Реконструкция системы электроснабжения аэропорта города Мурманска

Наталья Царева

Реконструкция системы электроснабжения аэропорта города Мурманска

В выпускной квалификационной работе рассматривается реконструкция системы электроснабжения аэропортового комплекса «Мурманск», расположенного в городском поселении Мурмаши. В работе произведен расчет нагрузок потребителей аэропортового комплекса, выбраны силовые трансформаторы, посчитаны токи короткого замыкания, выбраны коммутационные аппараты. Рассмотрен вопрос заземления и молниезащиты. Оценены технико-экономические показатели проекта.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

ID: 5f639d74ab53930001fb2fe6

UUID: 8d128d30-db39-0138-ad2c-0242ac180003

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 56

12.52

Наталья Царева

Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

Комментировать 0

Рецензировать 1

Скачать - 1,8 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ПетрГУ) Физико-технический институт Кафедра энергообеспечения предприятий и энергосбережения ТЕМА Реконструкция системы электроснабжения аэропорта города Мурманска квалификационная работа на соискание степени «Бакалавр» по направлению: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Выполнила: студентка 4 курса физико-технического институт, гр. 21419 Царева Наталья Олеговна Научный руководитель: доцент, к. ф.–м.н., Тихомиров Александр Андреевич 1 июня 2020 г. Петрозаводск 2020

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит 63 страницы, 9 рисунков, 17 таблиц, 14 источников. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, НАГРУЗКИ, ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, АППАРАТУРА, ЗАЗЕМЛЕНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТА. В выпускной квалификационной работе рассматривается реконструкция системы электроснабжения аэропортового комплекса «Мурманск», расположенного в городском поселении Мурмаши. В работе произведен расчет нагрузок потребителей аэропортового комплекса, выбраны силовые трансформаторы, посчитаны токи короткого замыкания, выбраны коммутационные аппараты. Рассмотрен вопрос заземления и молниезащиты. Оценены технико-экономические показатели проекта. 2

Содержание ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................................................................. 5 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ .......................................................................................................................... 7 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ОБЪЕКТОВ АЭРОПОРТОВОГО КОМПЛЕКСА ........................................................................................................................................... 12 2.1. Определение электрических нагрузок группы объектов............................................................ 12 2.2. Определение электрических нагрузок всего аэропортового комплекса. .................................. 15 2.3 Определение электрических нагрузок потребителей особой группы I категории ................... 18 3.КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.............................................................................. 20 4. ВЫБОР КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПИТАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ ............................................................................................................... 21 5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ И МАРКИ ПРОВОДОВ ПИТАЮЩЕЙ ВЛ – 35 кВ......................................... 24 6. ОСОБЕННОСТИ РАСПОЛОЖЕНИЯ ПИТАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ ОКОЛО АЭРОДРОМА . 26 7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ............................ 27 7.1 Выбор числа и мощности трансформаторов .................................................................................... 27 7.2. Выбор типа трансформаторов ....................................................................................................... 30 7.3 Выбор отходящих кабелей распределительной сети ................................................................... 31 8. ВЫБОР ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ ............................................... 34 9. ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. ................................................................................................. 36 9.1 Расчетная схема и схема замещения.............................................................................................. 36 9.2. Расчёт токов к.з. ............................................................................................................................. 37 10. ПРОВЕРКА КАБЕЛЕЙ НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ ....................................................... 42 11. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ ........................................ 44 12. ВЫБОР АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ................................................. 47 13. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ ............................................................................ 51 13.1 Общие требования......................................................................................................................... 51 13.2 Расчет заземления ......................................................................................................................... 52 13.3 Расчет молниезащиты ................................................................................................................... 54 14. РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СИСТЕМУ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ АЭРОПОРТА ..................................................................................................................................................................... 55 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................................................... 62 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ................................................................................. 63 3

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ АВР – автоматическое включение резерва АТБ – авиатехническая база БПРМ – ближний приводной радиомаяк ВЛ – воздушная линия ВПП – взлётно-посадочная полоса ГРМ – глиссадный радиомаяк ГСМ – горюче-смазочные материалы ДПРМ – дальний приводной радиомаяк КДП – командно-диспетчерский пункт КЛ – кабельная линия КРМ – курсовой радиомаяк КТП – комплектная трансформаторная подстанция МГА – Министерство гражданской авиации НГЭА РФ – Нормы годности к эксплуатации гражданских аэродромов РФ ОВИ – огни высокой интенсивности ОМИ – огни малой интенсивности ОМТС – отдел материально-технического снабжения ОРЛ – обзорный радиолокатор ПдРЦ – передающий радиоцентр ПРЛ – посадочный радиолокатор ПРЦ – приёмный радиоцентр ПУЭ – Правила устройства электроустановок РСБН – радиотехническая система ближней навигации РСП – радиосредства посадки РТО – радиотехническое оборудование РУ – распределительное устройство СДП – стартовый диспетчерский пункт ССО – светосигнальное оборудование ТП – трансформаторная подстанция УВД – управление воздушным движением 4

ВВЕДЕНИЕ Аэропорт, как эксплуатационное предприятие гражданской авиации, является специфическим и ответственным потребителем электроэнергии. В отношении обеспечения надёжности электроснабжения электроприёмников, аэропорт и в целом аэродромный комплекс являются потребителями I категории. В соответствии с характером нагрузок и действующими нормами по электроснабжению аэродромов, снабжение электроэнергией оперативных потребителей в аэропорту должно производиться от двух независимых взаиморезервирующих источников электропитания. Целью выпускной квалификационной работы является реконструкция системы электроснабжения аэропорта в посёлке Мурмаши в непосредственной близости от г.Мурманска. Актуальность данной работы – увеличение мощности воздушного транспортного узла в связи с его предстоящей реконструкцией. Существующая программа развития аэропорта на 2019-2025 г. предполагает увеличение объема перевозок воздушным транспортом до 1 250 000 пассажиров в год. В работе рассматривается комплекс вопросов, связанных с решением этой проблемы. Большинство объектов аэропорта составляют электроприёмники особой группы I категории, бесперебойное электроснабжение которых должно предусматривать наличие трёх независимых взаиморезервирующих источников питания, в число которых входят автоматизированные дизель-генераторы. Несмотря на значительные величины суммарных установленных мощностей электроприёмников, в их составе имеется большое число групп потребителей с незначительной единичной мощностью, рассредоточенных по всей территории аэропортового комплекса. Проектируемая схема электроснабжения таких электроприёмников должна обеспечивать их надёжную работу путём обеспечения взаиморезервирования питания. Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач: 1. Расчет нагрузок аэропортового комплекса. 2. По результатам расчёта нагрузок осуществить выбор числа и мощности силовых трансформаторов питающей подстанции 35/10 кВ, 3. 4. Выбор сечений проводов для ВЛ–35 кВ и условий её прокладки. С учётом особенностей работы аэропортового комплекса выбрать место 5

расположения питающей подстанции, выбрать её главную электрическую схем 5. Выполнить расчёт токов короткого замыкания в соответствии с условиями присоединения к питающему источнику. По результатам расчёта произвести выбор основного электротехнического оборудования подстанции 35/10 кВ, 6. Для питания потребителей особой группы I категории сделать выбор автоматизированных дизель-генераторов. Рассмотреть вопросы компенсации реактивной мощности. 7. подстанции. 8. Произвести расчёт контура защитного заземления, молниезащиты Рассмотреть технико-экономические вопросы разработки системы электроснабжения аэропорта. При выполнении дипломного проекта использованы материалы эксплуатационнотехнических служб аэропорта “Мурманск”. 6

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ В таблице 1.1 приведены подробные данные об основных потребителях электроэнергии аэропортового комплекса с указанием их категории по надёжности электроснабжения, установленной мощности объектов различных категорий, максимальной потребляемой мощности, средневзвешенных коэффициентов использования Ки , коэффициентов мощности cos  и tg . Источник питания системы электроснабжения аэропорта – шины 35 кВ районной подстанции. Мощность короткого замыкания на шинах 35 кВ районной подстанции Sк.з. = 850 МВА. Расстояние от районной подстанции до аэропорта l = 8 км. Аэропорт осуществляет свою деятельность круглогодично. Годовое число часов использования максимума нагрузки Т м  6500 ч / год. По площади аэропортового комплекса вся нагрузка распределена равномерно. Предельно допустимая реактивная нагрузка на шинах ГПП 10 кВ Qмах.доп  1500 квар. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки отдельных объектов аэропортового комплекса К0 = 0,95. 7

Таблица 1.1  исходные данные о потребителях Наименование объектов потребителей № КДП,ПРЦ АТБ,мачта1 1 аэрод.колонки ОВИ-I,МК-135 2 КРМ-2 ОВИ-I,МК-315 На ВПП (направлении) точного захода на посадку I категории Категория по надёжности эл.надёжности Допустимое время перерыва в эл.питании, с 15¹ Iособ I I² Наличие дизельного резерва Да 60 15¹ Iособ Да 30 15¹ Iособ Да СДП-2,РСБН I² I 4 БПРМ-2, КРМ-1 I² 5 ДПРМ-2 Iособ 15¹ Да 6 ОРЛ Iособ 15¹ Да 15¹ Да 15¹ Да ГРМ-2, 3 ПРЛ, 7 РСП,Пеленгат. I Ср.ав.воз.связи 30 60 15¹ Iособ Да 30 Iособ 60 Iособ 8 ГРМ-1, СДП-1 9 БПРМ-1 Iособ 15¹ Да 10 ДПРМ-1 Iособ 15¹ Да I² I 30 60 Аэровокзал, Лабор.корпус осв.,мачты 2,3 аэрод.колонки Штаб, КНС, осв.,Пож.депо, База механизац Гостиница 11 12 Котельная 13 ОМТС,АТБ, мачта 4 ГСМ, IIводоподъём 14 15 Наличие АВР и место его установки и напряжение I АВР-0,4 КДП, РУ-0,4кВ 265 АВР-0,4 РУ-0,4кВ 50 50 30 40 165 120 30 10 106 АВР-0,4 РУ-0,4кВ АВР-0,4 РУ-0,4кВ 30 40 I 60 – АВР-0,4 А/вокзал, РУ-0,4кВ II Вкл.резервного питания дежурным персоналом – АВР-10 РУ-10кВ I 60 – АВР-0,4 РУ-0,4кВ – – 210 – – 376 Да АВР-0,4 РУ-0,4кВ II Вкл.резервного питания дежурным персоналом II ПдРЦ 17 Очистные сооружения III не более 24 час. – – 18 Водозабор II Вкл.резервного питания дежурным персоналом – – Iособ 15¹ III 80 АВР-0,4 РУ-0,4кВ АВР-0,4 СДП, РУ-0,4кВ II 80 200 АВР-0,4 РУ-0,4кВ АВР-0,4 РУ-0,4кВ АВР-0,4 ПРЛ, РУ-0,4кВ Iособ 96 АВР-0,4 СДП, РУ-0,4кВ 16 ¹ Установленная мощность эл.установок объектов I, I, II, III категорий, кВт 642 550 513 100 30 530 При подаче электроэнергии от двух внешних источников к ТП указанных объектов, установленных на аэродроме, имеющем в своём составе ВПП точного захода на посадку I категории, время переключения питания с одного источника на второй должно быть не более: при установке АВР на низкой стороне 0,4 кВ – 1 с; при установке АВР на высокой стороне – 5 с. ² Электроснабжение КРМ и ГРМ, установленных на аэродроме, имеющем в своём составе ВПП точного захода на посадку I категории, должно осуществляться от трёх источников. 8

Продолжение таблицы 1.1 № 1 Наименование объектов потребителей КДП,ПРЦ АТБ,мачта 1, Суммарная установлен мощность объектов, кВт Iособ II III кВт Средневзве шенный коэффиц. использова ния, Ки 260 180 0,66 ОВИ-I,МК-135 КРМ-2 3 ОВИ-I,МК-315 ГРМ-2, СДП-2,РСБН 280 БПРМ-2, КРМ-1 80 ДПРМ-2 40 130 Средневзве шенный cos  tg 0,87 0,56 70 2 5 I Суммарная максимал. мощность объектов, 80 361 аэродром.колонки 4 Максимальная потребляемая мощность эл.установок объектов I, Iособ, II, III категорий , кВт 110 40 0,75 0,92 0,42 70 0,89 200 130 0,66 0,5 24 64 40 0,65 0,9 0,48 30 30 0,65 0,9 0,48 6 ОРЛ 165 140 140 0,83 0,94 0,36 7 ПРЛ, РСП,Пеленгатор 30 150 80 Сред.авиа.воз.связи 8 9 110 0,65 0,48 7 ГРМ-1, СДП-1 116 БПРМ-1 30 0,9 75 68 0,61 0,9 0,48 24 24 0,65 0,9 0,48 10 ДПРМ-1 40 30 30 0,65 0,9 0,48 Аэровокзал, 11 12 13 Лаборатор.корпус освещен.,мачты 2,3 аэродром.колонки Штаб, КНС, освещен.,Пож.депо, База механизации, Гостиница Котельная 642 512 512 0,66 0,82 0,69 0,82 550 513 420 390 420 0,66 390 0,7 0,69 0,85 0,61 14 15 16 ОМТС,АТБ, мачта 4 210 ГСМ, IIводоподъём 376 ПдРЦ 100 160 160 0,71 0,9 0,48 315 315 0,78 0,9 0,48 70 70 0,65 0,9 0,48 17 18 Очистные сооружения 30 Водозабор 530 30 30 0,82 0,87 0,55 460 460 0,82 0,9 0,48 9

На структурной схеме (рис. 1.1) изображена взлетно-посадочная полоса и здание аэропортового комплекса, а также ТП, действующие в настоящее время (ТП 1, 2, 3, 6, 12). Рис. 1.1 Cтруктурная схема аэропорта Мурманск. Рис.1.2 Схема сетей 10/0,4 аэропортового комплекса Оборудование, эксплуатируемое в настоящее время аэропортовым комплексом выработало свой технический ресурс в 25 лет. В связи с чем требуется его замена. 10

В таблице 1.2 отражено оборудование, установленное в ТП 1: Таблица 1.2 Оборудование ТП 1. Источниками независимого электропитания потребителей первой и второй категории обеспечивается наличием генераторных установок (ДЭС) в ТП. Дизель генераторы, установленные в ТП в настоящее время: АСДА, Ярославский моторный завод (ЯМЗ) 1993 года выпуска. В настоящее время их состояние оценивается как требующее замены, в связи с выработкой своего собственного технического ресурса (По данным электротехнической службы аэропорта износ оборудования составляет100%). 11

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ОБЪЕКТОВ АЭРОПОРТОВОГО КОМПЛЕКСА 2.1. Определение электрических нагрузок группы объектов Расчёт электрических нагрузок объектов аэропортового комплекса выполнен в соответствии с [1,4], с помощью метода упорядоченных диаграмм. В табл. 2 сведена определённая группа объектов электроприёмников до 1000 В. Для каждого объекта из табл.1 исходных данных указывается суммарная номинальная мощность, коэффициент использования Ки и коэффициенты мощности cos и tg. Ниже приведен пример расчёта нагрузок для одной группы электроприёмников. В соответствии с методом упорядоченных диаграмм при известных установленных мощностях электроприёмников каждого объекта, находится средняя активная и реактивная мощности нагрузки за наиболее загруженную смену для каждого объекта: Рсм = Ки  Рном (2.1.1) Qсм = Рсм  tg . (2.1.2) Результаты вычислений заносятся в табл. 2.1.1 и затем суммируются. Рсм = 426,2 кВт, Qсм = 245,46 кВт. Находится групповой коэффициент использования для этой группы объектов: Ки  P cм P  426, 2  0, 66 642 (2.1.3) ном Находится отношение номинальной мощности наибольшего электроприёмника к номинальной мощности наименьшего Pном.max 375   25 Pном.min 15 (2.1.4) Так как результат больше трёх, то по рекомендациям [10] эффективное число электроприёмников определяется по формуле: nэ  2 Pном Pном.m аx  2  642  3, 4 375 (2.1.5) 12

При nэ = 3,4 и Ки = 0,66 по рис. 2.2. [10] определяем коэффициент максимума К м = =1,2 для активной мощности и учитывая, что nэ меньше 10, то в соответствии с практикой проектирования принимаем К'м = 1,1 для реактивной мощности. Расчётная максимальная нагрузка данной группы объектов находится по формулам: Pmax = Км   Рсм (2.1.6) Qmax = 1,1 Qсм (2.1.7) Pmax = 1,2  426,2 = 511,44 кВт, Qmax = 1,1 245,46 = 270 квар. Зная активную и реактивную расчетную мощность можно найти полную расчетную мощность нагрузки данной группы объектов по формуле: 2 2 Smax  Pmax  Qmax  511,442  2702  578,33 кВ  А (2.8) Результаты расчета сведены в таблицу 2.1.1. 13

Таблица 2.1.1  Расчёт электрических нагрузок группы объектов Наименование электропотребителей Руст , кВт Рном, кВт Ки cos tg Pсм, кВт Qсм, квар Sсм, кВА nэ Км К'м Pmax, кВт Qmax, квар Smax, кВА 1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 12 13 Аэровокзал 375 375 0,7 262,5 160,12 307,48 - - - - - Лабораторный корпус 142 142 0,6 85,2 51,97 99,8 - - - - - Аэродромные колонки 50 50 0,4 20 20,4 28,57 - - - - - Мачта №2 30 30 0,85 30 - - - - - - - Мачта №3 30 30 0,85 30 - - - - - - - Наружное освещение 15 15 0,5 7,5 12,97 14,98 - - - - - 642 0,66 5 0,85 0,61 0,85 0,61 0,7 1,02 1,0 0 1,0 0 0,5 1,73 0,82 0,69 426,2 245,46 5,5 1,2/1,1 511,44 270 578,33 ∑ 14

2.2. Определение электрических нагрузок всего аэропортового комплекса. Для остальных электропотребителей всего аэропорта расчетная нагрузка 0,4 кВ определяется аналогично, результаты расчетов отражены в табл. 2.2.1. Полная расчётная мощность нагрузки на напряжении 0,4 кВ аэропортового комплекса составляет: 2 2 Smax0,4  Pmax0,4   Qmax0,4 (2.2.1) Где Р max 0,4   3498 кВт, Q max 0,4   1803, 73 квар; Smax 0,4   4037,56 кВ·А. Расчётная активная нагрузка предприятия, приведённая к шинам 10 кВ питающей подстанции,: Pмах,10 =КП  К0  Pмах0,4 (2.2.2) где Кп – коэффициент потерь в трансформаторах ТП-10/0,4 кВ и кабельных Рmax0,4  3498 кВт, линиях 10 кВ, принимаем Кп =1,02 [2]; К0 – коэффициент одновременности максимумов нагрузки отдельных потребителей, К0 = 0,95 – задано в исходных данных. мах,10  1,02  0,95  3498  3391,5 кВт Реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ: Qмах,10     0  Qмах 0,4 , (2.2.3) Где К'п - коэффициент потерь реактивной мощности, принимаем К'п = 1,2 [2]; К0 – коэффициент одновременности максимумов нагрузки , К0 = 0,95. Qмах,10  1,2  0,95 1803,73  2056,25квар 15

Расчётная полная мощность предприятия, приведённая к шинам 10 кВ питающей подстанции: 2 2 Sмах,10  мах 3391,52  1500 2  3966,16 кВ  А, ,10  Qмах.доп  где Qмах.доп – предельно допустимая реактивная нагрузка на шинах 10 кВ питающей подстанции в часы максимума нагрузки, Qмах.доп  1500 квар . Реактивная мощность, полученная расчётным путём, для всего аэропортового комплекса составила: Qmax,10 = 2056,25 квар. Эта мощность превышает допустимую реактивную мощность, установленную энергосистемой, поэтому требуется установить компенсирующие устройства. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2.1. 16

Таблица 2.2.1  расчет электрических нагрузок аэропорта № 1 3 4 Qсм, квар Sсм, кВA 361 238,26 133,42 130 130 97,5 280 280 80 Суммарная установлен мощность объектов, КДП,ПРЦ АТБ,мачта 1, 361 аэродром.колонки 2 Рсм, кВт Наименование объектов потребителей ОВИ-I,МК-135 КРМ-2 ОВИ-I,МК-315 ГРМ-2, СДП-2,РСБН БПРМ-2, КРМ-1 кВт Рном, кВт Рмах, кВт Qмах, квар Sмах, кВA 273,07 260 146,76 298,56 40,95 105,75 110 45,05 118,87 184,8 92,4 206,61 200 101,64 224,34 80 52 24,96 60,12 64 27,45 69,64 5 ДПРМ-2 40 40 26 12,48 28,84 30 13,72 32,99 6 ОРЛ 165 165 136,95 49,3 145,55 140 54,23 150,14 7 ПРЛ, РСП,Пеленгатор 150 150 105 50,4 116,47 110 55,44 123,18 Сред.авиа.воз.связ 8 ГРМ-1, СДП-1 116 116 69,6 33,4 77,2 75 36,74 83,52 9 БПРМ-1 30 30 19,5 9,36 21,63 24 10,29 26,12 10 ДПРМ-1 40 40 26 12,48 28,84 30 13,72 32,99 Лаборатор.корпус освещен.,мачты 2,3 аэродром.колонки Штаб, КНС, освещен.,Пож.депо База механизации, Гостиница 642 642 426,2 245,46 506,97 512 270 578,33 550 550 363 250,47 441,03 420 275,51 502,3 13 Котельная 513 513 359,1 219,05 420,64 390 240,95 458,43 14 ОМТС,АТБ, мачта 4 210 210 149,1 71,56 165,38 160 78,71 178,31 15 ГСМ, водоподъём 376 376 293,28 140,7 325,28 315 154,77 350,97 16 ПдРЦ 100 100 65 31,2 72,1 70 34,32 77,96 17 Очистные сооружения 30 30 24,75 13,61 28,24 30 14,97 33,53 18 Водозабор 530 530 434,6 208,6 482,07 460 229,46 514,05 3498 1803,73 4037,56 Аэровокзал, 11 12 Итого 17

2.3 Определение электрических нагрузок потребителей особой группы I категории Расчёт электрических нагрузок электропотребителей особой группы I категории определяется аналогично методом упорядоченных диаграмм [1,4], результаты расчётов сведены в таблицу 2.3.1 Этот расчёт необходим в дальнейшем для выбора третьего независимого источника питания – автоматизированных дизель-генераторов. Для огней высокой интенсивности (ОВИ): Рсм = Ки  Рном = 0,8580= 68 кВт , Qсм = Рсм  tg = 68 0,42 = 28,56 квар, . Pmax = Км   Рсм = 80 кВт Qmax = 1,1 Qсм = 1,1 28,56 = 31,41 квар 2 2 Smax  Pmax  Qmax  702  31, 412  76,72 кВ  А 18

Таблица 2.3.1  Расчёт электрических нагрузок потребителей особой группы I категории Наименование потребителей особой группы I категории Руст, кВт Рном, кВт Ки cos tg Pсм, кВт Qсм, квар Sсм, кВА Км К'м Pmax, кВт Qmax, квар Smax, кВА 1 2 3 4 6 7 8 10 11 12 13 КДП,ПРЦ 96 96 0,6 57,6 35,13 67,47 1,2/1,1 80 38,64 88,84 ОВИ-I (МК-135°) 80 80 0,85 68 28,56 73,75 1,2/1,1 70 31,41 76,72 ОВИ-I (МК-315°) 80 80 0,85 68 28,56 73,75 1,2/1,1 70 31,41 76,72 БПРМ-1 30 30 0,5 15 9,15 17,57 1,2/1,1 24 10,06 26,02 ДПРМ-1 40 40 0,5 20 12,2 23,43 1,2/1,1 30 13,42 32,86 БПРМ-2 30 30 0,5 15 9,15 17,57 1,2/1,1 24 10,06 26,02 ДПРМ-2 40 40 0,5 20 12,2 23,43 1,2/1,1 30 13,42 32,86 ОРЛ 165 165 0,85 140,25 58,9 152,12 1,2/1,1 140 64,79 154,3 ПРЛ 30 30 0,5 5 0,85 0,61 0,92 0,42 0,92 0,42 0,85 0,61 0,85 0,61 0,85 0,61 0,85 0,61 0,92 0,42 0,85 0,61 15 9,15 17,57 1,2/1,1 30 10,06 31,64 10 10 0,5 0,85 0,61 5 3,05 5,86 1,3/1,1 7 3,35 7,76 100 100 0,5 0,85 0,61 50 30,5 58,61 1,3/1,1 70 33,55 77,62 Средства аиационной воздушной связи ПдРЦ 19

3.КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Компенсация реактивной мощности (КРМ)  это один из основных способов увеличения пропускной способности линий электропередачи, повышения энергоэффективности и снижения потерь электроэнергии распределительных в сетях аэропортового комплекса. Ее компенсацию целесообразно рассматривать как с физической, так и с экономической точки зрения. Ведь чем больше реактивная мощность предприятия, тем больше энергии нужно передать сетевой организации, чтобы электроустановки потребителя полноценно выполняли свою работу. Поэтому в договоре по энергоснабжению в зависимости от класса напряжения устанавливаются ограничения по предельно допустимому коэффициенту реактивной мощности. Для сетей напряжением 35 кВ он не должен превышать 0,4. Так как в нашем случае, tgcр больше 0,4, то требуется компенсация реактивной мощности. Для этого используются конденсаторные батареи. Расчетную реактивную мощность компенсирующего устройства определим из соотношения: Qкр =α Pp (tgφ-tgφк ) (3.1) Где α , коэффициент, учитывающий повышение сosφ естественным способом, принимается 0,9; Pp  расчетная активная мощность, из раздела 2.2 принимаем 3392 кВт; tgφ, tgφк  коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации . Qкр =0,93392 (0,51-0,4)= 336 кВар. Для компенсации реактивной мощности устанавливаем на шинах 10кВ питающей подстанции две одинаковые конденсаторные батареи УКРМ-04-300 У3 ВРУ-1 IP31, Qку.ф = 300 кВар. 20

4. ВЫБОР КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПИТАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ Экономически обоснованным является предварительный выбор наиболее выгодного напряжения питания подстанции, определяемого по формуле Илларионова [5]: U эк  1000 1000   33,77 кВ. 500 2500 500 2500   L P 8 3,07 (4.1) Где P – активная мощность, МВт, L  длина воздушной линии, км. Принимаем для проектируемой подстанции напряжение 35 кВ. Значительную долю потребителей аэропортового комплекса составляют потребители I, Iособ, II категорий надёжности электропитания, следовательно, в соответствии с ПУЭ [6] питание должно осуществляться не менее чем от двух независимых источников. Поэтому на питающей подстанции 35/10 кВ принимаем к установке два трансформатора. Мощность одного трансформатора: Sт,ном  S, расч.  S , расч.  S мах,10 n  ,доп ........................................... (4.2) 3966,16  2832,97кВ  А 2  0,7 где nт = 2 – количество трансформаторов; βт,доп = 0,7 – коэффициент загрузки трансформаторов. Выбираем ближайшую большую номинальную мощность трансформатора [6] Sт,ном = 4000 кВ·А Определим фактический коэффициент загрузки данных трансформаторов по формуле:  ,факт.   ,факт.  S мах,10 2  S ,ном 3966,16  0,496 . 2  4000 В послеаварийном режиме коэффициент допустимой перегрузки β т,ав.доп не должен превышать величину 1,4 [6]. При этом подразумевается, что один из трансформаторов выведен в ремонт (т.е не эксплуатируется в данный момент). 21

 ,ав.доп   ,ав.доп  S мах,10 n  1  S ,ном ; 3966,16  0,99  1,4 . 4000 Исходя из этого, можно сделать вывод, что трансформатор мощностью 4000 кВ·А удовлетворяет требованиям ПУЭ [6] по условию работы как в нормальном, так и в аварийном режиме работы. Выбираем стандартный силовой трансформатор типа ТМН–4000/35 номинальной мощностью Sт,ном = 4000 кВ·А . Это трехфазный двухобмоточный трансформатор, с масляным охлаждением и естественной циркуляцией масла; имеет устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Данные трансформатора отобразим в таблице 4.1. Таблица 4.1  Технические данные трансформатора Номинальная мощность Sном  4 МВ  А; U ВН  35 кВ; Напряжение обмоток U НН  11 кВ; Потери холостого хода Px  5, 6 кВт; Потери короткого замыкания Pк  33,5 кВт Напряжение короткого замыкания U к  7,5 %; Ток холостого хода I х  0,9 %. Потери активной и реактивной мощности в данном трансформаторе:      2,факт  З ; (4.3)   5,6  0,496 2  33,5  15,45 кВт Q  (    2,факт  uк ) Q  (0,9  0,496 2  7,5 ) S,ном 100 (4.4) 4000  109,8 квар. 100 В двух трансформаторах потери составляют: 22

2  2 15,45  30,9 кВт, 2Q  2 109,8  219,6 квар. Расчётная максимальная нагрузка предприятия с учётом потерь в трансформаторах питающей подстанции, приведённая к напряжению 35 кВ, составляет: Sмах,35  Sмах,35    2    (Qмах.доп  2Q ) 2 , 2 мах ,10  3391,5  30,9  2 (4.5)  (1500  219, 6) 2  4289,94кВ  А 23

5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ И МАРКИ ПРОВОДОВ ПИТАЮЩЕЙ ВЛ – 35 кВ Так как на проектируемой подстанции установлено два трансформатора, то питание аэропорта необходимо осуществлять по двум линиям. Определим ток нормального режима работы одной цепи ВЛ –35 кВ. Iмах  S max,35 2 3  Uном  4289,94  44, 21А, 2 3  35 (5.1) где Sмах.35 – расчётная максимальная нагрузка аэропорта на шинах 35 кВ подстанции 35/10 кВ. На основании рекомендаций ПУЭ сечение провода определим по экономической плотности тока Sэк . Экономическое сечение провода: Sэк  где Jэк I max 44, 21   44, 21мм2 , J эк 1, 0 (5.2) - экономическая плотность тока, для голых аллюминиевых проводов составляет: Jэк = 1,0 А/мм2. Наиболее близкое стандартное сечение Sст  50 мм2 . Выбираем провод марки АСК – 50/8,0 с наружным диаметром d = 9,6 и длительно допустимым током Iдоп = 210 А. АСК – сталеалюминиевый провод с защищённым от коррозии стальным сердечником (изолирован двумя лентами полиэтилентерефталатной плёнки и под лентами покрыт нейтральной смазкой повышенной термостойкости). Данный провод соответствует ГОСТу 839-2019. При выборе данного провода учитывается его способность работать в послеаварийном режиме. Iав = 2  Imax = 2  44,21 = 88,42 A. I ав  88, 42 A  I доп  210 А ; В послеаварийном режиме сталеалюминиевый провод нагрузку выдерживает. Cоглсно рекомендациям ПУЭ [6] , гибкие проводников, напряжением 35 кВ и выше должны проверяться по условию короны. Когда начальная напряженность электрического поля достигает максимальных значений, то возникает коронарный разряд, измеряемый в кB/cм: 24

Е0  30,3  m  (1  Где m– это коэффициент, 0,299 ), r0 который (5.3) учитывает гладкость провода, для многопроволочных проводов принимаем m  0,82 . Принимаем радиус провода r0  0,5 cм , тогда: 0,299 )  35 кВ/см. 0,5 напряженности электрического поля Е 0  30,3  0,82  (1  Для определения у поверхности нерасщепленного провода воспользуемся следующей формулой: E 0,354  U , Dср r0  lg r0 (5.4) где U – линейное напряжение, U  35 кВ ; Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, по таблице принимаем Dср = 2,5 м. Провода не будут контактировать, если максимальная напряженность у любого провода будет не более : E 0,354  35  9,2 кВ/см. 2,5 100 0,5  lg 0,5 1,07Е  0,9 Е0, 1,07  9,2 = 9,9 < 0,9  35 = 31,5. Таким образом, провод АСК – 50/8,0 подходит по условию короны. Потери напряжения определим по формуле: ∆𝑈 = ∆𝑈 = 𝑃 ∙ 𝑟0 ∙ 𝑙 ∙ +𝑄 ∙ 𝑥0 ∙ 𝑙 𝑈ном 3392 ∙ 0,31 ∙ 8 + 2056 ∙ 0,42 ∙ 8) = 424 В 35 ∆𝑈 = 1,2% Где P – активная мощность,кВт, Q – реактивная мощность, квар, r0  активное сопротивление линии, Ом/км, x0  индуктивное сопротивление линии Ом/км. 𝑙 – длина линии, км 𝑈ном – номинальное напряжение, кВ. Таким образом, выбираем провод АСК 50\8. 25

6. ОСОБЕННОСТИ РАСПОЛОЖЕНИЯ ПИТАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ ОКОЛО АЭРОДРОМА Определяющими при выборе места расположения питающей подстанции 35/10 кВ являются требования удалённости от границы ВПП в зоне подходов опор воздушных ЛЭП. Поэтому общепринятая в гражданском электроснабжении методика, базирующаяся на определении центра электрических нагрузок [1] и размещении питающей подстанции вблизи этого центра, в случае проектирования системы электроснабжения аэропорта не может быть применена, так как центр электрических нагрузок неизбежно должен попасть в запрещённую зону ВПП. В связи с этим питающая подстанция размещена в указанном на плане аэропорта месте, вынесенном за пределы ВПП (1,8 км от границы ВПП) и согласованном с руководством аэропорта. Прокладка ВЛ около аэродрома должна быть согласована с Северо-Западным межрегиональным территориальным управлением воздушного транспорта Федерального агентства воздушного транспорта (СЗ МТУ Россавиации). Согласованию подлежит строительство всех ВЛ, проходящих на расстоянии менее 10 км, и ВЛ, проходящих на расстоянии от 10 до 30 км от аэродрома, если высота верхних точек их опор превышает абсолютную отметку у аэродрома более чем на 50 м. Расположенные в границах полос воздушных подходов ВЛ не должны по своей высоте (с учётом рельефа местности) выходить за пределы плоскости, ограничивающей высоту препятствий. В зоне подходов ВЛ должны быть удалены от границы ВПП не менее чем на 4 км. Эти расстояния могут быть уменьшены до 1 км, когда высоковольтные линии по всей ширине воздушных подходов закрыты другими препятствиями (зданиями, складками рельефа местности, лесными массивами) и не создают помех в работе радионавигационных устройств. Вне зоны воздушных подходов ВЛ должны быть удалены от ВПП не менее чем на 1 км[11]. 26

7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 7.1 Выбор числа и мощности трансформаторов Выбор трансформаторов по удельной плотности нагрузки, широко применяемый в проектной практике на промышленных предприятиях, в условиях проектирования системы электроснабжения аэропортового комплекса неприемлем, ввиду большого территориального разброса потребителей и требованием их удалённости от ВПП [14,15]. В связи с этим для выбора числа и мощности трансформаторов будем рассматривать каждый потребитель индивидуально. По рекомендациям ПУЭ применяем к установке во всех КТП по два трансформатора, т.к. на данном предприятии преобладает нагрузка I и II категории. При преобладании нагрузки I категории для трансформаторных КТП коэффициент загрузки трансформаторов должен лежать в пределах т.доп = 0,65  0,7 , поэтому для большинства КТП принимаем т.доп. = 0,7; для II категории коэффициент загрузки трансформаторов должен лежать в пределах т.доп = 0,7  0,8 поэтому принимаем т.доп. = 0,8; для III категории – в пределах т.доп = 0,9  0,95 , поэтому принимаем т.доп. = 0,95 [4] стр. 103. Мощность отдельного трансформатора определяем из условия: Sт,ном  S, расч.  S мах ....................................... (7.1.1) n   ,доп где nт = 2 – количество трансформаторов Для группы объектов №1 суммарная максимальная полная мощность S мах  298,56 кВ·А. S, расч.  298,56  213, 26 кВ  А, 2  0, 7 т,доп. = 0,7 – объекты I категории. Для данной группы №1 выбираем ближайшую большую номинальную мощность трансформатора Sт,ном  250 кВ·А Для остальных групп объектов результаты расчётов выбора трансформаторов КТП сведены в табл.11. Определим фактический коэффициент загрузки трансформаторов по формуле: 27

 .факт   ,факт.  S , расч 2  S ,ном ; (7.1.2) 213,26  0,43 . 2  250 Коэффициент допустимой перегрузки в аварийном режиме:  ,ав.доп  S , расч n  1  S ,ном ...................................... (7.1.3) Допустимая перегрузка:  ,ав.доп  213,26  0,85  1,4 . 250 Аналогично сделан расчёт коэффициентов загрузки для остальных КТП и результаты расчётов приведены в таблицу 7.1.1. 28

Таблица 7.1.1  Выбор числа и мощности трансформаторов КТП № 1 Наименование объектов потребителей № КТП Sмах, кВ·A βт,доп nт Sт,расч, кВ·A Sт,ном, кВ·A βт,факт βт,ав.доп КДП,ПРЦ АТБ,мачта 1, 1 298,56 0,7 2 213,26 250 0,43 0,85 2 118,87 0,7 2 84,9 100 0,42 0,85 3 224,34 0,7 2 160,24 160 0,5 1,0 аэродром.колонки 2 3 ОВИ-I,МК-135 КРМ-2 ГРМ-2, СДП-2,РСБН 4 БПРМ-2, КРМ-1 4 69,64 0,7 2 49,74 63 0,395 0,79 5 ДПРМ-2 5 32,99 0,95 1 34,73 40 0,78 0,78 6 ОРЛ 6 150,14 0,7 2 108,24 160 0,345 0,67 7 ПРЛ, РСП,Пеленгатор 7 123,18 0,7 2 87,99 100 0,44 0,88 Сред.авиа.воз.связи 8 ГРМ-1, СДП-1 8 83,52 0,7 2 59,66 63 0,47 0,95 9 БПРМ-1 9 26,12 0,7 2 18,66 25 0,37 0,75 10 ДПРМ-1 10 32,99 0,95 1 34,73 40 0,78 0,78 11 578,33 0,7 2 400,15 400 0,5 1,0 ЦРП 502,3 0,8 2 313,94 400 0,39 0,785 13 458,43 0,7 2 327,45 400 0,41 0,82 14 178,31 0,8 2 111,44 160 0,35 0,7 15 350,97 0,8 2 219,36 250 0,44 0,88 Аэровокзал, 11 12 13 14 15 Лаборатор.корпус освещен.,мачты 2,3 аэродром.колонки Штаб, КНС, освещен.,Пож.депо, База механизации, Гостиница Котельная ОМТС,АТБ, мачта 4 ГСМ, Iiводоподъём 16 ПдРЦ 16 77,96 0,7 2 55,69 63 0,44 0,88 17 Очистные сооружения 17 33,53 0,95 1 35,29 40 0,78 0,78 18 Водозабор 18 514,05 0,8 2 321,28 400 0,4 0,8 29

7.2. Выбор типа трансформаторов К установке предлагаются трансформаторы марки ТС (трансформатор с сухой изоляцией не защищенного исполнения, без кожуха). Так как выбор масляных трансформаторов при их меньшей стоимости предполагает ведение масляного хозяйства. [7]. Каталожные параметры трансформаторов приведены в таблице 7.2.1 Таблица 7.2.1  Каталожные данные трансформаторов № КТП Тип тр-ра Sт,ном, кВ·A Рхх, кВт Ркз, кВт uк, % Iх, % 10 ТС–25/10 25 0,135 0,6 4,5 3,2 5,9,17 ТС–40/10 40 0,19 0,88 4,5 3,0 4,8,16 ТС–63/10 63 0,265 1,28 4,5 2,8 2,7 ТС–100/10 100 0,365 1,97 4,5 2,6 3,6,14 ТС–160/10 160 0,565 2,65 4,5 2,4 1,15 ТС–250/10 250 0,82 3,7 4,5 2,3 11,13,18 ТС–400/10 400 1,05 5,5 4,5 2,1 Схема и группа соединения обмоток Y / Y – 0 Рис. 7.2.1 Предполагаемое размещение ТП. 30

7.3 Выбор отходящих кабелей распределительной сети Распределительную сеть от ЦРП до отдельных КТП–10/0,4 кВ выполняем по радиально-магистральной схеме. Двухтрансформаторные КТП получают питание по двумя отдельными кабельными линиями, каждая из которых способна выдерживать нагрузку не только в нормальном, но и в аварийном режиме. Для избирательности отключения трансформатора при его повреждении, с учётом повышенных требований к надёжности электропотребителей аэропорта, устанавливаем вакуумные выключатели. Кабельные линии 10 кВ прокладываем в грунте (в траншеях, блоках). Сечения кабельной линий 10 кВ, согласно рекомендациям ПУЭ, выбирается по экономической плотности тока. Проверяется нагревом рабочим током в двух режимах: в нормальном и послеаварийном. Для окончательного выбора сечения необходимо проверить выбранное сечение по термической стойкости к токам короткого замыкания [8]. Рассмотрим выбор сечения питающего кабеля к КТП–10/0,4 кВ. Расчётная нагрузка на стороне 10 кВ КТП–1 составляет, как показано выше, величину 213,26 кВ·А (таблице 7.1.1), тогда в нормальном режиме расчетный ток: I расч  S расч 3 U ном  213, 26  14,3 А 3 10 (7.3.1) Согласно ПУЭ экономическая плотность тока определяется исходя из часов годового числа часов использования максимума нагрузки. В нашем случае это 6500 ч/год. Для кабелей с бумажной и проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляции с алюминиевыми жилами, при количестве часов больше чем 5000 jэк = 1,2 А/мм², табл.1.3.36 [5]. Экономически целесообразное сечение кабеля: S  I расч J эк  14,3  11,9 мм2 1.2 (7.3.2) Выбираем ближайшее стандартное сечение кабеля: S  16 мм2 . Для других кабелей расчет ведется аналогичным образом. В соответствии с ГОСТ 18410-73 предварительно принимаем к установке на отходящие присоединения кабель ААШв. Его токопроводящие жилы из алюминия, покрыты индивидуальной изоляцией из бумаги, пропитанной специальным составом. Пространство между токопроводами заполняется бумажными жгутами. Проверим предварительно выбранный кабель по нагреву рабочим током: 31

I расч  14,3 А  Iдл.доп  87 А В нормальном режиме кабель нагрузку выдерживает. В послеаварийном режиме длительно допустимый ток составит: I дл допав  I доп 1,3  87 1,3  113,1 А. Максимальный ток в послеаварийном режиме: I расчmax ав  I расч  2  14,3 2  28, 6 А. I расчmaxав  28, 6 А  I дл допав  113,1 А Потери напряжения определим по формуле: ∆𝑈 = ∆𝑈 = 𝑃 ∙ 𝑟0 ∙ 𝑙 ∙ +𝑄 ∙ 𝑥0 ∙ 𝑙 𝑈ном 213,2 ∙ 1,94 ∙ 0,6 + 146,76 ∙ 0,068 ∙ 0,6) = 30 В 35 ∆𝑈 = 0,03% Где P – активная мощность,кВт, Q – реактивная мощность, квар, r0  активное сопротивление линии, Ом/км, x0  индуктивное сопротивление линии Ом/км. 𝑙 – длина линии, км 𝑈ном – номинальное напряжение, кВ Для остальных КТП расчет произведен аналогичным образом, результаты отображены в таблице 7.3.1. 32

Таблица 7.3.1  Результаты выбора сечения кабелей 10 кВ № Назначение линии Характеристика и номер КТП 1 КДП,ПРЦ,АТБ КТП-1 (2250) ОВИ-I,МК-135 КРМ-2 ОВИ-I,МК-315 ГРМ-2 4 Нагрузка на КТП, Кабель 𝑙, км Сечение проводящей жилы, мм2 ∆𝑈,% 213,26 0,6 16 0,03 КТП-2 (2100) 84,9 0,4 16 0,05 КТП-3 (2160) 160,24 0,5 16 0,13 БПРМ-2,КРМ-1 КТП-4 (263) 49,74 0,5 16 0,04 5 ДПРМ-2 КТП-5 (140) 34,73 0,2 16 0,01 6 ОРЛ КТП-6 (2160) 108,24 0,3 16 0,05 7 ПРЛ,РСП КТП-7 (2100) 87,99 0,02 16 0,04 8 ГРМ-1,СДП-1 КТП-8 (263) 59,66 0,3 16 0,03 9 БПРМ-1 КТП-9 (225) 18,66 0,4 16 0,01 10 ДПРМ-1 КТП-10 (140) 34,73 0,4 16 0,02 11 Аэровокзал КТП-11(2400) 400,15 0,4 35 0,12 12 Штаб ЦРП (2400) 313,94 0,1 35 0,04 13 Котельная КТП-13(2400) 327,45 0,1 35 0,02 14 ОМТС,АТБ КТП-14(2160) 111,44 0,4 16 0,07 15 ГСМ КТП-15(2250) 219,36 0,2 16 0,05 16 ПдРЦ КТП-16 (263) 55,69 0,4 16 0,04 17 Очистные сооружения КТП-17 (140) 35,29 0,5 16 0,03 18 Водозабор КТП-18(2400) 321,28 0,6 35 0,03 2 3 Sрасч, кВ·A 33

8. ВЫБОР ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ На подстанции 35/10 кВ устанавливаем два трансформатора ТМН – 4000/35. Питание подстанции происходит по двухцепной ВЛ–35 кВ от районной подстанции, которая находится от аэропорта на расстоянии 8 км. Схему подстанции выбираем ориентируясь на категории надёжности и мощности потребителей, характер их нагрузок. Главная схема электрических соединений подстанции выбрана с учетом количества присоединений на каждом напряжении [9]. Общие требования, предъявляемые к построению главных схем электрических соединений подстанции: - надёжность; - автоматичность; - эксплуатационные удобство; - экономическая целесообразность. Главная схема электрических соединений должна обладать высокой надёжностью, то есть она должна обеспечивать в аварийном и ремонтном режимах: - выдачу в сеть низшего напряжения максимально возможной мощности; - сохранение в аварийном режиме необходимого количества электрических связей достаточной пропускной способности на высшем напряжении, поддерживающих устойчивость электропередачи в целом; - сохранение транзитов мощности в различные пункты электрической сети на высшем напряжении На современных подстанциях схема электрических соединений должна обеспечивать полную автономность работы, то есть она должна функционировать без вмешательства оперативного персонала, даже если он в это время присутствует на подстанции. Эксплуатационное удобство схемы должно обеспечивать предельную простоту и чёткость построения схемы, тем самым сводя к минимуму влияние человеческого фактора, т.к чем проще используемая схема, тем соответственно меньше количество ошибок со стороны персонала. Эконмическая целесообразность  это реализация на подстанции всех нужных функций с минимальным капиталовложением. 34

Открытое распределительное устройство 35 кВ выполняется по унифицированной типовой схеме: два блока с выключателями и неавтоматической (ремонтной) перемычкой со стороны линии. Это наиболее экономичная схема с учетом отходящих присоединений. Она применяется на ответвленных и тупиковых подстанциях. Для упрощения коммутационных схем, схем релейной защиты, а также снижения токов короткого замыкания, при построении схемы электроснабжения рассматриваем раздельную работу линий и трансформаторов. Восстановление потребления электроснабжения происходит с помощью простейших схем автоматики. W-2 W-1 ОРУ-35 кВ Uном=35кВ Т-2 Т-1 ВС-10 Uном=10кВ КРУ-10 кВ Рис. 8.1 Главная схема питающей подстанции. 35

9. ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. 9.1 Расчетная схема и схема замещения Расчёты токов короткого замыкания необходимы для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей ОРУ – 35 кВ и КРУ – 10 кВ, а также для выбора и расчётов уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики. Учитывая то, что работа подстанции 35/10 кВ предполагается с раздельным включением питающих трансформаторов и линий электропередачи, расчёты токов к.з. выполнены для схемы, когда один из трансформаторов питается по одноцепной ВЛ – 35 кВ от системной подстанции, находящейся на расстоянии 8 км. На рис.9.1.1 приведена расчётная схема для определения токов к.з., на рис.9.1.2 её схема замещения. Uс = 35 кВ ВЛ – 35 кВ l = 8 км Zc Zвл К1 1 ОРУ – 35 кВ Т–1 К2 Zт КЛ – 10 кВ l = 0,6 км К3 К2 КРУ – 10 кВ Zкл ЦРП – 10 кВ Рис.9.1.1. Расчётная схема. Рис.9.1.2. Схема замещения. 36

9.2. Расчёт токов к.з. Расчёт будем производить в относительных единицах. По методическим указаниям из [5,7] напряжение на шинах системной подстанции принимаем неизменным U с  const . За базисные значения принимаем: Sб  Sкз  850 МВ  А; U б1  37, 0 кВ; U б 2  10, 5 кВ. Найдем базисный ток по формуле: Iб1  Sб 850   12, 76 кА; 3  U б1 3  37, 0 Iб2  Sб 850   44, 66 кА. 3  U б2 3 10,5 (9.2.1) Определяем индуктивные сопротивления схемы замещения в относительных единицах: - для системы: XC  - Sб 850  1 Sк. з 850 (9.2.2) для одноцепной линии электропередачи: X вл  X уд  l  Sб 850  0, 42  8   2, 22. 2 U б1 37,02 (9.2.3) где X уд  0, 42 Ом/км – удельное индуктивное сопротивление на 1 км ВЛ–35, протяжённость ВЛ–35 кВ – l = 8 км ; - для трансформатора (одной ветви): XТ  - U к  Sб 7,5  850   15,93 100  SТ .НОМ 100  4,0 (9.2.4) для одной кабельной линии: X кл  X уд  l  Sб 850  0,068  0,6   0,314 2 Uб 10,52 (9.2.5) где Xуд = 0,068 Ом/км – удельное индуктивное сопротивление кабеля ААшв на 1 км, протяжённость КЛ–10 кВ – l = 0,6 км . Активные сопротивления цепи: 37

- для системы: активное сопротивление системы выбираем по соотношению Хс/rc=50, следовательно rc  - Xc 1   0, 02; 50 50 (9.2.6) для одноцепной линии электропередачи: rвл  rуд  l  Sб 850  0,31 8   1,54 2 U б1 37,02 (9.2.7) где rуд = 0,31 Ом/км - для трансформатора: rT  PK Sб 33,5 103  850    1,77 Sном Sном 4,02 (9.2.8) Uк, Sт.ном. Рк – справочные данные - для одной кабельной линии: rкл  rуд  l  Sб 850  1,94  0,6   8,97 2 U б1 10,52 (9.2.9) где rуд = 1,94 Ом/км – электрическое сопротивление кабеля 10 кВ, протяженностью 0,6 км . Найдем результирующие сопротивления цепи до точки К1: r1  rс  rвл  0,02  1,54  1,56; Х1  Х c  Х вл  1  2, 22  3, 22 (9.2.10) Найдем отношение: X1 3, 22   2,06  3 r1 1,56 (9.2.11) Находим полное сопротивление: Z1  X12  r12  3, 222  1,562  3,58 (9.2.12) Найдем результирующие сопротивления цепи до точки К2: Х2 = Х1 + Хт = 3,22 + 15,93 = 19,15; (9.2.13) r2 = r1 + rт = 1,56 + 1,77 = 3,33. (9.2.14) 38

Найдем отношение: X 2 19,15   5,75  3 r2 3,33 (9.2.15) Так как отношение больше трех, то активное сопротивление не учитывается. Найдём результирующие сопротивления цепи до точки К3: Х 3  Х 2  Х кл  19,15  0,314  19, 46; r3  r2  rкл  3,33  8,97  12,3. X3 r3  19, 46 12, 3  1, 58  3 (9.2.16) (9.2.17) Найдем полное сопротивление: Z3  X32  r32  19, 462  12,32  23, 05 (9.2.18) Определим токи короткого замыкания. Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1: I п 01(3)  U c  I б1 1,112,76   3,92 кА Z1 3,58 (9.2.19) В точке К2: U c  I б2 1,1 44,66   2,57 кА X2 19,15 (9.2.20) U c  I б2 1,1 44,66   2,13 кА X3 23,05 (9.2.21) (3) i уд  2К у Iп0 , (9.2.22) I п 02(3)  В точке К3: I п 03(3)  Ударный ток: где К у - ударный коэффициент, определяем по графику рис. 6.5. [5]. 39

при X1  2, 06; К у1  1, 2; r1 при X2  5, 75; К у1  1,55; r2 при X3  1,58; К у1  1,15; r3 Определим ударный ток: i уд1  2 1,2  3,92  6,6 кА; i уд2  2 1,55  2,57  5,62 кА; i уд3  2 1,15  2,13  3,45 кА. К установке на стороне 35 кB предварительно принимаем выключатели элегазовые баковые, предназначенные для коммутации цепей в нормальных и аварийных режимах, ВГБ-УЭТМ 35. Их собственное время отключения tCB = 0,035 с, а на стороне 10 кB – вакуумные выключатели типа BB/ТЕL – 10, их собственное время отключения tCB = 0,015 с. C учетом времени их отключения определим апериодическую составляющюю трехфазного тока короткого замыкания. Апериодическая составляющая трёхфазного тока к.з.:  t/Та iаi  2  I(3) , п0  e Где Tаi  Xi -постоянная времени затухания ω  ri (9.2.23) (9.2.24) Для точки К1: i а1  2  3,92  e0,045/0,01  0, 06 кА, 3, 22  0, 01c 314 1,56 t откл.в1 =t c.в.1 +t р.з  0, 035  0, 01  0, 045 c Tа1  Для точки К2: i а2  2  2,57  e0,025/0,02  0, 62 кА, 19,15  0,02 c 314  3,33 t отклв.2 =t c.в.1 +t р.з  0, 015  0, 01  0, 025 c Tа2  40

Для точки К3: i а3  2  2,13  e0,025/0,01  0, 24 кА, 19, 49  0, 01 c 314 12,3 t отклв.3 =t c.в.1 +t р.з  0, 015  0, 01  0, 025 c Tа3  Полученные результаты расчётов токов к.з. сведём в таблицу 9.2.1. Таблица 9.2.1  Результаты расчётов токов к.з. Точка К.З. I п 0(3) , кА I уд (3) , кА I а (3) , кА К1 3,92 6,6 0,06 К2 2,57 5,62 0,62 К3 2,13 3,42 0,24 41

10. ПРОВЕРКА КАБЕЛЕЙ НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ Проверка кабельных линий на термическую стойкость выполнена в соответствии с нормами технического проектирования и ГОСТ 52736–2007 «Короткие замыкания в электроустановках». Пример расчета для отходящего на 1 КТП кабеля: Уточняем сечение кабеля с учетом его термической стойкости к токам короткого замыкания: S min   . t 2130 0, 65   18,1 мм 2 С 95 (10.1)  где I - установившееся значение тока к.з., принимаем I = Iк3(3) = 2130 А; tп – длительность действия защиты и отключающей аппаратуры, 0,65 секунд; Ст – температурный коэффициент, который учитываем допустимую температуру нагрева жил кабеля, принимаем Ст = 95 А  с1/2/мм2, т.к предполагаем к установке алюминиевый кабель с бумажной изоляцией. Окончательно выбираем кабель питания КТП–1 – ААШв – (3 ⋅ 25мм²). Длительно допустимым током выбранного кабеля Iдл.доп = 90 А [5]. Для остальных КТП расчеты выполняются по аналогии. С учетом расчета термической стойкости, сечения принимаем не ниже 25 мм2. Результаты расчетов отображены в таблице 10.1 42

Таблица 10.1 Результаты выбора питающих кабелей 10 кВ Нагрузка на КТП, Назначение линии Характеристика и номер КТП КДП,ПРЦ,АТБ КТП-1 (2250) 213,26 ОВИ-I,МК-135 КРМ-2 ОВИ-I,МК-315 ГРМ-2 КТП-2 (2100) 4 № Sрасч, кВ·A Iрасч, A Выбранный кабель марка, сечение Iдл.доп , А 14,3 ААШв –(325) 90 84,9 6,2 ААШв –(325) 90 КТП-3 (2160) 160,24 9,3 ААШв –(325) 90 БПРМ-2,КРМ-1 КТП-4 (263) 49,74 4,9 ААШв –(325) 90 5 ДПРМ-2 КТП-5 (140) 34,73 2,4 ААШв –(325) 90 6 ОРЛ КТП-6 (2160) 108,24 7,3 ААШв –(325) 90 7 ПРЛ,РСП КТП-7 (2100) 87,99 6,9 ААШв –(325) 90 8 ГРМ-1,СДП-1 КТП-8 (263) 59,66 5,4 ААШв –(325) 90 9 БПРМ-1 КТП-9 (225) 18,66 2,1 ААШв –(325) 90 10 ДПРМ-1 КТП-10 (140) 34,73 2,4 ААШв –(325) 90 11 Аэровокзал КТП-11(2400) 400,15 26,1 ААШв –(335) 115 12 Штаб ЦРП (2400) 313,94 20,2 ААШв –(335) 115 13 Котельная КТП-13(2400) 327,45 20,95 115 14 ОМТС,АТБ КТП-14(2160) 111,44 8,4 ААШв –(335) ААШв –(325) 15 ГСМ КТП-15(2250) 219,36 15,1 ААШв –(325) 90 16 ПдРЦ КТП-16 (263) 55,69 5,2 ААШв –(325) 90 17 Очистные сооружения КТП-17 (140) 35,29 3,8 ААШв –(325) 90 18 Водозабор КТП-18(2400) 321,28 20,6 ААШв –(335) 115 1 2 3 90 43

11. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ На стороне первичного напряжения (35 кВ) Выбор высоковольтных выключателей производится по следующим условиям: - по напряжению электроустановки Uуст  Uном - длительному току - по отключающей способности отключения симметричного тока Iрабmax  Iном ; Iк3  Iоткл.ном. где Iоткл.ном .  номинальный ток отключения выключателя. Для ОРУ 35 кВ выбираем элегазовый выключатель ВГБ-35-12,5/630 УХЛ1 и проверяем его. Найдем максимальный рабочий ток, который будет протекать через выключатель: Iраб max  Smax 3Uном1  4289,94  107 А 3  35 (11.1) Проверка по термической стойкости: по расчётному импульсу квадратного тока короткого замыкания и найденным в каталоге значениям Iт и tт Вк  Iт2 tт, (11.2) где Вк = ( Iк(3) )2 ( tоткл + Tа ), (11.3) Вк  3,922  1,53  0,01  23,66 кА2  с, где t откл  0,015  (1, 5  0,01)  1,53 с. Результаты проверки отразим в таблице 11.1 Таблица 11.1  Проверка условий выбора выключателя Расчётный параметр цепи Каталожные данные выключателя 35 кВ 107 А 35 кВ 630 А 3,92 12,5 кА 23,66 кА2 с 6,6 12,52  3 = 468,75 кА2 с 35 кА Условие выбора Uуст  Uном Iраб max  Iном Iк  Iоткл. ном. Вк  I 2 tт т Iу  Im дин 44

Из таблицы 11.1 следует, что данный выключатель соответствует условиям выбора, поэтому на стороне 35 кВ (ОРУ–35кВ) принимаем к установке выключатели марки ВГБ35-12,5/630 УХЛ1. Рис. 11.1 Выключатель баковый элегазовый ВГБ-УЭТМ-35. Разъединители выбираются аналогично выключателям. Отличие заключается в том, что у разъединителей нет номинального тока отключения, т.к. они используются для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи.Из табл. 5.5 [6] выбираем разъединитель марки РНДЗ.1 – 35/1000 У1 с приводом ПРН – 110 У1 и проверяем его по условиям выбора разъединителя – таблица 11.2. Тбалица 11.2  Проверка условий выбора разъединителя Расчётный параметр Каталожные данные цепи разъединителя Условие выбора 35 кВ 35 кВ Uуст  Uном 107 А 1000 А Iраб max  Iном 6,6 кА 63 кА iуд1  Im дин 23,66 кА2 с 252  4 = 2500 кА2 с Вк  Iт2 tт Из таблицы 11.2 следует, что выбранный разъединитель соответствует условиям выбора, следовательно, на ОРУ–35 кВ принимаем к установке разъединители марки РНДЗ.1–35/1000 У1, данные разъединители имеют заземляющие ножи на одну фазу. 45

На стороне вторичного напряжения (10 кВ) На стороне 10 кВ выбираем выключатели в цепи трансформатора, секционный выключатель, и на отходящих линиях. Выбор выключателей на напряжение 10 кВ производится аналогично выбору выключателей 35 кВ. Определим рабочий максимальный ток: Iраб max  Smax 4290   325 А 3U ном2 3 11 (11.4) По формуле 11.3 расчетный импульс квадратичного тока к.з.: Вк  (Iк23 )2  ( t откл +Tа )  2,57 2  1, 06  0, 013  7 кА 2  с, где t откл  0, 05  (1  0, 01)  1, 06 с. Для стороны 10 кВ выбираем вакуумный выключатель типа BB/ТЕL-10-20/630-У2. В таблице 11.3 отражена проверка выбора высоковольтного выключателя Таблица 11.3 Проверка условий выбора выключателя Расчётный параметр цепи 10 кВ Каталожные данные выключателя 10 кВ 325 А 630 А I рабmax  I ном 5,62 кА 52 кА iуд  I mдин 2,57 кА 20 кА I п 0  I откл.ном . 7 кА2 с 202  3 = 1200 кА2 с Вк  Iт2 tт Условие выбора U уст  U ном Данный выключатель соответствует всем условиям выбора. Принимаем к установке в цепи трансформатора, секционный выключатель и на отходящих линиях ВВ/ТЕL-1020/1000-У2. Таким образом, на стороне низшего напряжения принимаем одиночную секционированную систему шин с двумя секциями и устанавливаем вакуумные выключатели в цепи трансформатора, секционный выключатель и на отходящих линиях. Принимаем комплектные распределительные устройства 10 кВ серии КСО–СЭЩ (камера сборная одностороннего обслуживания) с вакуумными выключателями BB/TEL–10. 46

12. ВЫБОР АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ Как отмечалось выше (раздел 1) для питания потребителей особой группы I категории необходим третий независимый источник питания – автоматизированный дизель-генератор. Но объекте предусмотрены 3 режима работы: нормальный режим: режим работы, при котором электроснабжение объекта осуществляется от двух вводов 10 кВ; Аварийный режим No1: режим работы объекта, при котором пропадает электроснабжения на одном из вводов 10 кВ, питание электропотребителей осуществляется от другого действующего ввода 10 кВ. При этом СЭС должна выполнять функции с заданными параметрами без применения резервных источников гарантированного питания (ДЭС); Аварийный режим No2: режим работы, при котором отсутствует электроснабжение по обоим вводам 10 кВ, питание электропотребителей осуществляется от дизельэлектрических станций (ДЭС) установленных в ТП. Как показывает практика проектирования подобных систем, выбор типа и мощности дизель-генератора осуществляется по максимальной расчётной активной мощности Рмах из условия: Рном д.г.  Рмах . Значения Рмах приведены в таблице 2.3.1 (раздел 2). В таблице 12.1 приведём технические параметры дизель-генераторов для потребителей особой группы I категории. Щиты управления поставляются комплектно с дизель-генераторами и обеспечивают непрерывную автоматическую работу в продолжении 200 часов без обслуживающего персонала. Заводские схемы автоматического управления позволяют осуществлять: 1. постоянный автоматический контроль состояния оборудования дизель- генераторов; 2. защиту дизеля при понижении давления и перегреве масла и воды; 3. периодический прогрев дизеля при длительных перерывах в работе; 4. управление вспомогательным оборудованием дизеля; 5. пуск агрегата при исчезновении напряжения в питающей сети. 6. автоматическое включение резервного дизеля при аварийной остановке рабочего. 47

7. Если на объекте установлено два дизель-генератора, на нагрузку подключается тот, который первым выйдет на номинальные обороты; Дизель-генератор находится в постоянном дежурном режиме электропитания на стороне 0,4 кВ (блок контроля сети). При пропадании напряжения на любом из двух внешних источников питания (вводов) потребителей особой группы I категории, на ЩГП, происходит автоматический запуск и выход на рабочий режим автономного дизель-генератора за время не более 15 с, при числе оборотов двигателя и генератора – 1500 об/мин. Предполагаемые к установке на объектах ОВИ, ОРЛ -- ДЭС P110-3, FG Wilson Рис. 12.1 P110-3, FG Wilson Аналогами ДЭС компании Wilson являются ДЭС Wattstream. ДЭС Wattstream используют те же самые модели двигателей и синхронных генераторов в составе ДЭС, что и компания Wilson. В состав поставки ДЭС входит:  ДЭС (с устройством управления на базе панели DCP-10, увеличенным топливным баком, обеспечивающим непрерывную работу ДЭС при номинальной нагрузке в течение не менее 48 часов, АКБ и устройством подзаряда АКБ на одной раме);  панель АВР – автоматический ввод резерва, шкаф управления нагрузкой;  система отвода выхлопных газов. Алгоритм работы генераторной установки в составе СЭС. 48

В состав генераторной установки входит панель АВР (ШУ ДЭС (АВР)). ШУ ДЭС (АВР) является панелью автоматического ввода резерва, которая выполняет следующие функции: - контроль параметров питающей электросети; - обнаружение недопустимых отклонений параметров электрической сети по основному вводу; - подача сигнала на пуск генераторной установки; - переключение питания нагрузки от электросети на генераторную установку; - подача сигнала на обратное переключение питания нагрузки после восстановления нормальных характеристик напряжения питающей электросети. Рис.12.2 Работа панели переключения нагрузки. Пояснения к рисунку 12.2: 1. Руководство по эксплуатации 2. Сеть 3. Нагрузка, запитанная от генераторной установки 4. Нагрузка, запитанная от центральной электросети 5. Двухпроводное управление 6. Панель переключения нагрузки 7. Нагрузка Принимаем к установке на объектах особой группы I категории по одному автоматизированному дизель-генератору, результаты отображены в таблице 12.1. 49

Таблица 12.1  Техническая характеристика дизель-генераторов Наименование Средства возд. потребителей авиац. связи Рмах , кВт 7 БПРМ 1;2 ДПРМ 1;2 КДП, ПРЛ ПРЦ ОВИ-I, ПдРЦ ОРЛ 30 80 70 140 24 Тип агрегата KOHLER- KOHLER- KOHLER- P110-3 P200-3 SDMO T16K SDMO J33 SDMO J44 FG Wilson FG Wilson Mitsubishi John Deere John Deere Perkins Perkins 4,5 4,9 7,5 21,7 34 4 3 3 6 6 Род топлива дизельное дизельное дизельное дизельное дизельное Тип генератора ECP 3-3L/4 ECP 28VL/4 KOHLER MJB 225 МA4 MJB 225 МА4 Ном. мощность, кВт 12 24 32 100 159 Мах мощность, кВт 13 26 35 110 175 1500 1500 1500 1500 1500 жидкостное. жидкостное. жидкостное . жидкостное жидкостное 3 3 3 3 3 294 192 119 48 39,8 не более не более не более не более не более 11 14 9 7,9 9,9 переменный перемен. переменный переменный переменный Частота тока, Гц 50 50 50 50 50 напряжение, В 400 400 400 400 400 Наименование Заводская марка дв. Расход топлива в л/час. Число цилиндров Число оборотов,об/мин Вид системы охлажд. Степень автоматизации Длительность непреры вной работы, час Время приёма 100% нагрузки , ч Род тока 50

13. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ 13.1 Общие требования Все металлические части электроустановок должны сохранять низкий потенциал относительно земли. В противном случае возникает опасность напряжения прикосновения, опасное для обслуживающего персонала. Для предотвращения таких ситуаций используется защитное заземление. Т.е преднамеренное соединение металлических частей ПС с землей для защиты обслуживающего персонала. Заземление обязательно во всех установках 380 В и выше переменного тока, в помещениях повышенной опасности при напряжении больше 25 В. Заземление, предназначенное для нормальной работы электроустановок, называют рабочим заземлением. Для выполнения заземления используются естественные и искусственные заземлители. К естественным относятся: металлические конструкции, соприкасающиеся с землей, в том числе железобетонный фундаменты с защитными гидроизоляционными покрытиями в средне агрессивных средах, металлические трубы водопровода, но не трубы водопровода канализации и не трубопроводы горячих, горючих или взрывоопасных жидкостей. Можно применять в качестве естественного заземления рельсовые пути магистральных не электрифицированных и железных дорог, а также другие металлические конструкции, которые находятся в земле. Подходя также и металлические оболочки бронированных кабелей. Если их больше двух, то они могут являться единственным заземлителем. Использовать алюминиевой оболочки не допускается. Также естественный заземлитель не должен иметь окраски. Коррозионное состояние элементов заземляющего устройства, находящихся в земле, осуществлялось путем местного вскрытия грунта (не менее 3-х точек) согласно п.2.3. РД. Сопротивление заземляющего контура в любое время года не должно превышать 4 Ом. 51

13.2 Расчет заземления Согласно п.1.7.101 ПУЭ «сопротивление заземляющего устройства в любое время года не должно быть более 4 Ом». Исходные данные: Климатическая зона I. По данным вертикального электрического зондирования, выполненного при инженерно-геологических изысканиях, удельное сопротивление грунта принимаем 120 Ом. Контур заземления конструктивно выполняем в виде искусственных электродов, заглубленных в землю и соединенных по вершинам стальной полосой. Способ соединения – сварка. Заложение на глубину 70 см. Электроды: сталь круглая. – сопротивление одиночного вертикального заземлителя: 𝑅ов = 𝑅ов = 0,366∙𝜌 ∙𝐾м 𝑙 0,366∙120 ∙1,7 3 2∙𝑙 1 4∙𝑡+𝑙 𝑑 2 4∙𝑡−𝑙 ∙ (lg ( ) + ∙ lg ( ∙ (lg ( 2∙3 0,04 )) 1 4∙2,2+3 2 4∙2,2−3 ) + ∙ lg ( (12.1.2) ))= 18,76 Ом Где: 𝑙- длина заземлителя, 3 м 𝐾м- коэффициент сезонности = 1,7 для 𝜌- удельное сопротивление грунта = 120 Ом ∙ м 𝑑- диаметр стержня 0,04, м; 𝑡- глубина заложения (от поверхности земли до середины стержня) 2,2, м Расположение вертикальных электродов принимаем по контуру. Расстояние между вертикальными трубчатыми электродами принимаем aэ = 6 м. При отношении аэ 6   2 при расположении электродов по контуру коэффициент l 3 использования в = 0,74 : Определим примерное число вертикальных заземлителей: nв  Rов в  Rи  18, 76 8. 0, 74 3 Длина соединительной полосы: lп  1, 05 aэ  nэ  50, 4 м. 52

Ширина полосы 𝑏 = 2,5 𝑐м. Глубина заложения полосы от поверхности 70 см. 𝑅г = 𝑅г = 0,366∙𝜌 ∙𝐾м 𝑙п 0,366∙120 ∙1,7 50,4 ∙ lg ( ∙ lg ( 2∙𝑙 2 𝑏∙𝑡 ) 2∙50,4 2 2,5∙0,7 (12.1.3) )=6,19 Ом Полное сопротивление центрального заземлителя с учетом коэффициентов использования вертикальных электродов и соединительной полосы: 𝑅расч = η г RГ 1 + = 0,41 ηэ ∙ η`в Rв 1 8 ∙ 0,74 + 6,19 18,76 = 2,59 Ом На рисунке 13.2.1 показано размещение заземлителя. Рис. 13.2.1 Размещение заземлителя Итог: Таким образом 𝑅расч ≤ 𝑅доп, расчет выполнен верно и удовлетворяет требованиям 53

13.3 Расчет молниезащиты Молниезащита рассчитывается для защиты подстанции от прямых ударов молнии. Есть различные типы молниеотводов: стержневые, тросовые или антенные, сетчатые. Наиболее выгодными и простыми в изготовлении являются стержневые молниеотводы. Подстанции малых размеров защищаются стержневыми молниеотводами одинаковой высоты (не более 40-50 м). На подстанцию площадью 𝑆=70×60 м2 устанавливаем два молниеотвода высотой h = 40 м, на расстоянии L = 30 м. Рассчитываем зоны защиты на высоте защищаемого оборудования и земли 𝑟𝑥 = (1,1 − 0,002 ∙ ℎ) ∙ (ℎ − 1,2 ∙ ℎ𝑥) (13.2.1) 𝑟𝑥 = (1,1 − 0,002 ∙ 40) ∙ (40 − 1,2 ∙ 10) = 28,56 м 𝑟0 = (1,1 − 0,002 ∙ ℎ) ∙ ℎ (13.2.2) 𝑟0 = (1,1 − 0,002 ∙ 40) ∙ 40 = 44,8 где hx – высота защищаемого оборудования. Находим высоту для молниеприемника: ℎ0 = 0,85 ∙ ℎ = 0,85 ∙ 40 = 34 м (13.2.3) Находим середину расстояния между молниеотводами: ℎс = ℎ0 − (0,17 + 0,003 ∙ ℎ) ∙ (𝐿 − ℎ) (13.2.4) ℎс = 34 − (0,17 + 0,003 ∙ 40) ∙ (30 − 40) = 36,9 𝑟с𝑥 = 𝑟0 ∙ ℎс − ℎ𝑥 36,9 − 10 = 44,8 ∙ = 32,65 м ℎс 36,9 На рисунке 13.2.2 изображена схема молниезащиты. Рис. 13.2.2 Схема молниезащиты 54

14. РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СИСТЕМУ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ АЭРОПОРТА Технико-экономическое сопоставление вариантов построения системы электроснабжения проектируемого аэропорта затруднительно, так как в условиях требования выноса питающей подстанции за пределы ВПП на безопасное расстояние единственно возможным вариантом реализации принципа глубокого ввода питания является сооружение ЦРП, получающего питание кабельными линиями с шин 10 кВ питающей подстанции. В связи с этим выбора вариантов системы электроснабжения аэропорта не проводилось. Сметно-финансовый расчёт сооружения подстанции выполнен на основании «Сборника укрупненных показателей стоимости - строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК»». Нормативы предназначены для определения объектов капитальных вложений на стадии технического проекта. Цена оборудования приведена в таблице 14.1. 55

Таблица 14.1  цена оборудования. Наименование оборудования Единица Количество измерения Стоимость, тыс. руб. 1. Двухцепная ВЛ – 35 кВ на ж/б опорах, провод марки АСК – 50/8,0 км 8 595,52 2. П/ст – 35 – 24000 шт 1 3177,5 шт 1 358,0 шт 3 1074,0 шт 2 652,0 шт 3 894,7 шт 2 588,0 шт 3 876,0 шт 3 452,7 шт 1 264,0 18 5159,4 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. ЦРП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 400 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 400 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 250 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 160 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 100 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 63 кВА КТП – 10/0,4 кВ с одним трансформатором 40 кВА КТП – 10/0,4 кВ с двумя трансформаторами 25 кВА Итого по КТП – 10/0,4 кВ 11. КЛ – 10 кВ марки ААШв – 3  25 км 5 776,04 12. КЛ – 10 кВ марки ААШв – 3  35 км 5 383,73 40,69 1159 Итого по КЛ – 10 кВ 13. KOHLER-SDMO T16K шт 1 500 14. KOHLER-SDMO J33 шт 2 735,5 15. KOHLER-SDMO J44 шт 5 742,4 16. P110-3, FG Wilson шт 4 979,2 17. P200-3, FG Wilson шт 1 530,6 13 3487,5 14174,2 Итого по ДГА ИТОГО 56

Абсолютная стоимость спроектированной системы электроснабжения аэропорта составляет: С = 1190,0 + 3178 + 5159 + 1159 + 3488 = 14174,2 тыс. руб. Определяем показатели удельной (15.1) стоимости электроснабжения: Удельная стоимость подстанции 35/10 кВ: К уделвл  К п / cт S 3178 103   397, 25 руб / кВ  А 2  4000 (15.2) ном.т Удельная стоимость распределительной сети 10 кВ: К уделр.с  К рс  Sномт  5159 103  844, 62 руб / кВ  А (15.3) 3200  1000  960  400  378  120  50 Определение эксплуатационных расходов системы электроснабжения. Амортизационные отчисления могут быть определены в процентах от стоимости капитальных вложений - воздушные линии 35 кВ – 2%; - электрооборудование подстанции 35/10 кВ – 4,4%; - электрооборудование КТП – 10/0,4 кВ – 4,4%; - кабельные линии – 4%; - дизель-генераторы – 2,3%. Определим отчисления на амортизацию: Иа1 = 0,02 · Квл = 0,02 · 1190,0 = 23,8 тыс. руб; Иа2 = 0,044 · Кп/ст = 0,044 · 3177 = 139,78 тыс. руб.; Иа3 = 0,044 · Кктп = 0,044 · 5159 = 226,99 тыс. руб.; Иа4 = 0,04 · Ккл = 0,04 · 1159,9 = 46,39 тыс. руб; Иа5 = 0,023 · Кдга = 0,023 · 3488 = 80,22 тыс. руб. Суммарные отчисления на амортизацию: Иа = Иа1 + Иа2 + Иа3 + Иа4 + Иа5 = 517,18 тыс.руб. Отчисления на эксплуатацию электрооборудования могут быть определены в % от стоимости капитальных вложений: - воздушные линии 35 кВ – 1,2%; 57

- электрооборудование подстанции 35/10 кВ – 4%; - электрооборудование КТП – 10/0,4 кВ – 4%; - кабельные линии – 2,5%; - дизель-генераторы – 2%. Определим отчисления на эксплуатацию: Иэкс1 = 0,012 · Квл = 0,012 · 1190,0 = 14,28 тыс. руб; Иэкс2 = 0,04 · Кп/ст = 0,04 · 3178 = 127,12 тыс. руб.; Иэкс3 = 0,04 · Кктп = 0,04 · 5159 = 206,36 тыс. руб.; Иэкс4 = 0,025 · Ккл = 0,025 · 1159 = 28,98 тыс. руб; Иэкс5 = 0,02 · Кдга = 0,02 · 3488 = 69,76 тыс. руб. Суммарные отчисления на эксплуатацию: Иэкс = Иэкс1 + Иэкс2 + Иэкс3 + Иэкс4 + Иэкс5 = 446,5 тыс.руб. Определяем годовые потери электрической энергии в проектируемой системе электроснабжения аэропорта. Определяем годовое число максимума потерь:   (0,124  Tм 2 6500 2 )  TГ  (0,124  )  8760  5284 ч / год 10000 10000 где Тг= 8760 ч/год - число часов в году; Тм = 6500 ч – годовое число часов использования максимума нагрузки. Потери активной электроэнергии складываются из потерь в воздушных линиях 35 кВ, трансформаторах питающей подстанции 35/10 кВ, КТП–10/0,4 кВ, кабельных линиях 10 кВ. - потери в воздушных линиях 35 кВ: WВЛ  3   2мах  R    3 · 71,8² · 2,408 · 5248 = 1954,4 тыс.кВтч, где  мах  S мах  71,8 А – максимальный ток ЛЭП; 3  U ном 58

R r  l 0,602  8   2,408 Ом , nц 2 где r = 0,602 Ом/км – активное сопротивление 1 км провода ВЛ–35 кВ АСК– 50/0,8. - потери в трансформаторах питающей подстанции 35/10 кВ: W  З 2 33,5     n   ХХ n   0, 4962  5248  2  5,6  8760  119,74тыс. кВт  ч n 2 где ΔРкз = 33,5 кВт, ΔРхх = 5,6 кВт – каталожные данные трансформаторов ТМН – 4000/35; β = 0,496 – фактический коэффициент загрузки трансформаторов; nт = 2 – количество трансформаторов; Тn = 8760 час. – время работы трансформаторов. - потери в трансформаторах КТП–10/0,4 кВ (каталожные данные трансформаторов): 1. мощностью 400 кВ·А: nт = 8, β = 0,425; ΔРкз = 5,5 кВт, ΔРхх = 1,05 кВт. WКТП 400  5,5  0,425 2  5248  8 1,05  8760  74,17 тыс.кВтч; 8 2. мощностью 250 кВ·А: nт = 4, β = 0,435; ΔРкз = 3,7 кВт, ΔРхх = 0,82 кВт. WКТП 250  3,7  0,435 2  5248  4  0,82  8760  29,55 тыс.кВтч; 4 3. мощностью 160 кВ·А: nт = 6, β = 0,41; ΔРкз = 2,65 кВт, ΔРхх = 0,565 кВт. WКТП160  2,65  0,412  5248  6  0,565  8760  30,39 тыс.кВтч; 6 4. мощностью 100 кВ·А: 59

nт = 4, β = 0,43; ΔРкз = 1,97 кВт, ΔРхх = 0,365 кВт. WКТП100  1,97  0,432  5248  4  0,365  8760  13,22 тыс.кВтч; 4 5. мощностью 63 кВ·А: nт = 6, β = 0,435; ΔРкз = 1,28 кВт, ΔРхх = 0,265 кВт. WКТП63  1,28  0,435 2  5248  6  0,265  8760  14,12 тыс.кВтч; 6 6. мощностью 40 кВ·А: nт = 3, β = 0,44; ΔРкз = 0,88 кВт, ΔРхх = 0,19 кВт. WКТП40  0,88  0,44 2  5248  3  0,19  8760  5,26 тыс.кВтч; 3 7. мощностью 25 кВ·А: nт = 2, β = 0,45; ΔРкз = 0,6 кВт, ΔРхх = 0,135 кВт. WКТП 25  0,6  0,45 2  5248  2  0,135  8760  2,65 тыс.кВтч. 2 Суммарные потери в трансформаторах КТП–10/0,4 кВ: ΔWктп = ΔWктп400 + ΔWктп250 + ΔWктп160 + ΔWктп100 + ΔWктп63 + +ΔWктп40 + ΔWктп25 = =74,17 + 29,55 + 30,39 + 13,22 + 14,12 + 5,26 + 2,65 = 169,36 тыс.кВтч. - потери в кабельных линиях 10 кВ: ΔWкл = ΔРкл · l  · τ = 64 · 10,69 · 5248 = 13660 тыс.кВтч, где ΔРкл – потери в кабельных линиях 10 кВ на 1 км, кВт; l  – суммарная длина кабельных линий 10 кВ. - Cуммарные потери электроэнергии: ΔWΣ = ΔWвл + ΔWт + ΔWктп + ΔWкл= 1954,4 + 119,74 + 169,36 + 13660 = =15903,5 тыс.кВтч. Годовые затраты на компенсацию потерь: Ип.э. = ΔWΣ · Сэ = 15903,5 · 0,6 = 22901 тыс.руб, где Сэ =2,4 руб/кВтч – средний тариф оплаты активной электроэнергии. 60

Годовые эксплуатационные издержки: И = Иа + Иэкс + Ип.э. = 517,18 + 446,5 + 22901 = 23865,3 тыс.руб. Определение себестоимости передачи, трансформации и распределения электроэнергии. Определим годовые потребления электроэнергии аэропортом: W = Рмах · Тм = 3391,5 · 6500 = 22044 · 10³ кВтч. где Рмах = 3391,5 кВт – это активная нагрузка, рассчитанная ранее на шинах 10 кВ. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии: Э  И 23865,3 103[ руб ]   1,08 руб/кВтч. W 22044 103[кВт  ч] Результаты технико-экономических показателей проектируемой системы электроснабжения аэропорта сведём в таблицу 15.2 Таблица 14.1  Технико-экономические показатели Наименование показателя 1. Установленная мощность трансформаторов питающей подстанции 35/10 кВ 2. Количество КТП 3. 4. 5. Суммарная установленная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ Средний коэффициент загрузки трансформаторов КТП–10/0,4 кВ Капиталовложения в систему электроснабжения Единица измерения Величина МВА 24 шт. 18 МВА 6,13 – 0,469 тыс. руб. 14174,2 6. Годовые потери электроэнергии тыс.кВтч 15903,5 7. Годовые затраты на компенсацию потерь тыс.руб. 22901,1 8. Годовые эксплуатационные издержки тыс. руб. 23865,3 9. Себестоимость передачи, трансформации и распределения электроэнергии руб. кВтч 1,08 61

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В выпускной квалификационной работе рассматривалась реконструкция системы электроснабжения аэропорта в посёлке Мурмаши вблизи г. Мурманска. В работе особое внимание уделялось таким вопросам, как экономичность, надёжность, безопасность эксплуатации системы электроснабжения, вопросам качества электроэнергии. В соответствии с исходными данными выполнен расчёт электрических нагрузок по объектам аэропортового комплекса, на основании которого была спроектирована двух трансформаторная подстанция 35/10 кВ с трансформаторами мощностью 4 МВ·А каждый. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме составил величину порядка 0,5. Связь с питающей системой осуществлена с помощью двухцепной воздушной линией 35 кВ, выполненной проводом АСК–50/8,0. Выбрана схема электроснабжения аэропорта на стороне 10 кВ. Выбраны тип и количество КТП – 10/0,4 кВ. Выбрана марка и сечение кабельных линий распределительной сети на напряжении 10 кВ. На основании расчётов токов короткого замыкания выбрано высоковольтное электрооборудование питающей подстанции, выключатели и разъединители. Сделаны расчёты заземляющего контура и молниезащиты подстанции. Оценены технико-экономические показатели проекта. 62

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с. 2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов вузов. – 2-е изд. – М.: Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с., ил. 3. Постников Н. П. Электроснабжение промышленных предприятий : Учебник для техникумов / Н. П. Постников, Г. М. Рубашов. - Л.: Стройиздат, 1989. – 352 с. 4. Фёдоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984.  472 с., ил. 5. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2012. – 376 с. : ил. 6. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. – М.: Из-во НЦ ЭНАС, 2007. 7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М .: Энергоатомиздат,1989.  608 с. 8. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.  648 с. 9. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий / А. А. Ермилов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1983. - 208 с., ил. 10. Багиев Г.Л., Златопольский А.Н. Организация, планирование и управление промышленной энергетикой. Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1993. – 240 с., ил. 11. Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 30 декабря 2009 г. № 1215 "Об утверждении нормативных методических документов, регулирующих функционирование и эксплуатацию аэродромов экспериментальной авиации". 13. СНиП 32-03-96 Аэродромы. Введ. 1997-01-01- М. : Изд-во стандартинформ, 1996. -29с. 14. Эксплуатация аэропортов: учеб. пособие / А.А. Чайкина, А. Н. Тихонов. – Самара: Изд-во Самарского университета, 2018. – 132 с.: ил. 63

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Рецензия от Денис Петрушин

Защита ВКР была оценена на оценку "отлично" в Петрозаводском государственном университете.

около 4 лет назад

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв