Реконструкция подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции 35/6 кВ Недвиговская и реконструкция ВЛ-35кВ “Чалтырь” “Недвиговская”. Реконструкция подстанции обусловлена повышением надёжности электроснабжения потребителей; необходимостью совершенствования схемы ОРУ 35 кВ, которая в послеаварийных и ремонтных схемах подстанции не обеспечивает оперативности при переводе потребителей на резервный источник питания; невозможность вывода в ремонт секционного выключателя 35кВ из-за конструктивной особенности (близость оставшихся под напряжением токоведущих частей).

В дипломном проекте был приведен расчет выбора электрооборудования 35кВ при проведении реконструкции.

Так же в дипломе рассмотрены методы проведения профилактических, приёмосдаточных и специальных испытаний эл. оборудования сетей - необходимых для повышения надёжности, безопасности и безаварийной работы электрооборудования.

Введение

Энергетика в настоящее время находится в непростом положении. Изношенность и старение оборудования, необходимость совершенствования методов управления в энергетике, острая нехватка денежных средств, неудовлетворительная квалификация как управленческого, так и обслуживающего электроустановки персонала, связанная, в том числе, и с проблемой омолаживания работающих в отрасли - это лишь одни из основных направлений, по которым требуются комплексные и безотлагательные решения.

Задача и организация проектирования энергосистем - это разработка с учётом новейших достижений науки и техники решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.

В 1997г. ЭНИН во взаимодействии с РАО «ЕЭС Росси» и начал разработку основных положений стратегии развития электроэнергетики до 2015 г., главные направления которой определены следующим образом:

· обновление и развитие объектов электроэнергетики на базе новых эффективных технологий;

· повышение эффективности использования электроэнергии;

· сохранение целостности и развитие Единой энергосистемы России; её интеграция с другими энергообъединениями на территории бывшего СССР и на Евроазиатском континенте;

· повышение эффективности управления в электроэнергетике; осуществление поэтапного перехода в отрасли от существующего регулируемого рынка к конкурентному;

В России в начале 60-х годов в среднем вводилось в год более 10 тыс.км ВЛ напряжением 110 кВ и выше. После распада СССР эти вводы существенно сократились и составили за 1991-98 гг. примерно столько, сколько вводилось до 1991 г. за один год.

Вместе с тем тысячи километров линий электропередачи напряжением 110-220 кВ и подстанций отработали срок службы и подлежат восстановлению. Техническое состояние наиболее массовых электрических сетей сельскохозяйственного назначения (35 кВ и ниже ) таково, что по меньшей мере треть требует замены. Развитие электрических сетей в предстоящие 20 лет потребует значительного объёма реконструкции и технического перевооружения сетевых объектов и нового сетевого строительства.

В обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока; сети 750 и 500 кВ будут развиваться для усиления межсистемных связей между ОЭС и основных связей в крупнейших ОЭС России. Сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС Европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций; в распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений 110-35-10(6)-0,4 кВ. Оценки необходимого объёма ввода линий электропередачи приведены в таблице 1.

Таблица 1. Необходимый объём ввода линий электропередачи до 2015

Напряжение сети	Протяжённость вводимых линий, тыс.км
330 кВ и выше	20-35
220 кВ	17
110 кВ	45
линии с/х назначения	2400

Несмотря на то, что проблема технического перевооружения стареющих энергетических объектов является одной из животрепещущих, нельзя забывать и про вопросы, связанные с непосредственной эксплуатацией объектов, в частности, воздушных линий и подстанций.

1. Развитие Юго-Западных электрических сетей

1.1 Перспективы развития Ростовской энергосистемы в 2001-2010 гг.

Рост электропотребления в период до 2007 г. будет в основном определяться развитием коммунально-бытовых, промышленных потребителей и транспорта, удельный вес которых в общем электропотреблении в течение всего рассматриваемого периода повышается и к 2007 году составит 70 % против 66 % в 1990 году.

В период до 2010 года в Ростовской энергосистеме предусмотрен демонтаж оборудования на электростанциях, которое выработало свой ресурс, суммарной мощностью 139 МВт на Каменской ТЭЦ, Волгодонской ТЭЦ-1, ТЭЦ РСМ и Несветай ГРЭС. Новочеркасская ГРЭС на весь рассматриваемый период сохраняется в работе бес снижения установленной мощности. В 2006-2010 г.г. предусматривается замена котельного оборудования энергоблоков.

В рассматриваемый период в энергосистеме намечается ввод генерирующих мощностей на электростанциях в размере 2390 МВт. Из них на Шахтинской ТЭЦ - 100 МВт,

ТЭС Ростовуголь - 120 МВт,

Ростовской АЭС - 2000 МВт,

Несветай ГРЭС - 170 МВт.

Ввод мощности Ростовской ГРЭС 4 х 320 МВт предусматривается в 2011-2015 г.г.

Формирование сети 500 кВ на территории Ростовской энергосистемы в рассматриваемый период предусматривается по следующим направлениям:

· для обеспечения необходимой пропускной способности электрической сети от Новочеркасской ГРЭС в направлении Ростовско-Таганрогского района рекомендуется строительство ВЛ 500 кВ Шахты-Ростов с ПС 500/220 кВ Ростов. Для создания надёжной схемы основной сети. обеспечивающей необходимую пропускную способность в послеаварийных режимах при отключении ВЛ 500 кВ Ро АЭС-Шахты или Ро АЭС-Тихорецк, рекомендуется построить заходы ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС-Южная на ПС Ростов и установить на ПС Ростов АТ 330/220 кВ;

· строительство ВЛ 500 кВ Фролово-Ростов - второй межсистемной связи Центр-Северный Кавказ на напряжении 500 кВ;

· для обеспечения транзитных перетоков мощности через ПС Ростов после присоединения к ней ВЛ 500 кВ из ОЭС Центра необходимо строительство ВЛ 500 кВ Ростов-Брюховецкая-Крымская;

· для выдачи мощности блока №2 Ростовской АЭС предусматривается строительство ВЛ 500 кВ РоАЭС-Невиномысск.

Развитие сети 220 кВ предусматривает строительство до 2007 года ряда объектов, обеспечивающих усиление сети на отдельных направлениях, повышение надёжности и качества энергоснабжения потребителей, присоединение новых крупных потребителей:

· необходимо завершить работы по расширению ОРУ 220 кВ ПС Р-20 и Азов и включить уже построенную ВЛ 220 кВ Р-20 - Азов;

· выполнить усиление связей ОРУ 220 кВ Ростовской АЭС с сетью 220 кВ Ростовской энергосистемы, для чего рекомендуется строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Ро АЭС - ГПП-2 и ВЛ 220 кВ ВД ТЭЦ-2 - Б.Мартыновка - Сальск с ПС 220/110 кВ Б.Мартыновка;

· предусматривается строительство ВЛ 220 кВ Г-20 - Донецк, обеспечивающей второй источник питания на напряжении 220 кВ для ПС Погорелово и Донецк;

· для внешнего электроснабжения нагрузок расширяемого сталеплавильного производства Таганрогского металлургического завода предусматривается строительство ПС 220 кВ на территории завода с питающими ВЛ 220 кВ от ПС Т-10 и усиление связей Таганрогского энергорайона с энергосистемой путём строительства ВЛ 220 кВ Ростов - Т-10.

Предусматривается проведение реконструкции и техперевооружения на 14 ПС 220 кВ, где должна быть выполнена замена трансформаторов общей мощностью 2135 МВА, выключателей 220 и 110 кВ, а также коммутационного оборудования в РУ 35 и 10(6) кВ.

Строительство новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ не превышает 13 % физических объёмов, предусмотренных ШСхемой развития Ростовской энергосистемы на 2001-2005 г.г. с перспективой до 2010 годаШ. Намечено построить 171,6 км новых ВЛ 110 кВ. На 5 новых подстанциях 110 кВ, строительство которых намечено до 2007 года, предусматривается ввести 124,5 МВА трансформаторной мощности.

В Ростовской энергосистеме 870 км ВЛ 110 кВ к 2007 г. будут полностью самортизированы, из них 480 км построены на деревянных опорах, которые при нормативном сроке службы 25-30 лет, эксплуатируются от 30 до 45 лет, находятся в неудовлетворительном состоянии, а 180 км практически непригодны к дальнейшей эксплуатации.

Более 50 % основного оборудования ПС 110 кВ эксплуатируются свыше 25 лет (больше нормативного срока). Из общего числа ПС 110 кВ Ростовской энергосистемы (235 шт.) около трети требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению.

Предусмотрены значительные объёмы строительства ВЛ 0,4-35 кВ, ПС 35 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения. Суммарная мощность трансформаторов ПС 35 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ составляет 593 МВА, в том числе 580 МВА - замена самортизированного оборудования.

1.2 Современное состояние и перспективы развития ЮЗЭС

1.2.1 Краткая характеристика Юго-западных электрических сетей

Предприятие обслуживает электроустановки на территории 569 тыс.га.

Питание энергорайона осуществляется ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10, Р-40 - Т-15, Амвросиевская - Т-15.

Объём обслуживаемых электрических сетей следующий:

· ВЛ 35-220 кВ - 1380 км;

· ВЛ 6-10 кВ - 3209 км;

· ВЛ 0,38 кВ - 3640 км;

· ТП 6-10/0,38 кВ - 1530 шт.

На балансе ЮЗЭС имеются 62 подстанции напряжением 35-110 кВ с установленной мощностью 1716 тыс. кВА., в том числе:

· 35 кВ - 35 ПС - 242 тыс. кВА, в том числе 25 сельских ПС - 144 тыс. кВА;

· 110 кВ - 27 ПС - 716 тыс. кВА.

1.2.2 Объёмы нового строительства, реконструкции и техперевооружения на ПС 110 кВ ЮЗЭС в 2002 - 2005 гг.

Данные по объёмам строительства, реконструкции и техперевооружения на ПС 110 кВ ЮЗЭС в 2002 - 2005 г.г. приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1-Объёмы нового строительства, реконструкции и техперевооружения на ПС 110 кВ ЮЗЭС в 2002-2005 г.г.

Наименование ПС и объёмы работ	Год строительства	Наименование заменяемого оборудования	Количество заменяемого оборудования: трансформаторы - МВА; выключатели - шт.;
1	2	3	4
Алексеевская (замена ОД-110 кВ на выкл., ремонт строительной части);	1980	ОД - 110 кВ	2
Т-1 (строительство ПС на новой площадке)	1930	Т-1,2 110/35/6 Выкл. 110 кВ Выкл. 35 кВ Выкл. 6 кВ	80 2 9 14
Т-9(замена Т-1,2,выкл.6кВ, установка выкл. 110 кВ в цепях трансф.)	1967	Т-1,2 110/6 Выкл. 110 кВ Выкл. 6 кВ	50 2 41
Т-11 (замена Т-1,2, выкл. 110,35,6, ремонт стр. части)	1931	Т-1,2 110/35/6 Выкл. 110 кВ Выкл. 35 кВ Выкл. 6кВ	80 9 5 13
1	2	3	4
Т-13 (замена Т-1, выкл. 6 кВ, установка выкл. в цепях трансф.)	1967	Т-1 110/35/6 Выкл. 110 кВ Выкл. 6 кВ	40 2 34
Лиманная (замена ОД-110 кВ на выкл., замена КРУН-10)		Выкл. 110 кВ	1
Носово (замена ОД-110 кВ на выкл., замена КРУН-10)		Выкл. 110 кВ	1
Отрадненская (рек. с заменой ОД-110 кВ на выкл.)		Выкл. 110 кВ	1
Некрасовская (рек. с заменой ОД-110 кВ на выкл.)		Выкл. 110 кВ	2
Итого:		Трансф.110 кВ Выкл. 110 кВ Выкл. 35 кВ Выкл. 6 -10 кВ	250 23 14 102

1.2.3 Оценка состояния электрооборудования подстанций ЮЗЭС (силовые трансформаторы)

В Юго-западных электрических сетях на подстанциях эксплуатируются 105 силовых трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ (50 шт.) и 35 кВ (55 шт.) с общей установленной мощностью 1016 тыс. кВА.

Дольше всех находится в эксплуатации трансформатор ТМ-3200/35 Московского трансформаторного завода, введённый в работу на ПС Анастасиевская в 1948 году (дата выпуска 1946 год).

Данные по количеству силовых трансформаторов, установленных на подстанциях ЮЗЭС в различные десятилетия, приведены на рисунке 1.1.



Рис. 1.1-Количество силовых трансформаторов, эксплуатируемых в ЮЗЭС, в зависимости от года ввода в эксплуатацию.

Последним из установленных является силовой трансформатор ТДТН 16000/110, эксплуатируемый на ПС Чалтырь с 1994 года ( год выпуска -1994, АО ШТрансформаторШ).

Из диаграммы видно, что только 18 трансформаторов из общего числа (105) не выработали свой эксплуатационный ресурс. Самое большое количество трансформаторов было установлено в период 1976-1985 и 1966-1975 годов. Но в ЮЗЭС работают два трансформатора, срок эксплуатации которых превышает пятьдесят лет. За последние 11 лет в ЮЗЭС не было установлено ни одного силового трансформатора.

Таким образом, парк силовых трансформаторов ЮЗЭС остро нуждается в замене. Так как процесс старения приобретает лавинообразный характер, необходимо тщательно проводить испытания, диагностику и осмотры силовых трансформаторов, выявляя то оборудование, которое необходимо заменить в первую очередь.

1.2.4 Характеристика электропотребления

Данные для данного раздела взяты из годовых отчётов ОДС Юго-западных электрических сетей. По Таблице 1.2 и, построенному на её основе графику, изображённому на рисунке 1.2, можно охарактеризовать электропотребление за последние шесть лет.

С 1999 - го года по 2001 год наблюдается небольшой рост электропотребления. В последующие годы электропотребление находится практически на одном и том же уровне, если не считать спад 2003 года, который объясняется локальным перераспределением потребителей.

Рисунок 1.2-Отпуск электроэнергии потребителям по годам ( 1999 - 2005 г.г.), млн.кВтч

Таблица 1.2-Отпуск электроэнергии потребителям по годам (1999 - 2005 г.г.)

Месяцы	Отпуск электроэнергии потребителям
	Отчет за 1999г	Отчет за 2000г	Отчёт за 2001г	Отчёт за 2002г	Отчёт за 2003г	Отчёт за 2004г	Отчёт за 2005г
	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч	млн.кВт.ч
Январь	110,274	114,8	117,624	127,182	124,118	114,884	116,936
Февраль	97,447	109,152	108,543	104,044	107,439	110,781	114,967
Март	102,618	115,75	114,502	115,132	112,997	115,32	125,478
1-й квартал	310,339	339,702	340,669	346,358	344,554	340,985	357,381
Апрель	87,201	97,432	99,877	100,718	111,326	103,382	105,512
Май	86,4	93,33	92,875	89,488	93,518	92,187	95,049
Июнь	79,6	89,088	91,842	88,382	90,881	94,9	95,434
2-й квартал	253,201	279,85	284,594	278,588	295,725	290,469	295,995
1-е полугодие	563,54	619,552	625,263	624,946	640,279	631,454	653,376
Июль	88,475	86,61	95,815	98,302	95,265	97,791	99,081
Август	87,865	94,55	99,184	93,519	97,292	98,351	100,897
Сентябрь	87,419	95,461	95,814	93,859	98,281	95,14	93,75
3-й квартал	263,759	276,621	290,813	285,68	290,838	291,282	293,728
9 месяцев	827,299	896,173	916,076	910,626	931,117	922,736	947,104
Октябрь	103,711	109,107	106,963	112,463	82,013	109,853	108,989
Ноябрь	118,7	115,299	116,24	117,046	90,539	116,881	118,431
Декабрь	120,5	122,506	133,049	137,974	96,904	126,946	127,013
4-й квартал	342,911	346,912	356,252	367,483	269,456	353,68	354,433
Итого за год	1170,21	1243,085	1272,328	1278,109	1200,573	1276,416	1301,537

В таблице 1.3 приведены отчётные данные генеральных замеров за последние шесть лет, проводившихся в день годового минимума нагрузок. На основе данных генеральных замеров построены графики суточных нагрузок, которые изображены на рисунке 1.3.

Данные по генеральным замерам, проводившимся в день максимального электропотребления приведены в таблице 1.4. Графики суточных нагрузок, построенные на основе этих данных, отражены на рисунке1.4.

Таблица 1.3-Данные генеральных замеров в день годового минимума нагрузок (июнь)

Время, ч	Нагрузка, МВТ	Нагрузка, МВТ	Нагрузка, МВТ	Нагрузка, МВТ	Нагрузка, МВТ	Нагрузка, МВТ
	2000г	2001г	2002г	2003г	2004г	2005г
0	140	161	140	139	167	161
1	130	134	122	123	153	149
2	126	120	113	121	133	112
3	117	120	109	112	116	122
4	116	120	102	110	112	129
5	111	116	104	117	114	121
6	122	122	101	111	108	133
7	130	128	105	119	114	130
8	137	128	115	119	118	131
9	154	134	129	123	138	160
10	157	156	144	141	172	178
11	155	163	150	146	174	166
12	149	173	147	141	178	152
13	157	166	143	139	166	161
14	154	164	143	141	157	159
15	153	160	141	179	161	158
16	149	154	138	160	160	163
17	146	152	143	146	152	163
18	151	150	138	139	159	151
19	153	146	134	147	160	169
20	155	142	133	135	169	154
21	168	138	134	138	172	134
22	173	140	134	130	170	165
23	154	157	137	140	176	169

Рисунок 1.3-Графики суточных нагрузок в день генеральных замеров годового минимума нагрузок (июнь 2000 г. и 2005 г.)

Таблица 1.4-Данные генеральных замеров в день годового максимума нагрузок (декабрь)

Время, ч	Нагрузка, МВт	Нагрузка, МВт	Нагрузка, МВт	Нагрузка, МВт	Нагрузка, МВт	Нагрузка, МВт
	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
0	185	200	208	186	219	181
1	180	193	193	173	172	176
2	174	180	185	166	169	165
3	168	179	182	170	172	153
4	166	176	181	164	168	186
5	171	180	184	193	165	180
6	174	195	201	186	191	172
7	191	207	211	199	220	189
8	213	228	239	216	225	197
9	228	245	256	228	248	221
10	232	243	249	238	224	215
11	230	245	243	230	222	215
12	217	230	243	231	210	218
13	218	234	245	227	213	224
14	217	232	249	227	219	225
15	218	236	249	229	230	227
16	208	224	244	211	232	225
17	212	232	247	213	229	228
18	230	248	260	228	246	250
19	234	252	261	250	270	238
20	228	248	250	235	267	232
21	222	242	243	228	243	238
22	215	220	237	213	226	246
23	202	217	218	198	213	208



Рисунок 1.4-Графики суточных нагрузок в день годового максимума нагрузок (декабрь)

На основе данных таблицы 1.4 построен график, характеризующий изменение максимальной нагрузки по годам. График приведён на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5-График роста нагрузок в день годового максимума (декабрь)

Выше приведённые данные свидетельствуют о том, что рост нагрузок происходит волнообразно. Можно спрогнозировать, что к 2010 году максимум нагрузки Юго-западных электрических сетей достигнет уровня 320 -330 МВт.

Развитие курортного бизнеса, которое наблюдается в последние годы в г. Таганроге, позволяет предполагать рост нагрузок в коммунально-бытовом секторе (гостиницы, базы отдыха, кафе, развлекательные комплексы). Прогнозирование роста нагрузок может опираться на развитие мелкого предпринимательства, размеры которого растут с каждым годом (маслоцеха, пекарни, производство полуфабрикатов, колбасные цеха, производство строительных материалов).

Нельзя оставлять без внимания вероятный рост электропотребления в сельском хозяйстве и на некоторых промышленных объектах (завод ШПрессмашШ, завод ШПрибойШ, Механический завод, Кожевенный завод, завод ШКрасный КотельщикШ).

Таким образом, можно сделать следующий вывод:

- ожидается возрастание роста нагрузок Юго-Западных электрических сетей;

- в связи с процессом старения и изнашивания основного энергетического оборудования, необходимо принимать меры для замены (реконструкции) наиболее непригодных к дальнейшей работе устройств;

- повышать надёжность электроснабжения, за счёт реконструкции устройств.

2. Реконструкция ПС “Недвиговская”

2.1 Общие данные

2.1.1 Характеристика существующей ПС 35/6 кВ “Недвиговская”

Существующая подстанция Недвиговская 35/6 кВ была построена в 1964 году и предназначена для электроснабжения насосной станции водопровода г.Таганрога.

Питание подстанции осуществляется ВЛ-35кВ от ПС 110/35/10 кВ “Чалтырская” и от ПС 110/35/10 “Синявская”. Схема существующей ПС “Недвиговская” по стороне 35 кВ - одна рабочая секционированная выключателем система шин с выключателем в цепи трансформатора Т-2 и ПСН-35кВ в цепи Т-1 .

Схема РУ -6 кВ - одиночная секционированная выключателем система шин с оборудованием 8 линейных ячеек. В настоящее время эксплуатируются шесть ячеек КЛ - 6 кВ.

Данные по трансформаторам, установленным на ПС “Недвиговская” приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1-Данные трансформаторов ПС“Недвиговская”

Тип трансформатора	Напряжение, кВ	Изготовитель	Год выпуска	Год ввода в эксплуатацию
ТАМ-3200/35	35,0/6,3	Запорожский тр ный з-д	1962 г.	1964 г.
ТАМ-3200/35	35,0/6,3	Запорожский тр-ный з-д	1962 г.	1965 г.

Таблица 2.2-Данные по выключателям, установленным в РУ ПС”Недвиговская”

Напряжение кВ	Присоединение	Тип выключателя
35	МВ-35 Рогожкино	ВТ-35-630-12,5У1
35	МВ-35 Т-2	ВТ-35-630-12,5У1
35	СМВ-35	ВТ-35-630-12,5У1
6	МВ-6 Т-1	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 Т-2	ВМГ-10-630-20
6	СМВ-6	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-1	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-2	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-5	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-3	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-4	ВМГ-10-630-20
6	МВ-6 КЛ-6	ВМГ-10-630-20
6	МВ КЛ-6 РЕЗЕРВ	ВМГ-10-630-20
6	МВ КЛ-6 РЕЗЕРВ	ВМГ-10-630-20

2.1.2 Характеристика потребителей существующей подстанции 35/6 кВ “Недвиговская”

Таблица 2.3-Данные по потребителям 6 кВ ПС”Недвиговская”.

Наименование кл	Потребители
КЛ-1	Эл. двигатель насосной ст. водопровода
КЛ-2	Эл. двигатель насосной ст. водопровода
КЛ-3	Эл. двигатель насосной ст. водопровода
КЛ-4	Эл. двигатель насосной ст. водопровода
КЛ-5	Собственные нужды насосной ст. водопровода
КЛ-6	Собственные нужды насосной ст. водопровода

Из таблицы 2.3. видно, что потребителем эл. энергии является насосная станция водопровода г.Таганрога, который относится к I категории электроприёмников.

Электроприёмники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Планируется в ближайшее время рост нагрузок в следствии реконструкции водопровода и строительства НС II-го подъема производительностью 170 тыс. м3/сутки в с. Недвиговка.

2.1.3 Нагрузки ПС “Недвиговская”

Таблица 2.4-Данные генеральных замеров по ПС”Недвиговская” (зима)

Дата	Т-1, А	Т-2, А	?-я, А	КЛ-1 А	КЛ-2 А	КЛ-3 А	КЛ-4 А	КЛ-5 А	КЛ-6 А	СН А
Зима 2005	125	66	191	60	55		65			10
Зима 2004	60	120	180	60		60	50			10
Зима 2003	130	60	190	55	65		60			10
Зима 2002	65	65	130	60			60			10
Зима 2001	130	60	190	50	65		65			10
Зима 2000	60	115	175		50	65	50			10

Таблица 2.5-Данные генеральных замеров по ПС”Недвиговская” (лето)

Дата	Т-1, А	Т-2, А	?-я, А	КЛ-1 А	КЛ-2 А	КЛ-3 А	КЛ-4 А	КЛ-5 А	КЛ-6 А	СН А
Лето 2005	110	65	175	55	55		60			5
Лето 2004	120	60	180	55	55		65			5
Лето 2003	135	60	195		60	65		65		5
Лето 2002	65	120	185		65	55	60			5
Лето 2001	130	70	200	55	65	70				5
Лето 2000	110	110	220	50	55	60	50			5

На основе данных таблицы 2.4 построен график, характеризующий изменение нагрузок потребителей, присоединённых к существующей подстанции “Недвиговская”, который приведён на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1-Токовые нагрузки по 6 кВ ПС”Недвиговская” в день максимального электропотребления

2.1.4 Обоснование реконструкции ПС 35/6 кВ “Недвиговская”

Предлагается реконструировать ОРУ-35кВ ПС”Недвиговская” :

- установить 2 линейные ячейки 35кВ на ВЛ ”Синявская” и “Чалтырь” с установкой вакуумных выключателей 35кВ;

- установить вводной вакуумный выключатель 35кВ в цепи силового трансформатора Т-1;

- установить на обеих секциях шин 35кВ трансформаторы напряжения;

- заменить существующие масляные выключатели : МВ-35кВ Т-2, СМВ-35кВ, МВ-35кВ ВЛ”Рогожкино” на современные вакуумные выключатели.

Это позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей, и обеспечить бесперебойное питание электроприёмников. Так же после реконструкции появится возможность безопасного проведения ремонта СМВ -35кВ, т.к. прежняя конструктивная особенность ячейки не позволяла этого.

Замена масляных выключателей 35кВ на вакуумные обусловлена -повышением надёжности и быстродействием новых аппаратов. Вакуум как дугогасительная и изолирующая среда благодаря своим замечательным свойствам позволяет создавать коммутационные аппараты в простейшем с конструктивной точки зрения виде. Резюмируя целый ряд преимуществ вакуумных выключателей перед традиционно применяемыми в средних классах напряжения масляными и электромагнитными выключателями, можно выделить основные:

- высокая надежность;

- низкие затраты на обслуживание.

Применение вакуумной техники особенно оправданно для работы с частыми коммутациями рабочих токов, например для коммутации реакторов, конденсаторных устройств компенсации реактивной мощности промышленных дуговых печей, где присутствуют не только частые коммутации, но и довольно большой коммутируемый ток, для пусков и переключений электродвигателей мощностью от десятков до тысяч киловатт. Многие повреждения, особенно в воздушных сетях, являются по природе временными. Например, межфазное дуговое замыкание, вызванное ударом молнии или схлестыванием проводов из-за сильного ветра. В таких обстоятельствах целесообразным видится быстрое отключение аварийного участка для прекращения дугового разряда с последующим восстановлением питания аварийного участка, на котором причина возникновения замыкания к этому моменту, как правило, исчезает. Вся операция занимает доли секунды.

2.2 Расчет токов короткого замыкания

2.2.1 Общие сведения о коротких замыканиях

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

В трехфазной сети различают следующие виды КЗ:

· Трехфазные;

· Двухфазные

· Однофазные

· Двойные замыкания на землю

Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Наиболее распространенным видом КЗ являются однофазные КЗ в сетях с глухо - и эффективно заземленной нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыкания на землю, т.е. одновременное замыкание на землю различных фаз в различных точках сети, работающей с изолированной нейтралью.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

· Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

· Трехфазная сеть принимается симетричнной;

· Не учитываются токи нагрузки;

· Не учитываются ёмкости, а следовательно, и ёмкостные токи в воздушной и кабельной сетях; не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

· Не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположения точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения.

В ходе расчета определим величины токов короткого замыкания на шинах 35кВ подстанции “Синявская”, на шинах 35кВ подстанции “Чалтырь” и на шинах подстанции “Недвиговская”. В дальнейшем результаты расчета используем для выбора и проверки электрических аппаратов по условиям короткого замыкания.

Расчетный вид короткого замыкания определяем в зависимости от назначения расчета:

· Проверку на электродинамическую стойкость производим по трехфазному короткому замыканию;

· Проверку на термическую стойкость по трехфазному или двухфазному короткому замыканию;

· Проверку на отключающую способность выключателей по трехфазному короткому замыканию;

Чаще всего расчетным видом оказывается трехфазное короткое замыкание.

2.2.2 Расчёт ТКЗ

Основную схему электрической сети преобразуем к эквивалентному сопротивлению системы с данными ЭДС источника питания и приводим к шинам высокого напряжения.

На шинах 35кВ подстанций определяем трехфазное короткое замыкание и ударный ток. Результаты расчета трехфазного короткого замыкания, как наиболее тяжелого заносим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6. Результаты расчёта токов КЗ.

№ точки КЗ Режим системы	1	2	3	4
Питание от ПС”Синявская”	Максимальный режим	Х(Ом)	15,4	18,7	25,6	48,5
		I?кз(А)	1388	1144	835	441
	Минимальный режим	Х(Ом)	16,7	20	26,8	49,8
		I?кз(А)	1280	1069	798	429
Питание от ПС”Чалтырь”	Максимальный режим	Х(Ом)	20,4	16,4	9,8	45,9
		I?кз(А)	1048	1304	2187	466
	Минимальный режим	Х(Ом)	21,7	17,7	11,3	47,3
		I?кз(А)	986	1208	1893	452

1. Реактансы и токи КЗ приведены к U = 37кВ.

2. Расчёт ТКЗ выполнен в объёме настоящего проекта без учёта питания от пс”Дугино”



Рис.2.2.

Рис.2.3.

Для выбора и проверки оборудования принимаем значения полного и ударного тока трехфазного короткого замыкания.

Значения ударного тока короткого замыкания для точек:

1. 

2.

3.

4.

где

2.3 Выбор оборудования

2.3.1 Выбор и проверка выключателей 35кВ

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и отключающей способности. Выбранные выключатели проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость при токах короткого замыкания и на предельный ток включения.

Расчеты при выборе и проверке выключателей производят для того, чтобы установить соответствие их заводских характеристик условиям работы на месте установки.

Отключающая способность выключателя - способность отключать номинальный ток отключения I_н.о без выброса пламени, без превышения нормального времени и без повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе.

Отключаемые выключателем токи определяются двумя величинами, соответствующими началу расхождения дугогасительных контактов: симметричным током - эффективным значением периодической составляющей I_~ и относительным содержанием апериодической составляющей или асимметрией отключаемого тока.

Выбор выключателя будем производить по рабочему форсированному току, а проверку по полному току короткого замыкания.

Производим проверку выключателя по номинальному току, при котором выключатель предназначен для длительной работы:

Принимаем к установке:

Рис. 2.4. Вакуумный выключатель

ВБТЭ-35 III-25/630

Номинальное напряжение 35кВ

Наибольшее рабочее 40,5кВ

Номинальный ток 630А

Предельный сквозной ток

Действующее значение 10кА

Амплитудное значение 26кА

Ток термической устойчивости 10кА

Время протекания тока термической устойчивости 5с

Номинальный ток отключения 10кА

Мощность отключения 700МВ А

Собственное время выключателя с приводом

Включения 0,34

Отключения 0,05

Масса выключателя 720кг

Тип привода: ПЭМУ-50

Условие выбора по номинальному току выполняется следующим образом:

Время

где

время отключения КЗ:

где

Проверка на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам короткого замыкания:

условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где тепловой импульс тока КЗ по расчету; I_тер среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости); t_тер длительность протекания тока термической стойкости .

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающего напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя.

Условие выполняется

Проверка выключателя на отключающую способность. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

где

условие выполняется

Результаты выбора и проверки выключателя приведем в таблицу 2.7., из которой видно соответствие параметров выключателя по расчетным параметрам.

Таблица 2.7.

2.3.2 Выбор разъединителей на 35кВ

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, поэтому к ним предъявляются следующие требования:

Создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

Электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

Исключения самопроизвольных отключений;

Четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).

Условия выбора разъединителя такие же как и выключателя. Примем к установке разъединители типа:

Рис. 2.5. Разъединитель.

РДЗ-2-35/1000

Номинальное напряжение 35кВ

Наибольшее напряжение 40,5кВ

Номинальный ток 1000А

Предельный сквозной ток к.з. 64кА

Ток термической устойчивости 20кА

Масса одного полюса 75кг

Привод ПРГ-01-2Б УХЛ1

Выбор и проверка представлена в виде таблице 2.8.

Таблица 2.8

параметры разъединителяля	расчетные данные
обозначения	величина	обозначения	величина
Uн	35кВ	Uуст	35кВ
Iн	1000А	Iр.ф	81А
iпс	64000А	iуд	2300А
Iтн·tтн	1600кА•с	Вк	0,23кА•с

2.3.3 Выбор трансформатора тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальным значениям напряжения, первичного и вторичного тока (5А или 1А), роду установки (внутренняя, наружная), конструкции, классу точности и вторичной нагрузке, проверяют на термическую и динамическую устойчивость при коротком замыкании.

Класс точности выбирается по допустимой погрешности: для расчетных счетчиков класс 0,5; для щитовых приборов и для релейной защиты в пределах 10%-ной погрешности при наибольшем токе короткого замыкания, равном отключающей способности выключателя.

К установке примем трансформатор тока типа:

ТВ-35-11-300/5

Вариант исполнения 300/5

Номинальный первичный ток 300А

Сопротивление вторичной обмотки r - 0,16Ом

z - 0,1Ом

Результаты выбора и проверки трансформатора тока приведем в виде таблице 2.9.

Таблица 2.9.

каталожные параметры	расчетные данные
обозначения	величина	обозначения	величина
Uн	35кВ	Uуст	35кВ
Iн	300А	Iр.ф	81А
Кдv2*Iн>iуд	60*v2*0,3=25,5кА	iуд	2300А
(Кт*Iтн)·tтн	(10*0,3)*4=36кА•с	Вк	0,23кА•с

Расчет нагрузки по фазам приведем в таблице 2.10.

Таблица 2.10.

Тип прибора	Тип	Нагрузка ВА
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5

Сопротивление прибора

т.к. r_к=0,1 Ом, то

Принимаем длину соединительных проводов с медными жилами L=80м

где p=0,0175Ом·мм²/м

Принимаем контрольный кабель КРВГ с жилами стандартного сечения q=1,5мм²

2.3.4 Выбор трансформатора напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке; на действие токов короткого замыкания трансформаторы напряжения не проверяются.

Потери напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должны быть не более 0,5%; до измерительных приборов не более 3% при работе всех защит и приборов (при максимальной нагрузке на трансформатор напряжения).

Принимаем к установке трансформатор напряжения:

Рис.2.6. Трансформатор напряжения

НАМИ - 35 УХЛ1

Исполнение: трёхфазный, антирезонансный, масляный

Номинальное напряжение U_вн=35000:

Дополнительной обмотки 100:3

Номинальная мощность 1200 В•А

Подсчет нагрузки производим по таблице 2.11.

Таблица 2.11.

	тип	потр мощ катуш	число кат	cosц	sinц	число приб	мощность
							Р,Вт	Q,Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	2			1	3
Варрметр	Д-335	1,5	2			1	3
Счетчик	№-680	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Счетчик	№-676	3	2	0,38	0,925	1	6	14,5
всего							18	24,2

Вторичная нагрузка:



Выбранный трансформатор напряжения в классе точности 0,5 имеет номинальную мощность 360 В·А.

Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе и точности.

3. Реконструкция ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская”

3.1 Общие данные

Воздушная линия предназначена для передачи электрической энергии от источников питания к потребителям. Она состоит из трёх основных элементов: проводов, изоляторов и опор.

Провода воздушных линий. Для уменьшения потерь мощности и напряжения в электросети провода воздушных линий должны обладать возможно меньшим электрическим сопротивлением. Наряду с этим провода воздушных линий, работающие на открытом воздухе в тяжёлых атмосферных условиях (дождь, гололёд, ветер, изменение температуры), должны быть достаточно механически прочными хорошо противостоять атмосферным явлениями химическому воздействию находящихся на воздухе примесей. Механическая нагрузка на провод определяется собственным весом провода, весом гололёда и давлением ветра на провод. В настоящее время применяются сталеалюминевые провода.

Изоляторы воздушных линий - предназначены для изоляции проводов линии от опор. Для обеспечения нормальной работы линии изоляторы должны обладать хорошими электрическими и механическими свойствами. Как правило изоляторы изготавливают из фарфора и стекла. Подвесные изоляторы применяют на линиях напряжением 35кВ и выше. Из таких изоляторов составляют гирлянды. Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения линии, например для линии 35кВ в гирлянде должно быть 3 изолятора.

Опоры воздушных линий. Основным назначением опор является поддержание проводов линий на определённом расстоянии от земли, обеспечивающим безопасность людей и надёжную работу линий. Опоры подобно проводам и изоляторам работают в тяжёлых условиях.

ВЛ-35 кВ “Чалтырь - Недвиговская” служит для обеспечения энергоснабжения подстанции 35/6 кВ “Недвиговская”, питающая потребителей Таганрогского водопровода.

Год строительства ВЛ-1963,

- провод -АС-70,

- опоры - железобетонные типа ПО-35-1У, ПOТ-35-1У, УА-60.

Протяженность ВЛ-14,61 км.

Железобетонные опоры имеют продольные и поперечные трещины, более двух в одном сечении c шириной раскрытия трещин более 0,2 мм. Ремонт 92 опор потребует значительных затрат. Отдельные опоры имеют сквозные отверстия, a также изогнутость стволов опор по отношению к нормальной оси стойки, что приводит к разрушению ж/б опор.

Провод подвергался значительному гололедообразованию, имеет большое количество соединений. Восстановление провода так же несёт за собой большие капиталовложения. Арматура поражена ржавчиной, в результате старения металла происходят обрывы тяг траверс ж/б опор.

Фарфоровые изоляторы имеют скрытые трещины, сильно загрязнены. Необходимо выполнить совместно c заменой 44 опор замену 132 гирлянд изоляторов.

Количество аварийных отключений в год - 4, из них 50% приходится на весенне-летний сезон. Общее количество отключенного состояния- 25 часов.

Состав ремонтно-восстановительной бригады: эл.монтёр 6 разряда - 2 человека, эл.монтёр 5 разряда - 4 человека, 6 единиц автотранспорта.

Иски потребителей от прекращения подачи эл. энергии, моральный ущерб при несоблюдении условий договора, штрафы за потраву сельхознасаждений составляет порядка 160 т. руб.

На расчётный период 5 лет после ввода в эксплуатацию по проектируемой ВЛ предусматривается передача мощности в размере 10600 кВА.

Настоящим проектом предусматривается строительство новой ВЛ на железобетонных опорах, протяжённостью 13,535км. При запроектированной схеме питания подстанции расчётная вероятность её полного погашения после реконструкции ВЛ и ОРУ-35кВ составит 1 раз в 75 лет. При эксплуатации физически изношенной ВЛ, выработавшей эксплуатационный ресурс и без установки выключателей в ОРУ-35кВ ПС”Недвиговская” вероятность полного погашения подстанции резко возрастает и составляет по данным эксплуатации не мене 1 раза в год.

3.2 Присоединение линии к подстанциям

Начальным пунктом проектируемой линии является существующая двухцепная металлическая опора 35 кВ у ПС”Чалтырь”. Конечным пунктом проектируемой линии является существующая двухцепная ж/б опора 35кВ у ПС”Недвиговская”.

3.3 Трасса линии электропередачи

Общее направление трассы с востока на запад. В районе имеются автодороги : Ростов-Таганрог. Движение автотранспорта по дорогам с покрытием возможно в любое время года, а по грунтовым дорогам - только в зимний период и в сухое время года. Ближайшая к трассе ВЛ проходит в 0,1км от трассы.

Съезды с автодороги к трассе ВЛ на время строительства могут осуществляться по полевым дорогам.

Ближайшая железнодорожная станция г.Таганрог, имеющая возможность принять грузы, находится на расстоянии 50км.

В геологическом отношении грунты по трассе ВЛ представлены суглинками, щебнем, известняком-ракушечником, песками.

Уровень грунтовых вод колеблется в пределах от 1,0м до 5,0м от дневной поверхности. Грунтовые воды обладают средней агрессивностью по отношению к бетону нормальной плотности.

Загрязнённость атмосферы в районе трассы ВЛ соответствует II степени.

Степень агрессивного воздействия атмосферы на металлические конструкции опор ВЛ соответствует слабоагрессивной.

3.4 Расчётные климатические условия

Расчётные климатические условия для проектируемой ВЛ приняты исходя из повторяемости один раз в 25 лет.

Температура воздуха,?С

- среднегодовая - +7,9

- Максимальная - +40

минимальная - -38

- при гололёде - -5

- среднегодовая наиболее холодной пятилетки - -24

Нормативный скоростной напор ветра, ПА:

- максимальный - 560

- при гололёде - 120

Нормативная толщина стенки гололёда 20мм.

Направление гололедонесушего ветрового потока к трассе ВЛ восточной четверти.

Район интенсивности пляски проводов - II(умеренная).

Число грозовых часов в году - 90

3.5 Выбор провода

Сечение провода проверено по уточнённым нагрузкам по экономической плотности тока в соответствии с действующей методикой и нормативами плотности тока.

Расчётная нагрузка линии электропередачи на первый, пятый и перспективный год эксплуатации определена соответственно в размерах 10600 кВА.

Провод ВЛ-35кВ принимаем марки АС 95/16.

Допускаемые напряжения в проводе приняты в соответствии с ПУЭ:

- при наибольшей нагрузке и минимальной температуре - 116 Н/мм;

- при среднегодовой температуре - 87 Н/мм.

В соответствии с ПУЭ, защита от вибрации провода не требуется.

3.6 Опоры и фундаменты

Линия 35кВ”Чалтырь - Недвиговская” запроектирована на унифицированных железобетонных опорах.

Общее количество опор составляет - 125шт., из них:

- промежуточных - 105 шт.,

- анкерно-угловых - 18 шт.,

- металлических - 2 шт.

Верхние траверсы всех опор ориентированы с правой стороны по ходу линии. Стойки ж/б опор закрепляются в грунте в сверленных и открытых котлованах с заглублением их на 2,5;3,0;3,3;3,5;3,65 м.

Оттяжки ж/б опор закрепляются в грунте с помощью анкерных плит в отрытых котлованах.

3.7 Изоляция и линейная арматура

Трасса проектируемой ВЛ проходит, в основном, в районе с атмосферой II степени загрязнённости.

На участке трасса проходит в районе земледелия с применением химических удобрений.

Для участков ВЛ с загрязнённой атмосферой выбор изоляции произведён по “Инструкции по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязнённой атмосферой” с учётом опыта эксплуатации существующих ВЛ в данном районе.

Для проектируемой ВЛ-35кВ приняты изолирующие подвески проводов (гирлянды) из стеклянных изоляторов:

- поддерживающая гирлянда - 3?ПС-70Е;

- натяжная гирлянда - 4; 7?ПС-70Е;

Крепление грозозащитного троса предусмотрено:

- на промежуточных опорах - с помощью ПГН-1-5;

- на анкерно-угловых опорах - с помощью изолятора 1?ПС-70Е.

Поддерживающие зажимы провода и троса приняты глухого типа, натяжные - НЗ-2-7; НКК-1-1Б.



Рис. 3.1. Подвеска к промежуточной опоре.

1 - Узел крепления для поддерживающих подвесок;

2 - Серьга специальная;

3 - Изолятор подвесной;

4 - Ушко двухлапчатое;

5 - Зажим поддерживающий “глухой”;

6 -Балласт.

Заземление грозозащитного троса выполняется на всех опорах, где подвешен трос.

3.8 Защита от перенапряжений и заземляющие устройства

Проектируемая ВЛ проходит в районе с интенсивностью грозовой деятельности равной 90 грозовым часам в год.

В соответствии с ПУЭ защита ВЛ от прямых ударов молнии осуществляется подвеской грозозащитного троса с защитным углом 30?.

В качестве грозозащитного троса принят провод ПС-35.

Сечение грозозащитного троса на подходах к ПС проверено по термической устойчивости.

Наибольшее расчётное напряжение в тросе составляет 310 H/м. Это напряжение выбрано исходя из обеспечения габарита между проводом и тросом, необходимого по условиям защиты от грозовых перенапряжений, но не менее расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре.

Заземляющие устройства опор выбраны в зависимости от отдельных сопротивлений грунтов в соответствии с ПУЭ и выполняются вертикальными и горизонтальными заземлителями из круглой стали диаметром 16 мм.

Рис.3.2. Заземлитель из одного вертикального электрода для ж/б опор.

3.9 Организация эксплуатации

Проектируемая ВЛ-35кВ “Чалтырь - Недвиговская” протяжённостью 13,535км будет находиться в оперативном управлении диспетчера Чалтырского РЭС.

Эксплуатационное и ремонтное обслуживание ВЛ будет осуществляться силами и средствами >P”C/

После ввода линии в эксплуатацию объём ремонтно-эксплуатационного обслуживания юго-западного ПЭС возрастёт на 28 условных единиц.

3.10 Восстановление нарушенных земель и охрана окружающей среды

При разработке проекта реконструкции ВЛ учтены требования законодательства об охране природы и основ земельного законодательства РФ.

Выбор трассы ВЛ произведён в соответствии с Нормами отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750кВ.

Для принятие технически обоснованных экономичных проектных решений по строительству ВЛ изучены природные условия в районе трассы и выбраны два конкурирующих варианта трассы ВЛ.

При сравнении конкурирующих вариантов и принятии оптимального варианта трассы ВЛ учитывались предполагаемые убытки землепользователей, связанные:

- с изъятием участков земли под опоры в постоянное пользование;

- с изъятием полос земли вдоль трассы на период строительства ВЛ (во временное пользование);

- с незавершённым производством (вспашка, внесение удобрений, посев и другие работы).

Трасса выбрана с учётом обеспечения рационального использования земельных угодий и проходит, в основном, по землям, непригодным для сельского хозяйства, или по сельхозугодиям худшего качества, в обход ценных сельхозугодий, исторических памятников природы, а так же вдоль автодорог и ВЛ.

Проектом предусмотрена минимальная ширина разрубки просек полезащитных лесополос в соответствии с ПУЭ.

Земля отводимая в постоянное пользование под опоры ВЛ, должна быть восстановлена путём освоения новых земель.

Площадь земель, изымаемая в постоянное пользование и временное пользование (при установке опор и монтажа проводов), определена в соответствии с “Нормами отвода земель для электрических сетей 0,38 - 750кВ”.

Затраты на освоение земли, взамен изымаемой в постоянное пользование, и средства на возмещение убытков землепользователям предусмотрены сметой на строительство проектируемой ВЛ.

3.11 Релейная защита

На реконструируемой линии 35кВ “Чалтырь - Недвиговская” предусматривается установка релейных шкафов типа РШ-XVIA, содержащих трёхступенчатую токовую защиту, АПВ и аппаратуру управления выключателей 35кВ линии.



Рис. 3.3.Схема размещения устройств РЗ и А с указанием уставок.

Условные обозначения

ТВ1 - I ступень максимальной токовой защиты

ТВ2 - II ступень МТЗ

ТВ3 - III ступень МТЗ

АПВ - автоматическое повторное включение

3.12 Охрана окружающей среды

Проектируемая ВЛ-35кВ не является источником загрязнения окружающей среды, по условиям потерь на корону и радиопомехам удовлетворяет требованиям нормативов для населённой местности.

4. Испытания основного электрооборудования ПС

4.1 Общие сведения

В конце прошлого века появились первые электрические станции и первые электросети. Появились люди, работающие на электростанциях, подстанциях, и появились первые пользователи электроэнергией. Покупая электроэнергию, пользователи в некоторый момент могли обнаружить, что электричества нет.

С рыночной точки зрения электричество - это товар, который по договору доставляется потребителю. В договоре указывается, что электроснабжающая организация обязуется доставлять товар (электричество) непрерывно по договорной цене. В случае нарушения электроснабжения пользователи терпят убытки, и в договоре, конечно, указано, что эти убытки возмещают пользователям поставщики, то есть, электростанции и электросети.

Таким образом при нарушении электроснабжения покупателей электроэнергии продавец вынужден затратить какие-то средства на ремонт повреждённого оборудования, и ещё должен затратить средства, чтобы покрыть ущерб, нанесённый покупателю из-за перерыва электроснабжения.

Обыкновенно при нарушении электроснабжения составляется акт или другой документ, где потерпевшие перечисляют все убытки, которые им причинил перерыв в электроснабжении. Прочитав один из таких актов, вы, даже не владея высшей математикой, сможете убедиться, что в перечне убытков только малая часть - это действительно ущерб от перерыва в электроснабжении.

Экономическая целесообразность системы контроля как средства повышения надёжности состоит в том, что затраты на его проведение и стоимость ремонта или замены отбракованных конструкций оказываются меньше ущерба от аварии, который был бы причинён при выходе из строя эл. оборудования.

Запланированные для ремонта моменты времени конечно же, не совпадают с моментами выхода из строя электротехнического оборудования. Часть установленного оборудования, которая может выйти из строя в ближайшее время, можно определить после проведения предремонтных испытаний.

В эксплуатации состояние изоляции периодически контролируется при послеремонтных и профилактических испытаниях. С помощью таких испытаний выявляется не только изоляция, состарившаяся естественным путём в результате длительной работы.

Эффективность испытаний или вероятность правильного выявления дефекта при контроле не является 100% -ой. Она зависит от методик испытаний, характеристик используемой аппаратуры, а так же от выбора норм, т.е. значений измеряемых параметров, приписываемых нормальной и дефектной изоляции.

Перечень подвергаемого профилактическим испытаниям оборудования приведён в “Объём и нормы испытаний электрооборудования”.

В Нормах приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;

К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;

С - при среднем ремонте;

Т - при текущем ремонте электрооборудования;

М - между ремонтами.

Для выполнения необходимых испытаний в распоряжении СИЗПИ ЮЗЭС имеются:

- две передвижные электротехнические лаборатории (ЭТЛ-10, ЛВИ-1Г);

- стационарная испытательная установка для испытаний средств защиты;

- химическая лаборатория для выполнения анализа трансформаторного масла и электролитов;

- переносные приборы и приспособления, применяемые при выполнении испытаний и измерений.

Рис. 4.1. Лаборатория высоковольтных испытаний (ЛВИ-1Г)

4.2 Методика контроля состояния силового трансформатора