до 60 минут.

Все предусматриваемое оборудование запитывается от щита

собственных нужд. Для распределения электропитания в комнате связи

проектом предусмотрен шкаф распределения электропитания.

6.2.5 Технические решения по системам безопасности

Проектом предусмотрено построение на ПС «Щучинская» подсистем

пожарной и охранной сигнализации. Подсистемы охранной и пожарной

сигнализации строятся на базе оборудования интегрированной охранной

системы «Орион», которое используется как для охранной, так и для

пожарной сигнализации и контроля доступа. В состав оборудования охранно-пожарной сигнализации входят: - Пульт контроля и управления С2000М - Клавиатура С2000К - Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный (ППКОП)

С2000П - Релейный модуль С2000-СП1-01

Пульт контроля и управления «С2000М» предназначен для работы

совместно с приемно-контрольными приборами интегрированной охранной

системы «Орион». Пульт осуществляет объединение в единую систему (сеть)

приборов приемно-контрольных охранных путем осуществления управления

Page 47: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

47

приборами. Управление всеми подключенными приборами осуществляется по

интерфейсу RS 485. Основные функции пульта «С2000М»: - Контроль до 127 приборов, подключенных к пульту по интерфейсу

RS-485; Отображение на ЖКИ, хранение в энергонезависимом буфере всех

происходящих в системе событий и печать их принтере с последовательным

интерфейсом RS-232; - Сигнализация тревог на встроенном звуковом сигнализаторе; - Управление взятием/снятием и контроль состояния шлейфов

сигнализации с пульта;

- Программирование конфигурационных параметров приборов,

печать конфигурации на принтере, настройка адресов приборов и адресных

устройств;

- Ограничение доступа к функциям управления и

программирования с помощью паролей.

Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный С-2000-4

представляет собой микропроцессорное устройство, осуществляющее

контроль своего состояния и состояния подключенных к нему устройств. «С-

2000-4» подключается пульту «С2000М» по двухпроводной линии связи RS485. Основные технические характеристики С-2000-4: - Шлейфа сигнализации со всеми видами охранных и пожарных

извещателей; - Помехоустойчивость за счет селекции входного сигнала по

длительности и фильтрации наводок 50 Гц;

- Программирование типов шлейфов сигнализации: охранные с

распознаванием нарушения блокировочного контакта извещателя; пожарные

"дымовые" и "тепловые" с распознаванием сработки одного и двух

извещателей в шлейфе;

- пожарные комбинированные (дымовые и тепловые извещатели в

одном шлейфе);

- Программирование параметров шлейфов под конкретный объект

эксплуатации;

- Возможность управления взятием/снятием под охрану или

доступом одной Proximity-картой, или ключом Touch Memory;

- Возможность управления взятием/снятием под охрану, доступом,

выходными реле по интерфейсу RS-485; - Программируемый временной график доступа; - Передача сообщений по интерфейсу RS-485 на пульт "С2000" - Программируемая логика управления двумя реле ("С2000П"),

коммутируемая мощность 90 ВА; - Встроенный звуковой оповещатель. - Программируемая логика управления двумя реле ("С2000П"),

коммутируемая мощность 90 ВА;

Page 48: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

48

- Встроенный звуковой оповещатель. Блок сигнально-пусковой С2000 – СП1-01 предназначен для работы в

составе систем пожарно-охранной сигнализации. Блок осуществляет

управление исполнительными устройствами, путем замыкания контактов

исполнительных реле. Блок работает под управлением пульта контроля и

управления С2000М, к которому он подключается по интерфейсу RS-485.

Клаваиатура С2000К предназначена для постановки объекта на охрану

и снятия его с охраны путем набора кода. Оборудование видеонаблюдения.

Подсистема видеонаблюдения состоит из видеокамер с ИК подсветкой и

цифрового видеорегистратора типа DS-7208HWI-SH.

В нормальном состоянии видеорегистратором воспринимается

статическое изображение от видеокамер. При этом запись в память

видеорегистратора – не про- изводится.

При появлении движения в поле обзора камеры или при резком

изменении освещения видеорекордер начинает запись видеоизображений с

видеокамер. В момент начала записи видеорекордер формирует сигнал,

который в виде ТС подается на оборудование телемеханики и далее

передается на диспетчерский пункт (в ОИК).

После того, как изображение станет вновь статичным – запись в память

прекращается.

Информация с видеорекордера может быть считана через сеть Ethetnet

либо непосредственным подключением ноутбука к рекордеру.

Проектом предусмотрено размещение четырех видеокамер на

осветительной мачте, что обеспечивает круговой обзор всей территории

подстанции.

6.2.6 Технические решения по размещению оборудования

Все оборудование СДТУ, предусмотренное настоящим разделом

проекта размещается в стандартных телекоммуникационных шкафах шириной

19 дюймов напольного и настенного исполнения, располагаемых в

существующей комнате связи ПС «Щучинская».

Пожарные извещатели и датчики охранной сигнализации располагаются

во всех помещениях подстанции. Информационные, контрольные кабели и кабели электропитания

прокладываются в существующих кабельных лотках и по предусматриваемым проектом кабельным металлоконструкциям.

6.3 По ПС «Степняк»

6.3.1 Технические решения по сбору телеинформации

Для сбора телеинформации на ПС «Степняк» проектом

предусматривается установка оборудования телемеханики типа КП Исеть.

Page 49: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

49

Источником телесигналов на подстанции являются блок контакты

основного силового оборудования (выключатели), характеризующие

состояние оборудования - включено/отключено.

Источниками телеизмерений являются измерительные преобразователи

Е- 854 (тока), Е-855 (напряжения) и Е-849 (активной и реактивной мощности).

Измерительные преобразователи преобразуют входные токи и напряжения,

поступающие от трансформаторов тока и напряжения в нормализованные

выходные токи (0-5 мА), пропорциональные входным величинам.

Измерительные преобразователи устанавливаются в ячейках ЗРУ 10кВ и на

панелях защит присоединений 110 и 35 кВ. Измерительные преобразователи

предусмотрены настоящим разделом проекта.

Сбор телеинформации осуществляется оборудованием телемеханики

контролируемого пункта (КП) «Исеть», обеспечивающего сбор телесигналов

от блок- контактов основного оборудования подстанции через модули ТС-430,

сбор телеизмерений от измерительных преобразователей через модули ТИТ-

430 и прием сигналов телеуправления, поступающих от ОИК ЦДП АО «АЖК»

и передачу их на исполнительные устройства электрических присоединений

подстанций через модули ТУ-430. Применение современного

микропроцессорного оборудования телемеханики позволяет осуществлять

функции контроля состояния и управление коммутационным оборудованием

подстанции. Предусматриваемое оборудование телемеханики включает в себя

модуль передачи информации по современным цифровым каналам связи по

протоколу МЭК 60870-5-104.

Настоящим проектом предусмотрен сбор телеинформации и передачи ее

на ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго» в следующих объемах:

- телеизмерение активной и реактивной мощности трансформаторов

на стороне 110кВ, 35кВ и 10кВ; - телеизмерение токов нагрузки по отходящим фидерам 10кВ; - телеизмерение напряжения на шинах 110кВ, 35кВ и 10кВ; - телесигнализация положения выключателей и разъединителей на

стороне 110кВ и 35кВ; - телесигнализация положения выключателей фидеров 10кВ; - телесигнализация наличия сигнала «земля в сети» от ячеек ТН

10кВ; - сигнал охранной сигнализации; - сигнал пожарной сигнализации; - прием от ЦДП ТОО «Кокшетау Энерго»: - сигналы телеуправления коммутационным оборудованием

подстанции; В целях обеспечения удобства эксплуатационного обслуживания, в

шкафу КП Исеть предусмотрены промежуточные клеммники для цепей ТИ, а

так же клеммники с размыкающимся контактом для цепей ТС и ТУ.

6.3.2 Технические решения по сбору информации учета

электроэнергии

Page 50: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

50

Источником информации учета электроэнергии (далее по тексту –

информации АСКУЭ) на РП являются микропроцессорные счетчики

электроэнергии, устанавливаемые на каждом присоединении 110кВ, 35кВ и

10кВ.

Проектом предусматривается замена устаревших счетчиков на счетчики

Аль- фа А1805. С выхода таких счетчиков информация через интерфейс RS-

485 поступает на устройство сбора и передачи информации (УСПД) АСКУЭ и

далее, передается в систему сбора АСКУЭ ТОО «Кокшетау Энерго». Кроме

того, возможно снятие информации со счетчиков через оптический порт с

помощью переносного терминала непосредственно на подстанции.

Оптический порт используется так же для осуществления параметризации

счетчиков. Электрические счетчики устанавливаются в ячейках КРУ 10кВ и на

панелях защит присоединений 35кВ и 110кВ.

В качестве устройства сбора и передачи данных АСКУЭ локального

уровня предусматривается применение УСПД ARIS 200-D100-CT

(Прософтсистемы, г. Екатеринбург), что полностью соответствует

техническим решениям. УСПД в своем составе имеет необходимые

телекоммуникационные порты, а так же встроенный приемник сигналов

точного времени, что обеспечивает необходимую синхронизацию как самого

УСПД, так и внутренних часов микропроцессорных счетчиков.

6.3.3 Технические решения по организации электропитания

оборудованию

Все оборудование, предусмотренное настоящим разделом проекта

функционирует под управлением специализированного программного

обеспечения. Для нормальной работы оборудования не допускается даже

кратковременных перерывов его электропитания, которые вызывают

перезагрузку устройств. Для организации гарантированного электропитания

оборудования телемеханики, сбора информации АСКУЭ (УСПД), а так же

оборудования каналов связи и передачи данных проектом предусмотрено

использование источников бесперебойного питания (UPS) в составе шкафов

каждой из подсистем, обеспечивающих время автономной работы

оборудования до 60 минут.

Все предусматриваемое оборудование запитывается от щита

собственных нужд подстанции. Для распределения электропитания в комнате

связи проектом предусмотрен шкаф распределения электропитания.

6.3.4 Технические решения по системам безопасности

Проектом предусмотрено построение на ПС «Степняк» подсистем

пожарной и охранной сигнализации. Подсистемы охранной и пожарной

сигнализации строятся на базе оборудования интегрированной охранной

системы «Орион», которое используется как для охранной, так и для

пожарной сигнализации и контроля доступа. В состав оборудования охранно-пожарной сигнализации входят:

Page 51: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

51

- Пульт контроля и управления С2000М - Клавиатура С2000К - Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный (ППКОП)

С2000П - Релейный модуль С2000-СП1-01 Пульт контроля и управления «С2000М» предназначен для работы

совместно с приемно-контрольными приборами интегрированной охранной

системы «Орион». Пульт осуществляет объединение в единую систему (сеть)

приборов приемно-контрольных охранных путем осуществления управления

приборами. Управление всеми подключенными приборами осуществляется по

интерфейсу RS 485.

Основные функции пульта «С2000М»: - Контроль до 127 приборов, подключенных к пульту по интерфейсу

RS-485; - Отображение на ЖКИ, хранение в энергонезависимом буфере всех

происходящих в системе событий и печать их на принтере с

последовательным интерфейсом RS-232; - Сигнализация тревог на встроенном звуковом сигнализаторе; - Управление взятием/снятием и контроль состояния шлейфов

сигнализации с пульта;

- Программирование конфигурационных параметров приборов,

печать конфигурации на принтере, настройка адресов приборов и адресных

устройств;

- Ограничение доступа к функциям управления и программирования

с помощью паролей.

Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный С-2000-4

представляет собой микропроцессорное устройство, осуществляющее

контроль своего состояния и состояния подключенных к нему устройств. «С-

2000-4» подключается пульту «С2000М» по двухпроводной линии связи RS485. Основные технические характеристики С-2000-4: - Шлейфа сигнализации со всеми видами охранных и пожарных

извещателей; - Помехоустойчивость за счет селекции входного сигнала по

длительности и фильтрации наводок 50 Гц;

- Программирование типов шлейфов сигнализации: охранные с

распознаванием нарушения блокировочного контакта извещателя; пожарные

«дымовые» и «тепловые» с распознаванием сработки одного и двух

извещателей в шлейфе;

- пожарные комбинированные (дымовые и тепловые извещатели в

одном шлейфе);

- Программирование параметров шлейфов под конкретный объект

эксплуатации;

- Возможность управления взятием/снятием под охрану или

доступом одной Proximity-картой, или ключом Touch Memory;

Page 52: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

52

- Возможность управления взятием/снятием под охрану, доступом,

выходными реле по интерфейсу RS-485; - Программируемый временной график доступа; - Передача сообщений по интерфейсу RS-485 на пульт "С2000" - Программируемая логика управления двумя реле ("С2000П"),

коммутируемая мощность 90 ВА; - Встроенный звуковой оповещатель. - Программируемая логика управления двумя реле ("С2000П"),

коммутируемая мощность 90 ВА; - Встроенный звуковой оповещатель. Блок сигнально-пусковой С2000 – СП1-01 предназначен для работы в

составе систем пожарно-охранной сигнализации. Блок осуществляет

управление исполни- тельными устройствами, путем замыкания контактов

исполнительных реле. Блок работает под управлением пульта контроля и

управления С2000М, к которому он подключается по интерфейсу RS-485.

Клаваиатура С2000К предназначена для постановки объекта на охрану

и снятия его с охраны путем набора кода.

Оборудование видеонаблюдения.

Подсистема видеонаблюдения состоит из видеокамер с ИК подсветкой и

цифрового видеорегистратора типа DS-7208HWI-SH.

В нормальном состоянии видеорегистратором воспринимается

статическое изображение от видеокамер. При этом запись в память

видеорегистратора – не про- изводится.

При появлении движения в поле обзора камеры или при резком

изменении освещения видеорекордер начинает запись видеоизображений с

видеокамер. В момент начала записи видеорекордер формирует сигнал,

который в виде ТС подается на оборудование телемеханики и далее

передается на диспетчерский пункт (в ОИК).

После того, как изображение станет вновь статичным–запись в память

прекращается.

Информация с видеорекордера может быть считана через сеть Ethetnet

либо непосредственным подключением ноутбука к рекордеру.

Проектом предусмотрено размещение четырех видеокамер на

осветительной мачте, что обеспечивает круговой обзор всей территории

подстанции.

Для осуществление круглосуточного видеонаблюдения за территорией

под- станций «Щучинская» и «Степняк» проектом предусматривается

установка в ТОО «Кокшетау Энерго» видеонаблюдения на базе персонального

компьютера со специализированным программным обеспечением.

6.3.5 Технические решения по размещению оборудования

Оборудование СДТУ, предусмотренное настоящим разделом проекта

размещается в стандартных телекоммуникационных шкафах шириной 19

Page 53: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

53

дюймов напольного и настенного исполнения, располагаемых в

существующем ОПУ ПС «Степняк».

Пожарные извещатели и датчики охранной сигнализации располагаются

во всех помещениях подстанции «Щучинская».

Информационные, контрольные кабели и кабели электропитания

прокладываются в существующих кабельных лотках и по предусматриваемым

проектом кабельным металлоконструкциям.

Page 54: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

54

7 Безопасность жизнедеятельности

Проектируемые объекты не имеют вредных выбросов в атмосферу.

Перед началом рытья котлованов под фундаменты металлических опор

с площади, занимаемой котлованами необходимо снять плодородный слой

почвы в объеме и уложить в отвалы с таким расчетом, чтобы не мешать

дальнейшему производству работ. После завершения работ по установке

фундамента и опоры масса плодородной земли ровным слоем планируется

вокруг опоры.

С целью сохранения плодородного слоя почв строительство ЛЭП 110кВ

желательно осуществлять машинами и механизмами на пневмоколёсном ходу.

Согласно пункта 28 «Санитарно-эпидемиологических требований по

установлению санитарно-защитной зоны производственных объектов», в

целях защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого

воздушными линиями электропередачи устанавливаются санитарные

защитные зоны (СЗЗ) вдоль трассы ЛЭП 110кВ по обе стороны от крайних

фазных проводов по 20 м. При этом напряженность электрического поля за

пределами СЗЗ не превышает 1кВ на метр.

Проектируемая воздушная линия электропередачи 110 кВ не

представляет угрозу окружающей среде, так как она не загрязняет воздух,

землю и воду.

Рабочим проектом не предусматриваются специальные мероприятия для

защиты птиц от поражения электрическим током, так как сама конструкция

опор обеспечивает защиту птиц от поражения электрическим током.

7.1 Расчет заземляющего устройства в установках с эффективно

заземленной нейтралью

Вес металлические части электроустановок, нормально не находящиеся

под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения

изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление

называется защитным, так как его целю является защита обслуживающего

персонала от опасных напряжений прикосновения.

Заземление обязательно во всех электроустановках при напряжении 380

вольт и выше переменного тока, 110 вольт и выше постоянного тока.

В электрических установках заземляются корпуса электрических машин,

трансформаторов аппаратов, вторичные обмотки измерительных

трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы

распределительных щитов и другие металлические конструкции, связанные с

установки электрооборудования.

Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы

аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. К рабочему

заземлению относится заземление нейтральней трансформаторов,

генераторов, дугогасительных катушек.

Page 55: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

55

Количество заземлителей (уголков, стержней) определяется расчётом в

зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или

допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных

заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного

распределения электрического потенциала на площади, занятой

электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладывают

заземляющие полосы на глубине 0,5 – 0,7 м вдоль рядов оборудования и в

поперечном направлении, т.е. образуется заземляющая сетка, к которой

присоединяется заземляемое оборудование.

Заземляющее устройство для установок с эффективно-заземленной

нейтралью (110кВ и выше) выполняется в виде горизонтальной сетки из

проводников, уложенных в земле на глубине t=0,50,8 м, и вертикальных

электродов. Сетка охватывает всю площадь, на которой расположено

электрооборудование. Она состоит из контурного проводника и некоторого

числа внутренних проводников (продольных и поперечных), образующих

квадратные или прямоугольные ячейки. Расстояние между продольными и

поперечными горизонтальными заземлителями не должно превышать 30 м.

Вертикальные электроды следует устанавливать только по периметру сетки.

Длина вертикальных электродов lВ=520 м.

Размер ОРУ определяется исходя из размеров ячейки и количества

ячеек. Площадь заземления (S, м2) принимается равной площади ОРУ.

Строение земли, как правило, слоистое. Чтобы упростить расчет,

реальную многослойную схему приводят к эквивалентной двухслойной.

Расчет заземляющих устройств в установках 110кВ и выше

производится по допустимому сопротивлению заземления (RЗ=0,5 Ом) и

предельно допустимому напряжению прикосновения (UПР.ДОП), причем

основной является вторая величина

По таблице 7.1 принимаем в качестве верхнего слоя супесок ( 1 400r =

Омм), в качестве нижнего слоя суглинок ( 2 100r = Омм). РУ находится во

второй климатической зоне, тогда по таблице 7.2 h1=2 м.

Таблица 7.1 – Удельные сопротивления грунтов

Грунт , Ом м Грунт , Ом м

Песок 4001000 Торф 20

Супесок 150400 Чернозем 1050

Суглинок 40150 Мергель, известняк 10002000

Глина 870 Скалистый грунт 20004000

Садовая земля 40

Page 56: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

56

Таблица 7.2 - Удельные сопротивления грунтов

Климатическая зона I II III IV

Толщина слоя сезонных изменений hC , м 2,2 2,0 1,8 1,6

Размеры ячейки типового ОРУ 110кВ, выполненного по схеме две

системы сборных шин с обходной 90,6х15,4 м. На ОРУ 8 ячеек

присоединений, а также ячейки шиносоединительного и обходного

выключателей, всего 10 ячеек. Размеры ОРУ 90,6х154 м, площадь S=13952,4

м2., периметр Р=489,2 м.

Принимаем глубину заложения электродов t=0,6 м, расстояние между

гризонтальными полосами 20 м., длина вертикальных электродов lВ=20 м.

Вертикальные электроды установлены по периметру сетки в местах

пересечения внутренних проводников с контурным. Уточняем расстояние

между горизонтальными проводниками. Количество ячеек 90,6/20=4,53 и

154/20=7,7. Следовательно принимаем 4 и 7 ячеек. Расстояние между

продольными проводниками 90,6/4=22,65 м, между поперечными 154/7=22 м.

На рисунке 7.1 приведена схема заземлителя.

Рисунок 7.1. Схема заземлителя ОРУ 110кВ.

Общая длина горизонтальных проводников:

8,149486,905154 r

L м.

Число вертикальных электродов nВ=22, полная длина вертикальных

электродов:

Lв= lВnВ, м.

где lв – длина вертикальных электродов

nв - число вертикальных электродов

4402220 В

L

Page 57: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

57

Среднее расстояние между вертикальными проводниками:

а = P/ nB , м.

где P – периметр площадки

nв - Число вертикальных электродов

а = 489,2/22=22,2 м.

Определяем сопротивление заземлителя:

сэксэк

LLSAR

.. , Ом.

где Рэкв - эквивалентное сопротивление земли, Ом • м

Lв – общая длина вертикальных заземлителей

Lr - общая длина горизонтальных проводников

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в

расчётную квадратную модель, со стороной

13952,4 118,12S = = м;

Определим относительную глубину заложения:

20 0,60,17

118,12

Bl t

S

+ += = >0,1;

где lв – длина вертикальных электродов

t - глубину заложения электродов

По величине относительной глубины заложения определяем расчётной

коэффициент:

Так как 0,17 > 0,1 следовательно

0,38 0,25 Bl tА

S

+= -

где lв – длина вертикальных электродов

t - глубину заложения электродов

338,012,118

6,02025,038,0

A

Page 58: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

58

Эквивалентное удельное среднее сопротивление земли:

2

1

2экв , Омм.

1

2

4004 1

100

r

r= = >

где Рэкв - эквивалентное сопротивление земли, Ом

r1, r2- сопротивлениеземли

где h1 - толщина слоя сезонных изменений

lв – длина вертикальных электродов

2 0,6 22,20,43 0,27lg 0,04

20 20

-D = + =

следовательно:

7,105100

400100

04,0

экв

Определяем сопротивление заземлителя:

105,7 105,70,338 0,357

118,12 1494,8 440R = + =

+.

Сопротивление заземляющего устройства, включая естественные

заземлители:

е

е

ЗRR

RRR

, Ом.

Сопротивление естественных заземлителей приближенно принимаем еR

=1,5 Ом, следовательно:

288,05,1357,0

5,1357,0

ЗR Ом

BB l

a

l

thlg27,043,0 1

Page 59: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

59

Сопротивление заземляющего устройства ниже допустимого, но

основной является величина допустимого напряжения прикосновения.

7.2 Грозозащитный трос

В качестве грозозащитного троса проектом предусматривается трос типа

ОКГТ 11,0/Е1(16)-С- МЗ-В-ОЖ-МК-Н-Р-1560 СТО 71915393-ТУ113-2014.

Трос обладает абсолютной стойкостью к ударам молнии. Разрывное усилие троса – 124689 Н. Нормируемое расстояние между фазным проводом и грозозащитным

тросом в середине пролета обеспечено принятым максимальным напряжением

в тросе равным: - при наибольшей нагрузке и низшей температуре 44,7 дан/мм2; - при среднегодовых условиях 29,8 дан/мм2. Таблица 7.3 – Типы трос

Тип троса Участки Протяженность с

учетом провеса,км

Примечание

ОКГТ 11,0/Е1(16)-

С- МЗ-В-ОЖ-МК-

Н-Р-1560

От ПС

«Щучинская» - до

ПС «Катырколь»

20 Трос проклады

вается по про-

ектируемым и

существующим

опорам 110кВ ОКГТ 11,0/Е1(16)-

С- МЗ-В-ОЖ-МК-

Н-Р-1560

От ПС «Катырколь» до ПС «Степняк»

30

Всего 50

Проектом предусматривается изолированное крепление грозозащитного

троса на анкерно-угловых опорах и на промежуточных опорах. В креплении

троса применена спиральная арматура. Заземление троса выполняется на

анкерно- угловых опорах.

7.3 Защита фазных проводов и троса от вибрации и

гололедообразования

При выборе защитной арматуры и схем ее установки использованы СО

34.20.264-2005 – «Рекомендации по применению многочастотных гасителей

вибрации ГВП и унифицированных гасителей вибрации ГВУ на воздушных

линиях электропередачи напряжением 35-750кВ».

Для защиты от вибрации фазных проводов применяется многочастотные

гасители вибрации типа ГВУ-1,6-2,4. Данный гаситель устанавливается с двух

сторон пролета.

Защита грозозащитного троса от вибрации предусматривается

Page 60: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

60

установкой гасителей вибрации типа ГВП-08-9,1-400

Величина смещения проводов и тросов по горизонтали на

промежуточных опорах типа 1П110 соответствует требованиям главы 2.5

таблица 2.5.12 ПУЭ РК при габаритных стрелах провеса с учетом геометрии

опоры.

7.4 Изоляция линии и линейная арматура

Подвеска проводов к анкерно-угловым и промежуточным опорам

выполняется с помощью одноцепных натяжных и поддерживающих гирлянд

изоляторов.

В качестве изоляторов для принятых климатических условий и по

механической прочности приняты стеклянные изоляторы типа ПС-70Д, ПС-

120Б с нормируемой разрушающей силой при растяжении 70 кН, 120 кН

соответственно.

Поддерживающие подвески комплектуются изоляторами 10×ПС-120Б.

Количество определено исходя из уровня изоляции с учетом прохождения ВЛ

в районах выше 1000 м над уровнем моря.

В качестве натяжных изолирующих подвесках, исходя из удельной

длины пути утечки, приняты одноцепные подвески, комплектуемые из 10×ПС

120Б.

Поддерживающий зажим для провода АС120/19 принят типа ПГН-3-5.

В качестве натяжного зажима для провода АС120/19 принят типа НБ-2-

6.

Для крепления грозотроса применены натяжные и поддерживающие

крепления типа ПГ1-11 и НСО-9,2/9,3П-21(50). Соединение троса в пролете

осуществляется при помощи соединительного спирального зажима типа СС-

9,2-01-МЗ.

Спиральная арматура, основой которой являются проволочные спирали,

охватывает трос и сохраняет надежность в зоне подвески за счет

распределения сжимающего усилия по всей длине зажима. Монтаж зажимов

выполняется без применения специального оборудования и оснастки.

Соединение проводов в пролете осуществляется прессуемыми

соединительными зажимами, а соединение проводов в шлейфах анкерно-

угловых опор термитной сваркой, с последующей опрессовкой в алюминиевой

корпусе соединительного зажима.

7.5 Защита от перенапряжений и заземление линии электропередачи

Защита линии от прямых ударов молнии осуществляется подвеской двух

грозозащитных тросов, на участках трассы с промежуточными опорами типа

1П110- 4 и 1П110-6, с защитным углом 30º.

В качестве грозозащитного троса принят грозотрос ОКГТ 11,0/Е1(16)-С-

МЗ-В- ОЖ-МК-Н-Р-1560 СТО 71915393-ТУ113-2014.

Page 61: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

61

Сечение грозозащитного троса удовлетворяет условиям термической

устойчивости при однофазных коротких замыканиях. Наибольшие расчетное напряжение в тросе составляет 40 Дан/мм2. Это напряжение выбрано, исходя из обеспечения габарита между

проводом и тросом, необходимого по условию защиты от грозовых

перенапряжений.

Согласно ПУЭ проектом предусматривается изолированное крепление

грозозащитного троса на анкерно-угловых опорах с помощью одного

изолятора типа ПС 120-Б. Изолятор шунтируется искровым промежутком – 40 мм.

Грозозащитный трос на каждом анкерном участке длиной до 10 км

согласно ПУЭ заземляется в одной точке путем устройства специальных

перемычек на анкерной опоре.

Защита изоляции от обратных перекрытий осуществляется путем

заземления всех опор. Величины сопротивлений заземляющих устройств опор

принимались в соответствии с ПУЭ. Искусственные заземлители проектом

предусмотрены на всех устанавливаемых опорах.

Заземляющие устройства опор выбираются в зависимости от удельного

сопротивления грунтов. Заземляющие устройства опор выполняются вертикальными

заземлителями.

Заземляющие устройства опор выполняются из круглой оцинкованной

стали диаметром 12 мм по типовому проекту 3602 ТМ. Требуемое

сопротивление заземляющих устройств должно обеспечиваться при

отсоединенном тросе.

Отвод токов молнии в землю обеспечивается через связь «трос –

стальные конструкции опор – заземлитель» и «стальные конструкции опор –

заземлитель».

Эквивалентное расчетное удельное сопротивление грунта принято от

100 до 600 Ом.м по результатам измерений.

Page 62: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

62

Заключение

На стадии проектирования ЛЭП-110кВ ПС 110кВ «Щучинская» - ПС-

110 «Степняк», учтены вопросы энергосбережения и энергоэффективности в

соответствии с «Требованиями по энергосбережению и повышению

энергоэффективности, предъявляемые к предпроектной и (или) проектной

(проектно-сметной) документации зданий, строений, сооружений»,

утвержденными Постановлением Правительства РК от 13.09.2012г. №1192.

Основными направлениями энергосбережения являются:

- оптимизация режимов производства, распределения и потребления

энергии;

- реализация проектов по внедрению энергоэффективного оборудования

и передовых технологий.

Энергоэффективность и энергосбережение при разработке рабочего

проекта учтены на стадии выбора технических характеристик ВЛ - выбора

сечения проводов и изоляции.

- применение изолированной подвески грозозащитных тросов с

шунтированием изолятора искровым промежутком и заземлением их в одной

точке анкерного пролета. Снижение потерь мощности может достичь 2-2,5

кВт на километр линии, а экономия электроэнергии – 12-14 тыс. кВт·ч;

- Выбор сечения проводов выполнен в соответствии с ПУЭ РК с

учетом загрузки ВЛ по экономической плотности тока и обеспечения

оптимальных потерь электроэнергии при ее передаче. Сечение проводов АС-

120/19 обеспечивает минимальные потери на корону.

Таким образом, применение в настоящем проекте оборудования

передовых технологий позволит снизить годовое потребление электроэнергии

на величину порядка 740 - 870 тыс. кВт.ч.

Page 63: (Ф.И.О., ученая степень, звание) (подпись)

63

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок . - 7-е изд. - М. : Омега-Л, 2008.

- 268 с.

2. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету

токовкороткого замыкания и выбору электрооборудования/ Под ред.Б.Н.

Неклепаева. – М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

3. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов. – М.:Изд-во

«Мастерство», 2001.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д.

Рожкова, В.С Козулин. –М.:Энергоатомиздат, 1987.

5. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы в

электрических системах / С.А Ульянов. –М.:Энергия, 1972.

6. Лисовский Г.С. Главные схемы и электротехническое оборудование

подстанций 35-750кВ / Г.С. Лисовский, М.Э. Хейфиц.–М.: Энергия, 1977.

7. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред.Ю.Г.

Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. – М.:

Энергоатомиздат, 1990.

8. Неклепаев, Б.Н. Электрические станции / Б.Н. Неклепаев. –М.:

Энергия,1976.

9. Электрическая часть электростанций и подстанций/ справочные

материалы под ред. Б.Н.Неклепаева.– М.:Энергия, 1978.

10. Мельников, Н.А. Электрические сети и системы / Н.А. Мельников.–

М.: Энергия, 1975.

11. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/

Под ред. И.А.Баумштейна и М.В.Хомякова. –М.: Энергоиздат, 1981.

12. Ефанов, А.В. Мониторинг силовых трансформаторов: Монография /

А.В. Ефанов. – Невинномысск: СевКавГТУ, 2007.