Технічне завдання на проектування

ВСТУП

Розробка проекту електричної підстанції повинна відбуватися відповідно до дійсних нормативних документів та з врахуванням офіційної національної політики в сфері енергетики.

З метою визначення основних засад і пріоритетів державної політики України в енергетичній сфері, забезпечення ефективного функціонування галузей паливно-енергетичного комплексу як основи економіки України Національною академією наук України в 2003-2004 роках було розроблено концептуальні положення та перший варіант Енергетичної стратегії України на період до 2030 року та подальшу перспективу, в яких для забезпечення максимально ефективного розвитку енергетичної сфери та підвищення якості життя населення країни до рівня кращих

світових стандартів виділяється ряд пріоритетних напрямів:

- надійне енергозабезпечення, підвищення енергетичної безпеки держави;

- підвищення енергоефективності та енергозбереження;

- модернізація і реконструкція енергетичної інфраструктури;

- структурна перебудова всього енергетичного комплексу;

- запровадження джерел енергії та технологій, що зменшують вплив на оточуюче середовище;

- реформування енергетичної сфери у відповідності з умовами ринкової економіки;

- диверсифікація джерел паливно-енергетичних ресурсів.

Відповідно до вище наведеного, проектування електричної частини енергетичних установок повинно відбуватися на високотехнічному рівні, з використанням новітніх енергозберігаючих технологій та рішень, що не загрожують життю людей та екологічній безпеці України.

Метою виконання проекту є здобуття необхідних практичних навиків з роботи з технічними, науковими та довідниковими літературою та ресурсами. А також узагальнення та закріплення здобутих знань з розділу електрична частина станцій і підстанцій для подальшого використання їх під час роботи в галузі.

Технічне завдання на проектування

Завданням є проект будівництва ПС 35/10 кВ «Лоївці» потужністю7+3,5 МВА для електропостачання споживачів садово-городнього товариства в с. Лоївці Хмельницької області з метою приєднанням до підстанції «Зелені Курилівці» а також аналіз режимів роботи електричної мережі ПАТ «Хмельницькобленерго».

Схема мережі

Рисунок 1.1- Схема існуючої мережі

Рисунок 1.2-Схема проектованої мережі

Аналіз вихідних даних і схем

Електрична мережа 35-110 кВ знаходиться на півдні Хмельницької області.

Мережа відноситься до ІІІ-го вітрового району та до ІІ-го району по ожеледі. Середньорічна температура на території, охопленій мережею, становить 9,9°С, а середньорічна тривалість гроз становить 1000 годин на рік.

Живильною підстанцією є ПС «Ярмолинці»,яку беремо за балансуючий вузол. Прохідними підстанціями є ПС «Віньківці» потужністю 5,6+j3,3 МВА, ПС «Калюсик» потужністю 1+j2 МВА, ПС «Пилипківці» потужністю 0,3+j0,2 МВА, ПС «Нова Ушиця» потужністю 7,5+j4,2 МВА, ПС «П.Хребтіївські» потужністю 1,9+j1,5 МВА, ПС «З.Курилівці» потужністю 1,6+j1,2 МВА.

Підстанції з’єднані наступними лініями зв’язку: «Ярмолинці-Віньківці» проводом АС-150/24, довжиною 30.32 км, «Віньківці-Калюсик» проводом АС-150/24 довжиною 13 км, «Калюсик-Пилипківці» проводом АС-150/24 довжиною 7,69 км, «Пилипківці- Нова Ушиця» проводом АС-150/24 довжиною 10,8 км, «Нова Ушиця-П.Хребтіївські» проводом АС-120/19 довжиною 17,5 км, «П.Хребтіївські-З.Курилівці» проводом АС-70/11 довжиною 8,7 км, «З.Курилівці-Лоївці» двоколовою лінією виконаною проводом АС-120/19 довжиною 10 км.

ПС «Лоївці» буде живитися від ПС «Зелені Курилівці». Для цього на ПС «Зелені Курилівці» планується встановити трансформатор потужністю 4МВА який буде живити шину 35 кВ.

Споживачі, які будуть отримувати живлення від шин підстанції 10 кВ на 100% складають ІІІ категорію надійності від потужності підстанції.

Розрахунок режиму мінімальних навантажень

Мінімальний режим – це режим, при якому споживачі характери­зуються мінімальним споживанням електроенергії. В мінімальному режимі бажана напруга на шинах споживачів повинна бути близькою до 1,03U_ном

Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.4. Результати розрахунку режиму наведені у додатку. Г.

Таблиця 4.4 Напруги у вузлах режиму мінімальних навантажень

Аварійний режим №1.

Вимкнено один трансформатор на підстанції «Лоївці»

У цьому режимі усе навантаження припадає на один трансформатор. Результати розрахунку цього режиму наведені у додаток Е. Цей режим характеризується збільшенням втрат активної потужності та напруги, порівнюючи з максимальним режимом навантаження. Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.7.

Таблиця 4.7-Напруги у вузлах аварійного режиму №1

Аварійний режим №2

Вимкнено лінію 7 (між ПС «З.Курилівці» і ПС «Лоївці»)

Цей режим є дуже важким, тому що уся потужність буде протікати по одній лінії. Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.10.

Результати розрахунку цього режиму наведені у додатку. Ж.

Таблиця 4.10-Напруги у вузлах аварійного режиму №2

Cхеми заміщення

Для розрахунку струмів короткого замикання складаємо схеми заміщення, яка зображена на рисунку 5.2.

Рисунок 5.2-Схема заміщення прямої послідовності

Розрахунок теплового імпульсу.

Розрахунок теплового імпульсу проводимо за формулою:

[5.1.5]

де .- час вимкнення, складається з часу дії основного релейного захисту та часу вимкнення вимикача .

[5.5.2]

де = 0.1c – час дії релейного захисту;

– повний час вимкнення вимикача [c ].

Повний час вимкнення для вакуумних вимикачів (ВН) – 0.075с, а для вакуумних (НН) – 0.055с.

-сторона ВН 35 кВ:

;

-сторона НН 10 кВ:

.

Оскільки поблизу місця КЗ не розміщені генератори, то значення періодичної складової струму для будь-якого моменту часу І_пτ можна вважати рівним значенню періодичної складової струму в початковий момент часу I_по.

Отримані результати розрахунку зведено в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2-Значення аварійних та робочих струмів ПС «Лоївці»

	(кА)	(кА)	(кА)	іУ (кА)	Вк (кА2 ∙с)	(кА)
Шини ВН	1,01	0,1558	7,58	1,617	0,184	1,01
Шини НН	1,61	0,509	3,53	2,805	0,42	1,61

Вибір ізоляторів.

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

За значенням номінальної напруги з каталогових даних [2, таблиця 5.7.] вибираємо полімерний ізолятор марки ИСП-4/20-4. Номінальні параметри ізолятора наведені в таблиці 6.1.

Таблиця 6.1-Параметри опорного ізолятора РУ-10 кВ

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

,

[6.3]

де F_розр ― сила, що діє на ізолятор, Н; F_доп ― допустиме навантаження на головку ізолятора, Н.

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

(Н).

Допустиме навантаження ізолятора визначається як:

(Н),

де F_руйн = 4000 ― мінімальне значення згинаючої сили, при якій відбувається руйнація ізолятора, Н (табл. 6.1.). Перевіряємо ізолятор згідно умови [6.3]:

Умова виконується.

На високій стороні РУ, згідно [1, табл. 4.2.1, ст. 376], гнучкі шини приєднуємо до арматури підвісних ізоляторів марки ЛК-70/35-А4. Для забезпечення запасу механічної та електричної міцності підвісних ізоляторів, що призначені для жорсткого кріплення гнучких шин, їх кількість вибираємо на одиницю більшу від кількості зазначеної в таблиці, а саме 9.

Вибір вимикачів на стороні НН

Таблиця 7.2-Вибір вимикачів на стороні НН

	Каталожні дані
Розрахункові дані	Вимикач ВР35НТ
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
Іmax=274 А	Іном=1000 А
Іпt » Іп0=2,264 кА	Івідкл.ном=20 кА
іаt = 3,21кА
іуд = 4.379 кА	ігр.наск=52 кА
ВК= 846 кА2×с

Значення β_ном = 0,3, для часу t = t_{с в} + t_з = 0,05 + 0,01 = 0,06 (с).

Рисунок 7.1.2-Розріз вибраного вимикача.

Вибір розрядників

Для захисту від дій на ізоляцію атмосферних і короткочасних внутрішніх перенапруг електроустаткування на підстанції встановлюємо розрядники.

Таблиця 7.2-Розміщення, тип та параметри розрядників на ПС

Вибір вимірювальних приладів

На підстанції для контролю, обліку та спостереження координат режимів роботи електричної мережі використовуються контрольно-вимірювальні прилади, які наведені в таблиці7.3.

Для електричного відокремлення силових кіл від вимірювальних приладів та живлення оперативних кіл ПС використовуються вимірювальні трансформатори. Використана методика вибору вимірювальних трансформаторів взята з [3, п. 4.11.] та реалізована в пунктах 7.3. та 7.4. даного проекту.

На підстанції слід встановлювати наступні вимірювальні прилади:

на двообмотковому трансформаторі встановлюємо на стороні ВН – амперметр, на стороні НН – амперметр, ватметр, лічильники активної та реактивної енергії. На стороні 10 кВ на кожній секції шин встановлюємо вольтметр для вимірювання між фазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На лініях 35 кВ – амперметр, варметр та фіксуючий прилад для визначення місця КЗ.

На лініях 10 кВ до споживачів встановлюємо амперметр, лічильник активної та реактивної енергії. На секційних вимикачах встановлюємо амперметр.

На стороні 10 кВ встановлюємо на кожній секції шин вольтметр для вимірювання між фазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На трансформаторі власних потреб з боку НН встановлюємо амперметр та лічильник активної енергії.

На стороні 35 кВ встановлюємо вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг реєструючий, фіксуючий прилад, осцилограф і амперметр в колах вимикачів трансформаторів.

Таблиця 7.3-Електровимірювальні прилади підстанції

Рисунок7.1-Контрольно-вимірювальні пристрої на підстанції «Лоївці».

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатор напруги призначений для пониження рівня напруги до стандартної величини 100 В, або 100 В, та відокремлення вимірювальних кіл та релейного захисту від кіл високої напруги.

Трансформатори напруги вибирають за такими умовами:

-за напругою установки U_уст. ≤ U_ном.;

-по конструкції і схемі з’єднання обмоток.

Перевірку виконують:

-по вторинному навантаженню S_2нав. ≤ S_ном,

де S_2нав - навантаження всіх вимірювальних приладів;

S_ном. - номінальна потужність у вибраному класі точності.

Вибір трансформаторів напруги на стороні ВН.

На стороні ВН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в таблиці 7.4.

Таблиця 7.4.1-Вторинне навантаження трансформатора напруги.

Загальна потужність навантаження: S_S= В×А.

З каталога [ ] вибираємо трансформатор напруги типу ЗНОЛЄ-35 УХЛ2.1, його параметри наведені в табл. 7.8.

Параметри трансформатора напруги

Таблиця 7.4.2

Тип	U1ном., кВ	U2осн. , В	U2дод., В	S2ном., ВА	Клас точності
ЗНОЛЄ-35 УХЛ2.1	35/	100/	100/3		0.5

Перевірка вибраного трансформатора напруги:

S_ном(3ф) =3·100=300 В×А > S₂= 18,5 В×А

Вибір трансформаторів напруги на стороні НН.

На стороні НН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в таблиці. 4.11.

Таблиця 7.4.3-Вторинне навантаження трансформатора напруги

Сумарне вторинне навантаження S_S= В×А.

З каталога [1] вибираємо трансформатор напруги типу НОЛ.08-10УТ, його параметри вказані в таблиці. 4.12.

Таблиця 7.4.4-Параметри трансформатора напруги

Перевірка вибраного трансформатора напруги:

S_ном=3 × 100 = 300 В×А S_S2 = 165,34 В×А.

Вибір трансформаторів струму

Вибір трансформаторів струму проводимо:

- по напрузі РП ;

- по довготривалому струму .

де – номінальний первинний струм трансформатора струму.

Перевірку виконуємо:

- на термічну стійкість за умовою ;

- за електродинамічною стійкістю ;

- за вторинним навантаженням .

На стороні ВН вибираємо трансформатор струму типу ТФЗМ-110-1У1 згідно [2 табл. 5.9]. Параметри трансформатора струму наведені в таблиці. 7.5.1

Таблиця 7.5.1-Параметри трансформатора струму

Вибраний ТС перевіряємо по навантаженню вторинних кіл, яке для вибраного трансформатора струму не повинно перевищувати номінальне значення Z_2ном = 1,2 Ом, при якому трансформатор відповідає своєму номінальному класу точності.

Визначаємо опір приладів за формулою:

, (7.5.1)

де Sприл – потужність, що споживається приладами найбільш завантаженої фази (табл. 7.5); І₂ном – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора (табл. 7.7).Навантаження вторинних кіл можна визначити за виразом:

, (7.5.2)

де ― сумарний опір контрольно-вимірювальних приладів, Ом; ― сумарний опір з’єднувальних провідників, Ом; (0.1) ― сумарний опір контактних з’єднань у вторинних колах ТС, значення прийнято приблизно для випадку під’єднання двох приладів (більше двох-трьох приладів), Ом.

Опір з’єднувальних провідників залежить від їх довжини і перерізу та матеріалу, з якого виконані жили провідників. Для ПС 35 кВ і нижче застосовуються провідники з алюмінієвою жилою, питомий опір яких становить

r_AL = 0,0283 (мкОм×м). Значення довжини провідників для РУ-35кВ приймаємо приблизно рівним ― l_пров. = 55 м (згідно з [7, ст. 375]).

Тоді мінімальний переріз провідників, при якому забезпечується номінальний клас точності, визначається як:

(7.5.3)

З умов забезпечення механічної міцності алюмінієвих провідників, вибираємо контрольний кабель АКВРГ з січенням жили 4 мм². Тоді опір проводів:

Опір навантаження згідно з (7.5.2):

;

Перевірка вибраного трансформатора струму:

Трансформатор струму задовільняє умови перевірки.

На стороні НН вибираємо трансформатор струму типу ТЛМ-10-ІУ3, згідно [2 табл. 5.9]. Параметри трансформатора струму наведені в таблиці. 7.5.2

Таблиця 7.5.2-Параметри трансформатора струму

Використовуючи дані з табл.7.5 та табл.7.8 за (7.1)

Приймаємо опір контактів r_к = 0,1 та . Тоді за (7.5.3) мінімальний переріз проводу при якому забезпечується заданий клас точності.

Переріз алюмінієвих провідників приймаємо 6 мм². Тоді опір проводів:

Опір навантаження згідно з (7.2): ;

Перевірка вибраного трансформатора струму:

.

Трансформатор струму задовільняє умови перевірки.

Вибір акумуляторної батареї

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

Згідно норм технологічного проектування понижуючих підстанцій 35-10 кВ на підстанціях з оперативним постійним струмом рекомендується встановлювати одну акумуляторну батарею 220 В.

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

де U_швп = 230 (В) ― напруга на шинах ВП, В; U_пз = 2,15 (В) ― напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі підзарядки, В.

Кількість елементів акумуляторної батареї в режимі максимального заряду визначається як:

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

В режимі аварійного розряду напруга на елементі зменшується до 1,75 В, в цьому випадку кількість елементів акумуляторної батареї визначається як:

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

Типовий номер батареї N вибираємо по умові:

N ≥ 1,05 ∙ І_ав / j = 1,05 ∙ (15 / 25) =0,63

де І_ав ― струм усталеного півгодинного аварійного розряду (І_ав= 15 А; j ― допустимий струм аварійного розряду А/N, приведений до першого номера акумулятора (25А/N при температурі електроліта 25 С).

N приймаємо рівним 1.

Вибираємо акумуляторну батарею CН-1.

Схема акумуляторної установки показана на рис.9.1.

Рисунок 9.1-Схема акумуляторної установки. I – кола управління і сигналізації; II – аварійне освітлення, електродвигуни; III – електромагніти ввімкнення.

Планування основного виробництва

План основного виробництва включає:

а) розрахунок втрат потужності і електроенергії:

Втрати електроенергії визначаються для кожної лінії електропередач і трансформаторів з врахуванням фактичного часу роботи обладнання протягом року, що розрахований при складанні плану ремонтів основного обладнання.

DW = DРconst × Троб + DРvar × ,

де DР_const, DР_var – відповідно втрати потужності постійні і змінні, МВт;

Т_роб – фактичний час роботи обладнання протягом року, год;

– час максимальних втрат, год.

Визначаємо час максимальних втрат:

=(0,124+10^-4Т_нб)² × 8760= 4965,8 год

Отже,

DW = 0,334 × 10³ × 8760 + 2,577 × 10³× 4965,8 = 19,61 млн. кВт× год .

б) планування пересиланна електроенергії. Складання електробалансу мережного району.

Планування виробничої програми і складання електробалансу району мереж включає в себе визначення корисного відпуску електроенергії споживачам з шин підстанції, що входить до складу електромережі.

W_від=∑Р_{max і} ∙ ∑T_{max i} ,

де P_max – потужність навантаження, МВт;

Т_max – кількість годин використання на рік максимальної потужності мережі, год

W_від=129,504∙10³∙6724=870,78 млн. кВт∙год.

Оскільки в даній мережі відсутня електростанція, то всю необхідну електроенергію отримуємо від енергосистеми.

де – надходження потужності в мережу від системи, МВт;

– кількість годин використання на рік максимальної потужності мережі, год.

132,42× 103× 6724 = 890,39 млн. кВт× год .

Результати розрахунку вводимо в таблицю. 10.1.1.

Таблиця 10.1.1-Баланс електроенергії в мережі

Продовження таблиці 10.1.1

Планування праці і заробітної плати

Розрахунок чисельності персоналу підприємств електричних мереж проводиться на основі нормативів чисельності, що затверджені Міністерством енергетики та електрифікації України.

Персонал електричних мереж включає:

· чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування підстанцій 35 кВ і вище;

· чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування повітряних ліній електропередач;

· чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування РП;

· чисельність персоналу з ремонту і технічного обслуговування кабельних ліній;

· чисельність персоналу з функціями розподілу та контролю;

· чисельність персоналу енергоінспекції;

· чисельність персоналу з ремонту, технічного релейного захисту, автоматики, проведення електровимірів;

· чисельність персоналу з оперативно-диспетчерського управління;

· чисельність персоналу з загального керівництва.

Виходячи з нормативів чисельності, визначається розрахункова чисельність персоналу підприємства електричних мереж.

Розрахунок чисельності персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування підстанції, а також ліній електропередач заносимо в табл. 10.2.1.

Таблиця 10.2.1-Розрахунок чисельності персоналу

Визначена сумарна чисельність персоналу підприємства коректується за допомогою коефіцієнту k = 1,05, що враховує умови експлуатації

На основі вибраної організаційної структури і розрахованої нормативної чисельності працівників, КФС та службовців складаємо штатний розпис підстанції у вигляді таблиці.10.2.2.

Таблиця 10.2.2-Штатний розпис підстанції

У відповідності із встановленими посадовими окладами та тарифними ставками розраховуємо фонд оплати праці.

Оплата праці та матеріальне стимулювання керівників структурних одиниць, філій, представників, що входять до складу державних компаній, підприємств та організацій Міненерго проводиться відповідно до галузевої угоди між Міненерго України і Центральним комітетом профспілки працівників енергетики та електротехнічної промисловості і колективного договору підприємства.

Працівникам галузі встановлюються наступні доплати:

· за роботу у важких і шкідливих умовах до 12%, за роботу в особливо важких і шкідливих умовах (4%; 8%; 12%);

· за роботу у багатозмінному режимі-(20%-40%);

· за керівництво бригадою-(15%)

· за класність водіям(10%)

· за стаж роботи.(1-3 роки -10%; 3-5років -20%; 5-10 років -30%; 10-15 років -35%);

та надбавки:

· за високу професійну майстерність (до 20%);

· за виконання особливо важкої роботи за певний час (до 50%).

За конкретні результати роботи працівникам виробничої сфери встановлюється премія, розмір якої залежить залежить від багатьох факторів.

Максимальний розмір премії становить 75%.

Таблиця 10.2.3-Розрахунок фонду оплати праці

Середня місячна заробітна праця розраховується за формулою:

де ФОП – нарахування до річного фонду оплати праці, тис.грн;

п – кількість працівників, чол.

Планування витрат на технічне обслуговування електричних мереж

В ринкових умовах ціна товару визначається попитом і пропозицією. Але електричні мережі є природним монополістом, тому держава повинна контролювати та стримувати зростання цін на послуги електричних мереж. Мережна складова (за магістральними і розподільними мережами) в середньому відпускному тарифі для споживачів займає 25%.

Тому при визначені цін на послуги електричних мереж необхідно планувати мінімальні або «нормативні» витрати на технічне обслуговування електричних мереж, що визначаються параметрами електричних мереж (довжина ліній електропередачі різної напруги, кількість, потужність, напруга трансформаторних підстанцій), чинним законодавством України та чинними нормативними документами, за якими регламентується обсяг робіт з технічного обслуговування електричних мереж.

Річні експлуатаційні витрати на технічне обслуговування електричних мереж включають в себе наступні економічні елементи:

· матеріальні витрати – В_м;

· витрати на оплату праці – В_оп;

· відрахування на соціальні заходи – В_с.з;

· амортизаційні відрахування – В_ам;

· інші витрати – В_ін.

а) амортизаційні відрахування

Амортизаційні відрахування розраховуємо в табл. 10.3.1 за балансовою вар<