Содержание

Аннотация

Введение

1. Расчётно-пояснительная записка

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

1.3.4 Определения сечений проводов распределительной сети 10 кВ

1.4 Технико-экономическое обоснование выбора целесообразного варианта схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.4.1 Определение капитальных вложений

1.4.2 Определение ежегодних издержек

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

1.6 Расчёт токов короткого замыкания

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств напряжения 110 и 10 кВ

1.8 Оборудование и конструкция распределительных устройств подстанции напряжением 110/10 кВ

1.9 Релейная защита

1.9.1 Выбор вида защит силовых трансформаторов

1.9.2 Релейная защита ВЛ - 10 кВ районных электрических сетей

2. Разработка устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.1 Классификация и назначение устройств для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.2 Принцип действия и характеристика прибора "Поиск - 1"

2.3 Применение и техническое обслуживание прибора "Поиск - 1"

2.4 Принцип действия и характеристика прибора "Волна"

2.5 Применение и техническое обслуживание прибора "Волна"

3. Организационно-экономический раздел

3.1 Расчёт себестоимости передачи и полной себестоимости энергии

3.2 Определение хозрасчётного экономического эффекта

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Расчёт заземления подстанции 110/10 кВ

4.2 Молниезащита подстанции

4.3 Мониторинг окружающей среды. Понятие экологического мониторинга.

4.4 Защита человека от поражения электрическим током

Заключение

Литература

Аннотация

Настоящий дипломный проект выполнен на основании задания на проектирование № от г. на тему: Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС с разработкой устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП. Дипломный проект представлен пояснительной запиской на страницах, содержащей рисунков и таблиц, графической частью, включающей 8 листов. Проект выполнен в соответствии с требованиями методических и руководящих материалов по проектированию электроснабжения сельского хозяйства, разработанных институтом "Сельэнерго проект", требований правил ПУЭ, ПТБ, ПТЭ в электроустановках, другой справочной, нормативной и методической литературой.

Дипломный проект выполнен в следующем объёме:

· определены электрические нагрузки объектов в сетях 110 - 0,38 кВ;

· составлены расчётные схемы сетей 10 - 35 кВ;

· произведены расчёты электрических сетей 10 - 35 кВ по выбору сечений провода, потери напряжения для нормального и аварийного режимов;

· рассчитаны токи короткого замыкания;

· выбран оптимальный вариант электроснабжения района;

· выбраны схемы соединения и оборудование трансформаторных подстанций 35/10 кВ;

· разработана релейная защита силовых трансформаторов от аварийных режимов;

· разработаны мероприятия по охране труда;

Результаты расчётов сведены в таблицы и указаны на расчётных схемах.

Дана оценка принятых проектных решений.

Введение

В настоящее время в России осуществляется экономическая реформа. В этих условиях энергетики вынуждены уделять больше внимания проблематике взаимоотношений общественной и экономической эффективности в энергетике, выбору оптимальных вариантов развития и функционирования энергетических систем. Насколько важна эта проблема ясно из того, что наше общество ежегодно расходует от одной трети до половины капиталовложений в промышленность только на развитие энергетического хозяйства.

Вместе с тем быстрый рост электрификации сельскохозяйственного производства, последовавший за ним некоторым спадом, создание агропромышленных комплексов, требует дальнейшего развития электрических сетей в сельской местности. Одновременно повышаются и требования к их пропускной способности, надёжности электроснабжения и качеству полученной электрической энергии.

В этой связи возникает целый ряд задач связанных с электроснабжением потребителей в сельской местности. Решение этих задач базируется на правильном и рациональном проектировании электрических сетей районного значения.

Таким образом, можно констатировать, что остаётся актуальной задача проектирования систем электроснабжения небольших районов и потребителей на селе.

1. Расчётно-пояснительный раздел

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

Территория сельскохозяйственного района составляет 3670 кв. км, на которых расположено населённых пунктов.

Численность населения проживающего на территории района 9,5 тыс. человек.

Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 226 тыс. га., в том числе пашни 150 тыс. га. из них 6500 га орошаемых земель.

На территории района имеются животноводческие и птицеводческие комплексы с общим поголовьем скота и птицы; откорм крупного рогатого скота 6,2 тыс. голов, молочно-товарные фермы на 12,8 тыс. голов, свиноводство 23 тыс. голов, овцы 12 тыс. голов, птицефермы на 150 тыс. кур несушек. На территории района имеются животноводческие фермы, отнесенные к I категории по надежности электроснабжения. Подробные данные по потребителям электрической энергии сельскохозяйственного района приведены в пояснительной записке (таблица 1.1 и рис. 1.1…1.5).

По природно-климатическим условиям сельхозрайон относится к IV по гололёду. 3 по скоростному напору ветра, среднесуточная температура для зимнего периода - 4С.



Рис. 1.1. П/ст "Покойное" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис 1.2. "Красный октябрь" с присоединенными линиями 10 кВ



Рис. 1.3. п/ст "Прасковея" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис. 1.4. п/ст "Будёновск" с присоединёнными линиями 10 кВ



Рис 1.5. п/ст "Преображенское" с присоединёнными линиями 10 кВ

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ

Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 - 110 кВ производится исходя из расчётных нагрузок на вводе потребителей [1], на шинах подстанции и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно от дневного и вечернего максимумов (таблица 4.1, 4.2, 4.3) [1].

Р_Д=К₀*Р_Дi (1.1)

Р_В=К₀*Р_Вi (1.2)

где К₀ - коэффициент одновременности;

Р_Д, Р_В - расчётная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

Р_Дi , Р_Вi - дневная, вечерняя нагрузка i-го потребителя и i-го элемента сети, кВт.

Расчётные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентами одновремённости приведёнными в таблице 4.2 [1] в сетях 6 - 20 кВ, в таблице 4.3 [1] в сетях 35 - 110 кВ. Если нагрузки потребителей отличаются по величине больше чем в 4 раза, суммирование их рекомендуется производить по таблице 4.8 [1] в сетях 6 - 35 кВ. Коэффициент мощности cos приведены в таблице 4.5 [1].

При наличии сезонных потребителей расчётные нагрузки с учётом коэффициента сезонности, таблица 4.4 [1].

Расчётные нагрузки подстанции 10/0,4 кВ на расчётный год определяются по следующей формуле:

Р_Р=Р_Т*К_Р

где Р_Т - существующая нагрузка на трансформаторную подстанцию, кВт;

К_Р - коэффициент роста нагрузок.

Расчётные нагрузки питающей линии напряжением 110 кВ, а также трансформаторных подстанций 110/10 кВ определяют суммированием расчётных нагрузок подстанций 10/,38 кВ (или линии 10 кВ) со следующими коэффициентами одновременности: при двух подстанциях и линиях К₀=0,97 [1], при трёх подстанциях К₀=0,96, при четырёх и более К₀=0,9 [1]. Для расчёта сетей 110 кВ коэффициенты мощности (cos ) определяются по кривым рисунка 4.1 [1].

Пример расчёта. Определение электрических нагрузок потребителей села Покойное. Из таблицы 1.1 определяется вид нагрузок потребителей и по таблице п. 1.1. [1] устанавливаются максимальные нагрузки Р_Дi, Р_Вi, так для МТФ КРС на 1200 голов (потребитель №16) Р_Д=820 кВт; Р_В=220 кВт. cos _Д=0,75; cos _В=0,85 таблица 4.5 [1].

S_Д=, (1.4)

S_В= (1.5)

S_Д==293,3 кВА;

S_В==258,8 кВА.

Выбираем большую из нагрузок

S_Д=293,3 кВА.

Аналогично определяются нагрузки остальных потребителей. Места расположения трансформаторных подстанций 10 кВ, характеристика их электрических нагрузок приведены в исходных данных. Подсчёт электрических нагрузок в сетях 10 кВ производится путём суммирования расчётных нагрузок подстанций 10/0,38 кВ. Расчётные схемы сетей 10 кВ приведены на рис. 1.6 … 1.10. Дневной максимум для подстанции "Покойное".

Р_Д=(60+630+20+630+75+20+20+280+240+220)* 0,65=1426,7 кВт;

'Р_Д=(29+23+23+29+29)*0,22=29,3 кВт;

Р_Р.Д.=1426+18,4=1444,4 кВт.

Вечерний максимум составит

Р_В=(30+630+10+630+190+45+10+10+280+240+220)*0,65=1491,8 кВт;

'Р_В=(86+69+69+86+86)=87 кВт;

Р_Р.В.=1491,8+60,3=1552,1 кВт.

Значение cos при определённой полной мощности на участках сетей 6 - 35 Кв и 35 - 110 кВ принимается в зависимости от отношения Р_Р.Д. и Р_Р.В. по рис. 4.1 [1].

==0,93; cos _Д=0,72; cos _В=0,76.

при К_Р=1,4 табл 3,8 [1]

S_Д==2807,9 кВА;

S_В==2859,1 кВА.

За расчётную нагрузку принимается Р_Р=2173 кВт, S_Р=2859 кВА. Результаты сводим в табл. 1.2

Сведения о нагрузках и потребителях Таблица 1.2

№п/п	Местоположение ТП	Порядко-вый номер	Количество трансформаторов, шт	Номинальная мощность трансформаторов, кВА	Вид нагрузки	Шифр нагрузки	Максимальная нагрузка		SР, кВт
							Рд/Рz кВт	Рд/Рz кВт
I Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Покойное"
	I. Линия - 1
1		1	1	100	КБН - 250 ж.д.	602	0,5/29	1,5/86	0,9/0,93	92,5
2		2	1	63	КБН - 250 ж.д.	602	0,5/23	1,5/69	0,9/0,93	74
3		3	1	63	РММ на 50 трактор.	380	60	30	0,7/0,75	87,1
4		4	1	63	КБН - 250 ж.д.	602	0,5/23	1,5/69	0,9/0,93	74
5		5	2	630	Комбинат хлебопродуктов	193	630	630	0,7/0,73	900
	II. Линия - 2
1		6	1	100	КБН - 250 ж.д.	602	0,5/29	1,5/86	0,9/0,93	92,5
2		7	1	100	КБН - 250 ж.д.	602	0,5/29	1,5/86	0,9/0,93	92,5
3		8	2	630	Комбикормовый завод	193	630	630	0,7/0,75	928
4		9	1	25	МТП на 30 тракторов	374	20	10	0,7/0,75	28,6
5		10	1	250	Зерноочистительный комплекс КЗС - 40	308	190	190	0,7/0,75	271
	III. Линия - 3
1		11	1	100	Комплекс по откорму свиней на 4000 г.	1	75	45	0,75/0,85	100
2		12	1	25	МТП на 30 тракторов	347	20	10	0,7/0,75	28,6
3		13	1	25	Зернохранилище	312	20	10	0,7/0,75	28,6
4		14	1	400	Птицеферма на 50 тыс. кур несушек	50	280	280	0,7/0,75	400
	IV. Линия - 4
1		15	1	250	Овцеводческая ферма на 5000 г.	66	240	240	0,7/0,75	342
2		16	2	250	МТФ КРС на 1200 голов	27	220	220	0,7/0,85	293
Итого: п/ст "Покойное" КР=1,4; РР=2173 кВт; SР=2859 кВА.
II Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Красный октябрь"
	I. Линия - 1
1		1	1	160	КБН - 350 ж.д.	611	0,9/79	2/175	0,9/0,93	188
2		2	1	25	МТП на 30 тракторов	373	15	5	0,7/0,75	21,4
3		3	1	400	Птицеферма на 50 тыс. кур несушек	50	280	280	0,75/0,85	373
4		4	2	400	Откормочник КРС на 5000 г.	30	300	260	0,75/0,85	428,6
5		5	1	400	Овцеводческая ферма на 5000 маток	67	370	370	0,75/0,85	528,6
	II. Линия - 2
1		6	2	400	МТФ КРС на 1200 г.	28	300	300	0,75/0,85	429
2		7	1	250	Насосная станция орошения	390	200	200	0,8/0,8	250
3		8	1	250	КБН - 350 ж.д.	609	3,5/159	6,0/273	0,92/0,96	284
4		9	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,7/0,85	293
5		10	2	630	Комбикормовый завод	193	630	630	0,7/0,75	928
	III. Линия - 3
1		11	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,7/0,85	293
2		12	1	63	КБН - 120 ж.д.	611	0,9/27	2/60	0,9/0,93	65
3		13	1	63	РММ на 30 тракторов	380	60	30	0,7/0,73	85,8
4		14	1	63	Пункт приёма молока 10 т/смену	354	45	65	0,75/0,75	87
5		15	1	100	Зернохранилище на 2500 т	323	95	95	0,7/0,75	136
6		16	1	250	Зерноток 10 т/час	309	250	250	0,7/0,75	357
	IV. Линия - 4
1		17	1	160	Комплекс по откорму свиней на 5000 г.	2	120	65	0,75/0,85	160
2		18	1	100	КБН - 200 ж.д.	611	0,9/41,1	2/92	0,9/0,93	99
3		19	1	250	Овцеводческая ферма на 1000 голов	66	240	240	0,7/0,75	342
Итого: п/ст "Красный октябрь" КР=1,4; РР=2874 кВт; SР=3992 кВА.
III Сведения о нагрузках трансформатора подстанции 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Прасковея"
	I. Линия - 1
1		1	1	63	КБН - 150 ж.д.	602	0,5/17	1,5/52	0,9/0,93	56
2		2	1	40	Птичник с клеточными батареями на 20 тыс. кур несушек	157	12	20	0,75/0,85	23,5
3		3	1	63	Комбикормовый цех 10 - 15 т/смену	194	65	65	0,7/0,75	86,7
4		4	1	25	МТП на 40 тракторов	374	20	10	0,7/0,75	28,6
5		5	1	100	КБН - 350 ж.д.	602	0,5/40	1,5/121	0,9/0,93	130
	II. Линия - 2
1		6	1	25	Котельная для отопления два котла "Универсал"	384	15	15	0,8/0,9	19
2		7	1	100	Птицефабрика на 10 тыс. кур несушек	46	55	55	0,75/0,85	73
3		8	1	250	Зерноток с КЗС 40 производительностью 40 т/час	308	190	190	0,7/0,75	272
4		9	1	100	Холодильник для фруктов на 700 тонн	321	95	95	0,75/0,75	127
5		10	2	630	МТФ КРС на 2000 г.	29	375	375	0,75/0,85	500
6		11	1	40	Комплекс по откорму свиней на 6000 г.	16	280	230	0,75/0,85	373
7		12	1	25	Овцеводческая ферма на 1000 г.	70	10	200	0,75/0,85	23,5
	III. Линия - 3
1		13	1	100	КБН - 350 ж.д.	602	0,5/40	1,5/121	0,9/0,93	130
2		14	1	100	Цех по переработке фруктов	333	100	100	0,75/0,8	133
3		15	1	160	Свиноферма на 4000 г.	6	120	90	0,75/0,85	160
4		16	1	25	Овощекартофелехранилище на 1000 т.	315	6	2	0,8/0,8	7,5
5		17	1	100	Картофелесортировочный пункт 30 т/час	378	80	50	0,7/0,75	144
6		18	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,7/0,85	293
7		19	1	250	Зерноочистительный комплекс с сушилкой КЗС - 40	308	190	190	0,7/0,75	271
Итого: п/ст "Прасковея" КР=1,4; РР=1737 кВт; SР=2286 кВА. IV Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Будёновск"
	I. Линия - 1
1		1	1	63	КБН - 150 ж.д.	602	0,5/19	1,5/56	0,9/0,93	60,5
2		2	1	63	КБН - 200 ж.д.	602	0,5/24	1,5/72	0,9/0,93	77
3		3	1	63	Ремонтно-механические мастерские	380	60	30	0,7/0,73	85,5
4		4	1	40	Кирпичный завод на 3 мил. шт. кирпича в год	369	30	8	0,7/0,75	43
5		5	2	630	Комбинат хлебопродуктов	193	630	630	0,7/0,73	900
6		6	1	250	Насосная станция для орошения	390	200	200	0,8/0,8	250
7		7	1	63	Пункт приёма молока 10 т/смену	354	54	65	0,75/0,75	87
8		8	1	25	Холодильник для фруктов 50 т.	318	8	8	0,75/0,75	11
	II. Линия - 2
1		9	1	250	Зерноток производительностью 10 т/час	309	250	250	0,7/0,75	357
2		10	1	25	Котельная с 4 котлами "Универсал-6" для отопления	386	28	28	0,8/0,9	35
3		11	1	100	Зернохранилище на 2500 т.	323	95	95	0,7/0,75	136
4		12	2	400	Комплекс по выращиванию и откорму КРС на 1200 г.	31	450	340	0,75/0,85	453
5		13	1	100	Репродуктивная Свиноферма на 4000 маток	21	90	50	0,75/0,85	120
6		14	2	630	Комбикормовый завод 60 т/сутки	193	650	650	0,7/0,75	928
	III. Линия - 3
1		15	1	100	КБН - 350 ж.д.	602	0,5/40	1,5/121	0,9/0,93	130
2		16	1	25	МТП на 40 тракторов	374	20	10	0,7/0,75	28,6
3		17	2	630	Птицефабрика мясного направления на 30000 бройлеров	45	400	400	0,75/0,85	533
4		18	1	25	МТП на 30 тракторов	374	20	10	0,7/0,75	28,6
Итого: п/ст "Будёновск" КР=1,4; РР=2522 кВт; SР=3503 кВА.
V. Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Преображенское"
	I. Линия - 1
1		1	1	63	КБН - 150 ж.д.	602	0,5/19	1,5/56	0,9/0,93	60,5
2		2	1	40	КБН - 200 ж.д.	602	0,5/13	1,5/39	0,9/0,93	42
3		3	1	100	Зернохранилище на 2500 т.	323	95	95	0,7/0,75	136
4		4	2	100	Холодильник для фруктов на 700 тонн	321	95	95	0,75/0,75	127
5		5	1	25	Котельная для отопления 2 котла "Универсал-6"	384	15	15	0,8/0,9	19
6		6	1	63	Центральные ремонтно-механические мастерские	380	60	30	0,7/0,75	86
7		7	1	63	Комбикормовый цех 10 т/смену	194	65	65	0,7/0,75	93
	II. Линия - 2
1		8	1	100	Цех по переработке фруктов	333	100	100	0,75/0,8	133
2		9	1	25	МТП на 40 тракторов	374	20	10	0,7/0,75	28,6
3		10	1	25	Лесопильный цех с пилорамой Р - 65	343	23	2	0,7/0,75	33
4		11	1	40	КБН - 150 ж.д.	602	0,5/13	1,5/39	0,9/0,93	42
5		12	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,75/0,85	293
6		13	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,75/0,85	293
	III. Линия - 3
1		14	2	250	МТФ КРС на 1200 г.	27	220	220	0,75/0,85	293
2		15	1	400	Комплекс по откорму свиней на 6000 г.	16	280	230	0,75/0,85	373
3		16	2	400	Птицеферма на 50 тыс. кур несушек	50	280	280	0,7/0,75	400
4		17	1	250	Зерноток 10 т/час	309	250	250	0,7/0,75	357
5		18	1	25	Овцеводческая ферма на 1000 голов	70	10	20	0,75/0,85	23,5
Итого: п/ст "Преображенская" КР=1,4; РР=1650 кВт; SР=2291 кВА.

Рис. 1.6 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Покойное"

Рис. 1.7 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Красный Октябрь"



Рис.1.8 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Прасковея"

Рис. 1.9 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ присоединённых к п/ст "Будёновск"

Рис.1.10 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Преображенское"

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

Система централизованного электроснабжения включает в себя сети трёх типов: питающие сети, составляющие из линии электропередачи 35 - 110 кВ; распределительные сети напряжением выше 1 кВ, включающие линии напряжением 35 - 6 кВ и распределительные сети ниже 1 кВ состоящие из линии напряжением 0,38 кВ.

Выбор схем электроснабжения включает выбор номинальных напряжений сети, её конфигурацию, выбор и размещение трансформаторных подстанций различных напряжений, схемы их распределения к источникам питания.

Конфигурация схем электрических сетей зависит от ряда факторов, в том числе от числа, размещения электрических нагрузок и категорийности по надёжности электроснабжения потребителей, числа и размещения опорных подстанций энергосистем.

Целесообразно предусматривать, чтобы конфигурация и параметры сетей обеспечивали возможность последующего развития без серьёзных изменений.

Выбранные сети должны быть приспособлены к различным режимам работы при изменении нагрузки, а так же в после аварийных ситуациях.

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

Намечаются сочетания напряжения питающих и распределительных сетей.

Вариант I - 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Вариант II - 35/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Определяется значение допустимого суммарного отклонения напряжения для всех звеньев передачи по заданному режиму уровней напряжения источника питания по принятому режиму регулирования напряжения на трансформаторах.

На шинах 35 и 110 кВ источника питания осуществляется встречное регулирование напряжения: при максимуме нагрузки U_C=1.05U_Н, При 25 % нагрузки U_C=U_Н.

Суммарные допустимые потери напряжения определяются согласно [10], зная закон регулирования напряжения на источнике питания и принимая, ориентировочно пределы регулирования напряжения на трансформаторах с РПН 8% и исходя из допустимых отклонений напряжения у потребителя, данные заносятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Отклонения напряжения при питании потребителей сельскохозяйственного района от шин 110 35 кВ

Элементы установки	Отклонение напряжения
	Наиболее удалённом ТП	Ближайшем ТП
	При нагрузке %
	100	25	100	25
1. Шины 110 35 кВ	+5	0	+5	0
2. сети напряжением 110 35 кВ	-4	-1,0	-4	-1,0
3. Трансформатор 110 35/10 кВ надбавки	+5	+5	+5	+5
Потери	-4	-1	-4	-1
4. Сеть напряжением 10 кВ	-3	-0,75	0	0
5. Трансформатор 10/0,4 кВ надбавки	+2,5	+2,5	+2,5	+2,5
6. Сеть напряжением 0,4 кВ	-2,5	0	-5,5	0
	-5	+3,75	-5	+4,5

Определяется центр перегрузок района.

Из анализа расчётных нагрузок хозяйств района следует, что центрами сосредоточения нагрузок необходимо считать населённые пункты с. Преображенское, с. Прасковея, г. Будённовск, с. Покойное, с. Красный октябрь, при этом город Будённовск находится ближе всего к центру питания и находится от него (энергосистема) в 50 км.

Определяется ориентировочное значение потери напряжения питающей сети согласно табл. 1.3 U_П=4%.

Допустимая потеря напряжения в распределительной сети 10 кВ и 0,4 кВ составит U_р=5,5%.

Выбираем оптимальное значение приведённой плотности тока для распределительной сети выше 1000 В.

Определяется коэффициент динамики роста нагрузок. Методические указания к технико-экономическим расчётам при выборе схем и параметров электрических сетей рекомендуют определять коэффициент роста нагрузок по следующей приближённой формуле:

_т= (1.6)

где S₁ - расчётная мощность первого года эксплуатации сетей, отнесённая к расчётной мощности пятого года S_Р;

S_t - наибольшая расчётная мощность за пределами пятого года эксплуатации отнесённая к S_Р;

При S₁=0,5; S_t=1,0; _t=0.86. Оптимальное значение приведённой плотности тока для сочетания напряжения 110/10 кВ согласно [12] j_пр=0,76. Определяем экономический радиус распределительной сети выше 1000 В.

R_Э=, (1.7)

где U_Р - линейное напряжение распределительной сети, кВ;

К_Р - коэффициент учитывающий криволинейность дороги;

_Р - коэффициент учитывающий параметры сопротивления линии и cos , _Р=1,0 [12].

R_Э==12 км

Определяется целесообразное число подстанций районного значения согласно источникам [10], [12].

N=P_РЗ , (1.8)

где Р_РЗ - расчётная перспективная нагрузка района, кВт;

Р_ОР - плотность нагрузки сельскохозяйственного района, кВт/км²;

Х_Р, Ш_Р, Ф_Р - параметры, определяемые сочетанием напряжений, динамикой поста нагрузок, потерями энергии, экономическими показателями, параметры определяются по [12]

Р_ОР=, (1.9)

где S_Р - площадь района, км².

Р_ОР==2,69 кВт/км²

N=9860=3.94

Определяем местонахождения районных понижающих подстанций. Для этой цели круги радиуса R_Э накладываем на карту района с таким расчётом, чтобы в зоне кругов оказалось максимальное число населённых пунктов, и центр окружности совпадал с населённым пунктом, имеющим максимальную нагрузку.

В пределах экономического круга намечаем число фидеров и конфигурацию распределительной сети для электроснабжения населённых пунктов. При этом учитываем, что электрифицируемый район располагает современным, высокоразвитым сельскохозяйственным производством, имеющим потребителей первой и второй категории по условиям надёжности электроснабжения. Питающие линии 110 - 35 кВ в выбранных вариантах выбираем двухцепными.

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь необходимо выяснить, можно ли применять однотрансформаторную подстанцию. Установка двух трансформаторов на подстанции обязательна, когда хотя бы одна из линий напряжением 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающей потребители первой и второй категории надёжности электроснабжения не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35 - 110 кВ, имеющее независимое питание с рассматриваемой; расчётная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА; от шин 10 кВ отходят шесть и более линий напряжением 10 кВ расстояние между соседними подстанциями более 15 км [8]. По перечисленным условиям для всех вариантов электроснабжения выбираются двухтрансформаторные подстанции на напряжение 35 - 110 кВ.

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

На РТП 35 - 110 кВ сельских электрических сетей устанавливают трансформаторы ТМН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

На потребительских подстанциях 10 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключённом трансформаторе и приделами регулирования 2х2,5%.

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов напряжением 110 - 10 кВ на подстанциях определяют экономическим интервалом нагрузки. Для трансформаторных подстанций достаточным условием для выбора служит выражение

S_ЭНS_PS_Э.В (1.10)

где S_ЭН и S_Э.В - соответственно нижняя и верхняя граница интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P - расчётная нагрузка подстанции, кВА.

Пример расчёта: Потребитель - комбикормовый цех на 15 т. в смену, потребитель III категории надёжности электроснабжения, S_P=86.7 кВА; мощность трансформатора для ТП 10/0,4 кВ выбирается по таблице 7.2 [8] и она составит 63 кВА. Аналогично производится однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. Данные выбора заносятся в таблицу 1.2

Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций определяют по условиям их работы, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Номинальным режимом считается работа обоих трансформаторов, каждый на свою секцию; послеаварийным - работа одного трансформатора на обе секции.

Мощность трансформаторов в нормальном режиме при равномерной их нагрузке для подстанции напряжением 35 - 110 кВ и 10 кВ выбирается исходя из требований

S_Э.Н<0,5S_P<S_Э.В (1.11)

где S_Э.Н и S_Э.В - соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P - расчётная нагрузка подстанции, кВА.

В послеаварийном режиме мощность трансформатора соответствующую условию (1.11) проверяют с учётом возможных вариантов резервирования потребителей по сетям низкого напряжения.

S_НОМ=S_P/К_ПЕР (1.12)

где К_ПЕР - коэффициент аварийных допустимых перегрузок, выбирается по таблице 7.3 [8].

Зная К_ПЕР для трансформаторов с высшим напряжением 110 - 35 кВ находят по кривым их нагрузочной способности [8].

Пример расчёта: Вариант I подстанция "Красный Октябрь" с трансформаторами U=110 кВ. Расчётная нагрузка S_P=3992 кВА согласно условию выбора (1.12), мощность трансформатора в послеаварийном режиме определяется

S_НОМ==2661,3 кВА

Выбираем два трансформатора типа ТМН 4000/110

Аналогично выбираем мощность трансформаторов на других подстанциях, данные заносим в таблицу 1.4

Таблица 1.4 Силовые трансформаторы

Подстанция	Вариант I	Вариант II
	Тип трансформатора	Кол-во	Тип трансформатора	Кол-во
1. Преображенская	ТМН 1600/110	2	ТМН 1600/110	2
2. Покойное	ТМН 2500/110	2	ТМН 2500/110	2
3. Красный Октябрь	ТМН 4000/110	2	ТМН 4000/110	2
4. Прасковея	ТМН 1600/110	2	ТМН 1600/110	2
5. Будённовск	ТМН 2500/110	2	ТМН 2500/110	2

Рис 1.11 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

.

Рис 1.12 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

Расчёт питающей линии 0 - 1, схема которой приводится на рис. 1.13

Рис. 1.13 Схема к расчёту питающей линии 0 - 1

Рассчитывается сечение проводов ЛЭП, для чего выбирается экономическая плотность тока j при Т_МАХ=3000 ч [3,6,7,9] j=1,3 А/мм².

F_ЭК=, (1.13)

где F_ЭК - сечение провода, мм²; I_Р - расчётный ток, А.

I_P= (1.14)

I_P==64,7 А

F_ЭК==49,8 мм²

Для потребителей I - ой категории принимаем двухцепную линию

F'_ЭК=, (1.15)

F'_ЭК==24,9 мм²

По условиям коронирования для линии электропередач напряжением 110 кВ выбирается провод АС - 70 [3,7,16].

Составив схему замещения рис. 1.14 определяются постоянные её значения для провода АС - 70

Г_о = 0,45 Ом/км П.4 [7].

Х_о = 0,44 Ом/км П.14 [10,3,16].

В_о = 2,47 10^-6 Ом^-1/км П.7 [15,18,17]

Рис. 1.14 Схема замещения питающей линии 0 - 1

Сопротивления воздушных линий электропередач определяются по формулам:

R₁₂ = , (1.16)

X₁₂ = (x₀ l) / 2, (1.17)

где L - длина линии, км; r₀ - удельное активное сопротивление провода, Ом/км; х₀ - удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;

R₁₂ = = 11,25 Ом.

Х₁₂ = = 14,3 Ом.

Определяется емкостная проводимость линии по формуле (1.18).

В₁ = В₂ = , (1.18).

Где в₀ - удельная емкостная проводимость, Ом^-1/км.

В₁ = В₂ = = 1,37 10^-6 Ом^-1

Определяются активное и индуктивное сопротивления трансформаторной подстанции:

R₂₃ = , (1.19)

Где Р_к - потери короткого замыкания, кВт;

U_ном - номинальное напряжение высшего порядка, кВ;

S_ном - номинальная каталожная мощность, мВА.

Х₂₃ = (1.20)

где U_к - напряжение короткого замыкания, %; n - число трансформаторов.

R₂₃ = = 21,3 Ом

Х₂₃ = = 254,1 Ом

Определяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:

?U_хх = n, (1.21)

где I_о - ток холостого хода, %;

?Q_хх = = 75 кВАр.

Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.

Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Р_з = 2,525 МВт, коэффициент мощности cos = 0.8.

Тогда реактивная мощность определяется по формуле:

Q_з = Р_з tg (1.22.)

Q_з = 2,525 0,75 = 1,894 Мвар.

Потери мощности во втором звене запишутся

?Р₂ = R₂₃ (1.23.)

?Р₂ = 21,3 = 0.018 мВт.

Потери реактивной мощности определяются:

?Q₂ = Х₂₃ (1.24.)

?Q₂ = 254,1 = 0,215 мВAP.

Потери напряжения в звене, продольная составляющая

?U₂ = (P₃ R₂₃ Q_з X₂₃) / U_з (1.25)

?U₂ = = 4,86 кВ

поперечная составляющая

U₂ = (P₃ X₂₃ - Q₃ R₂₃) / U₃ (1.26.)

U₂ = = -3,9 кВ.

Определим мощность и напряжение в начале второго звена:

Р₂ = Р₃ + ?Р₃

Q₂ = Q₃ + ?Q₃

Р₂ = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;

Q₂ = 1,894 + 0,215 = 2,109 Мвар.

U_з = (1.28)

U_з = = 114,93 кВ.

Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 Расчет линий электропередач по звеньям

Номер звена	Напряже-ние в конце звена U, кВ	Мощность в конце звена	Потери мощности	Потери напряжения	Мощность в начале звена	Напряж-е в начале звена, U, кВ
		P, МВт	Q, МВАР	?P, МВт	?Q, МВАР	?U, кВ	U, кВ	P, МВТ	Q, МВАР
2	110	2,525	1,894	0,018	0,215	4,86	-3,9	2,543	2,109	114,9
1	114,9	2,543	1,09	0,0065	0,0063	0,35	0,14	2,55	1,096	115,25

Первое звено. Активная мощность в конце звена Р₁ = 14,555 МВт. Реактивная мощность рассчитывается с учетом потери мощности трансформатора на холостом ходу и зарядной мощности линии Q_c

Q_c = BU² (1.29)

Q_c = Q'₂ + Q_xx - B₂ U²₁ (1.30)

Q₂ = 2,103 + 0,075 - 1.37 10^-6 114,9² = 1,09 Мвар

Потери мощности в звене запишутся

?Р₁ = R₁₂ (1.31)

?Р₁ = = 0,0065 МВт.

?Q₁ = (1.32)

?Q₁ = = 0.0063 Мвар.

Потери напряжения в звене

?U₁ = (1.33)

?U₁ = = 0,35 кВ

U₁ = (1.34)

U₁ = = 0.14 кВ.

Мощность и напряжение в начале первого звена определяется:

Р₁ = Р₂ + ?Р₁ (1.35)

Q₁ = Q₂ + ?Q₁

Q₁ = 1,09 + 0.0063 = 1,096 Мвар;

Р₁ = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.

U₁ = (1.36)

U₁ = = 115,25 кВ.

Полученные расчетные данные заносим в табл.1.5.

Из табл.1.5 находим основные технико-экономические показатели расчитаной линии.

Коэффициент полезного действия передачи

= (1,37)

= = 0,99

при этом

tg = (1.38)

tg = = 0,43

откуда определяется cos = 0,92.

Общая потеря напряжения в линии определяется.

?U % = U₁ - U₃ (1.39.)

?U = 115,25 - 110 = 5,25 кВ или 4,8%

Таким образом выбранная мощность и тип трансформатора, а так же сечение (370) мм² и марка проводов АС обеспечивают передачу запланированной расчетной мощности с достаточно высоким КПД передачи = 0,99. Данные расчётов заносим в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 Расчет питающих линии напряжением 35 110 кВ

Номер расчетного участка	Суммарная мощность участка Sp= Sp, кВА		Расчетная мощность участка Sp = KоднSp	Марка и сечение провода	Длинна расчетного участка L, км	Потери напряжения на расчетном участке
Вариант I
0-1	14941	0,8	11953	АС - 70	50	0,9
1-2	7495	0,8	5996	АС - 70	38	0,35
1-4	2291	1	2291	АС - 70	25	0,11
1-5	2286	1	2286	АС - 70	30	0,1
2-3	3992	1	3992	АС - 70	24	0,2
Вариант II
0-1	14941	0,8	11953	АС - 70	50	0,9
1-2	7495	0,8	5996	АС - 70	38	0,35
1-4	4577	0,8	3662	АС - 70	25	0,14
4-5	2286	1	2286	АС - 70	23	0,1
2-3	3992	1	3992	АС - 70	24	0,2

1.3.4 Определение сечений проводов распределительной сети напряжением 10 кВ

Методика разработанная институтом "Сельэнергопроект", предусматривает выбор провода по эквивалентной мощности S_экв, а не по проектной, которая наступает в конце расчетного срока, через 5…7 лет.

Определяется расчетная максимальная нагрузка S_max на данном участке линии. Разные схемы сети 10 кВ приведены на рис. 1.16., рис. 1.20.

Определяется эквивалентная нагрузка по формуле:

S_экв = S_max K_д , (1.40)

где K_д - коэффициент учитывающий динамику роста нагрузок, для вновь сооружаемых сетей K_д = 0,7 [1].

По таблицам [1] предварительно определяется сечение проводов для каждого участка линий. Определяется потеря напряжения при выбранных сечениях для мощности расчетного года S_max. Если потери напряжения превысит допустимую, то на ряде участков начиная с головных берутся большие дополнительные сечения из тех же таблиц приложения [1]. Расчет заканчивается проверкой потери напряжения в линии, которая на должна превышать допустимую. Все расчеты по распределительной сети 10 кВ сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7 Расчет сетей напряжением 10 кВ

Номер расчетного участка	Суммарная мощность участка S= S, кВА	Расчетная мощность участка S, кВА	Эквивалентная мощность участка Sэкв= S Kq, кВА	Марка и сечение провода	Длина расчетного участка L, км	Потери напряжения на расчетном участке ?U,%
п/ст "Покойное"
Л - 1	1105	884	619	А - 50	14,5	8,7
Л - 2	1253	1002	701	А - 50	12,4	7,2
Л - 3	494	395	277	А - 50	11,0	5,6
Л - 4	575	460	322	А - 35	8,2	3,1
п/ст "Красный Октябрь"
Л - 1	1363	1090	763	А - 50	12,6	7,3
Л - 2	2029	1623	1136	АС - 70	11,0	7,8
Л - 3	900	720	504	А - 50	13,8	8,8
Л - 4	531	425	298	А - 50	11,0	5,9
п/ст "Прасковея"
Л - 1	334	267	187	А - 50	10,6	4,4
Л - 2	1225	980	686	АС - 70	18,2	5,4
Л - 3	966	773	541	А - 50	16,0	8,2
п/ст "Будёновск"
Л - 1	1326	1061	743	АС - 70	21,8	7,3
Л - 2	1766	1413	989	АС - 70	14,9	8,1
Л - 3	675	540	378	А - 50	15,3	6,1
п/ст "Преображенское"
Л - 1	494	395	277	А - 50	19,7	6,2
Л - 2	739	591	414	А - 50	20,2	8,2
Л - 3	1250	1000	700	АС - 70	19,7	4,8

Рис. 1.15 Расчётная схема сети ВЛ - 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Покойное"



Рис. 1.16 Расчётная схема сети ВЛ - 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Красный Октябрь"

Рис.1.17 Расчётная схема сети ВЛ - 10 кВ к определению сечения проводов сети, присоединённой к п/ст "Прасковея"



Рис. 1.18 Расчётная схема сети ВЛ - 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Будёновск"

Рис.1.19 Расчётная схема сети ВЛ - 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Преображенское"

1.4 Технико-экономическое обоснование выбора целесообразного варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района

При проектировании систем сельского электроснабжения необходимо обеспечить выбор наиболее целесообразного, имеющего лучшие технико-экономические показатели, варианта. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты.

Приведенные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущих затрат на издержки производства и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Е_н [4].

З = Е_н К + И, (1.41.)

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности принимаемый в энергетике, 0,15;

К - капиталовложения, тыс. руб.;

И - ежегодные издержки производства, руб.

Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.

1.4.1 Определение капитальных вложений

Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:

К = К_л + К_п/ст + К_я + К_q, (1.42.)

где К_л - суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс. руб.;

К_я - капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс. руб.;

К_д - дополнительные капиталовложения, тыс. руб.

Стоимость линий и оборудования выбирают по справочным материалам [2], [9].

Капиталовложения в линии электропередач приведены в таблице 1.8., а капитальные вложения в подстанции в таблице 1.9.

Дополнительные капитальные затраты определяют по формуле:

К_д = (?Р_л + ?Р_п/ст), (1.43)

Где - удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности электростанции, руб./кВт;

?Р_л, ?Р_п/ст - соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.

Потери мощности в линии определяется:

?Р_л = 3I²_р R 10^-3, (1.44)

где R - активное сопротивление линии, Ом;

I_р - расчетный ток линии, А.

Пример расчета. Вариант I Линия 0 -1 110 кВ I_р = 95,4; r₀ = 0,43 Ом/км; L = 50 км.

?Р_л = (3 62,9² 50 0,43 10^-3)/2= 127,2 кВт.

Потери мощности в линиях электропередач сведены в таблицу 1.10.

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:

?Р_т = ?Р_ст n + ?Р_{м. ном}()², (1.45)

где ?Р_ст - потери в стали трансформатора, кВт;

n - количество параллельно включенных трансформаторов;

?Р_{м. ном} - потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.

Пример расчета. Вариант I, п/ст "Красный Октябрь"

Трансформаторы ТМН - 6300/110кВ, включены 2 штуки параллельно:

?Р_т = 2 11,5 + 44 = 31,73 кВт.

Потери мощности в трансформаторных подстанциях заносятся в таблицу 1.11.

Находим дополнительные капитальные вложения по I - му варианту:

К_д=31,5(248,9+136,5)=12,1 тыс. руб

Таблица 1.8 Капитальные вложения линии электропередач 110 кВ.

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	L, км	Стоимость 1 км тыс. руб.	Клi, тыс.руб.	Номер линии	L, км	Стоимость 1 км тыс. руб.	Клi, тыс.руб.
0 - 1	50	36,5	1825	0 - 1	50	36,5	1825
1 - 2	38	36,5	1387	1 - 2	38	36,5	1387
1 - 4	25	36,5	912,5	1 - 4	25	36,5	912,5
1 - 5	30	36,5	1095	4 - 5	23	36,5	839,5
2 - 3	24	36,5	876	2 - 3	24	36,5	876
Кл=6095,5 тыс. руб.	Кл=5840,0 тыс. руб.

Таблица 1.9 Капитальные вложения в подстанции

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Характеристики подстанции	Кол-во шт.	К п/ст, тыс. руб.	Характеристики подстанции	Кол-во шт.	К п/ст, тыс. руб.
Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ	1	316	Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ	1	316
Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ	1	362	Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ	1	362
Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ	2	520	Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ	1	260
На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ	1	290	На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ	1	290
-	-	-	На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ	1	290
Кп/ст=1488 тыс. руб.	Кп/ст=1518 тыс. руб.

Таблица 1.10 Потери мощности в линиях электропередач 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	Рл, кВт	Номер линии	Рл, кВт
0 - 1	198,9	0 - 1	198,9
1 - 2	38,1	1 - 2	38,1
1 - 4	2,4	1 - 4	9,3
1 - 5	2,7	4 - 5	2,1
2 - 3	6,8	2 - 3	6,8
Рл=248,9 кВт	Рл=255,2 кВт

Таблица 1.11 Потери мощности в трансформ-х подстанций 110/10 кВ

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Трансформаторы	Рп/ст, кВт	Трансформаторы	Рп/ст, кВт
п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	27,3	п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	27,3
п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	30,8	п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	30,8
п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9	п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9
п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	34,6	п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	34,6
п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9	п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	21,9
Рп/ст=136,5 кВт	Рп/ст=136,5 кВт

Результаты расчетов капитальных затрат по вариантам сведены в таблицу 1.12. Капитальные вложения в ячейки ОРУ - 110 кВ на пункте питания от энергосистемы будут величиной постоянной для вариантов I и II и составят К_я = 90 млн. руб.

Таблица 1.12 Капитальные вложения в электрическую сеть.

Варианты	Кл, млн. руб.	Кп/ст, млн. руб.	Кя, млн. руб.	Кq, млн. руб.	К млн. руб.
I	6095,5	1488	90	12,1	7685,6
II	5840,0	1518,0	90	12,3	7460,3

1.4.2 Определение ежегодных издержек.

Ежегодные издержки производства представляют собой сумму всех отчислений и расходов связанных с эксплуатацией данной электроустановки для каждого звена электрической сети определяются по формуле:

И = + + К_я + _л ?А_л + _т ?А_п/ст + 3 (1.46)

где К_л - капитальные вложения на сооружение - ой линии электропередач, млн. руб.;

Р_аi, Р_трi = отчисления в процентах на амортизацию линии и текущей ремонт;

К_п/стi - капитальные вложения на сооружение подстанции, млн. руб.;

Р`_а, Р'_тр - отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт подстанций;

К_я - капитальные вложения на сооружение ячейки ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме, млн. руб.;

Р''_а, Р''_тр - отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт ячейки;

_л - удельные затраты на потери электроэнергии в воздушных линиях, руб./кВт час;

_т - удельные затраты на потери электроэнергии в трансформаторах понизительных подстанций, , руб./кВт час;

?А_л, ?А_п/ст - суммарные потери электроэнергии в линиях и на подстанциях, кВт/час;

З - заработная плата и другие расходы связанные с эксплуатацией сетей, млн. руб.

Согласно [9] при технико-экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей, затраты на эксплуатацию (текущий ремонт, зарплату персоналу и общественные расходы) допускается определять в процентах от капиталовложений формула (1.47.) перепишется следующим образом:

И = + + К_я + _л ?А_л + _т ?А_п/ст, (1.47)

где Р_э Р'_э Р''_э - отчисления в процентах, соответственно на эксплуатацию линий и ячейки ОРУ в месте присоединения сети в энергосистеме. Потери электроэнергии в линиях электропередач определяется по формуле:

?А_л = З I²_max R 10^-3 , (1.48)

где I_max - максимальный ток в линии, А; R - активное сопротивление линии, Ом; - время наибольших потерь, ч.

Для сельскохозяйственных потребителей:

= 0,69 Т_м - 584, (1.49.)

Для сельскохозяйственных сетей Т_м = 3500 ч, поэтому

= 0,69 3500 - 584 = 1831 час.

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций определяется:

?А_п/ст = [ ?P_m + ?Р_ст 8760]. (1.50.)

Результаты расчетов потерь энергии в линиях сведены в таблицу 1.13., а результаты расчетов потерь энергии в трансформаторных подстанциях в таблицу 1.14.

Издержки на амортизацию и обслуживание линий.

Пример расчета. Вариант I. Амортизационные отчисления на линии 110 кВ. Р_{а 110} = 2,4%. Затраты на эксплуатацию линии 110 кВ Р_э = 0,4%:

К_л = 6095,5 = 170,6 млн. руб.

Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.

Пример расчета. Вариант I.

К_п/ст = 1488 = 139,9 млн. руб.

Таблица 1.13 Потери электроэнергии в линиях 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	Ал, кВтчас	Номер линии	Ал, кВтчас
0 - 1	364185,9	0 - 1	364185,9
1 - 2	69761,1	1 - 2	69761,1
1 - 4	4394,4	1 - 4	17028,3
1 - 5	4943,7	4 - 5	3845,1
2 - 3	12450,8	2 - 3	12450,8
Рл=455735,9 кВтч	Рл=467271,2 кВтч

Таблица 1.14 Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций

Вариант I 110/10 кВ	Вариант II 110/10 кВ
Трансформаторы	Ап/ст, кВтч	Трансформаторы	Ап/ст, кВтч
п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	83123,3	п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	83123,3
п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	112472,8	п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	112472,8
п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9	п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9
п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	96489,6	п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	96489,6
п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9	п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9
Рп/ст=438557,5 кВтч	Рп/ст=438557,5 кВтч

Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме.

К_я = 90 = 8,46 млн. руб.

Нормы на амортизацию взяты из [15].

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в линиях и на подстанциях. Согласно [4] для зоны Северного Кавказа стоимость потерь электроэнергии в линиях ₁₁₀= 26 коп./кВт ч.

Пример расчета. Вариант I.

₁₁₀ ?А_л110 + _т110/10 ?А_т110/10= 26455735,9+27,7438557 = 239,9 тыс. руб.

Результаты расчетов для вариантов сведены в таблицу 1.15.

Определяются суммарные приведенные затраты для вариантов:

З = И + Е_н К , (1.41)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

Е_н = , (1.51)

где Т_н - нормативный срок окупаемости Т_н = 5 лет. Расчет приведенных затрат сводится в таблицу 1.16.

Таблица 1.15 Ежегодные издержки

Статьи издержек	Варианты
	I	II
Издержки на амортизацию и обслуживание линий, млн. руб.	170,6	163,5
Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций, млн. руб.	139,9	141,3
Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек, млн. руб.	8,46	8,46
Затраты на возмещение потерь электроэнергии, млн. руб.	239,9	243,0
Суммарные ежегодные издержки, млн. руб.	558,9	556,3

Таблица 1.16 Суммарные приведенные затраты

Варианты	И, млн. руб.	К, млн. руб.	З, млн. руб.
I	558,9	7685,6	2096,0
II	556,3	7460,3	2048,4

Анализ таблицы 1.16 показал, что оба варианта практически равнозначны. Выбираем вариант I по техническим соображениям, т. к. он содержит большее количество подстанций тупикового типа, которые выполнены по более простым схемам и более удобны в обслуживании.

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Схемы распределительных устройств подстанций на всех напряжениях выбираются с учетом числа присоединений и назначения подстанции.

При выборе схем подстанции они должны удовлетворять: надёжности электроснабжения потребителей, транзита мощности через подстанцию, возможности проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений, учитывать перспективу развития.

Трансформаторная подстанция "Будёновск" является для всех вариантов узловой, РУ 110 кВ выполняется по схеме с одной рабочей секционированной и одной обходной системой шин.

Подстанции "Преображенское", "Прасковея", "Красный Октябрь" являются тупиковыми. Схемы подстанций представляют собой два блока "линия - трансформатор" с автоматической перемычкой со стороны питающей линии и с установкой короткозамыкателей и отделителей, подстанция "Покойное" выполнена на отпайках.

1.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет короткого замыкания проводится с целью выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих устройств, выявления необходимости ограничения величины тока короткого замыкания и проектирования устройств релейной защиты и автоматики. Расчетная схема сети приведена на рис. 1.21. а схема замещения на рис. 1.22. По данным энергосистемы мощность трёхфазного короткого замыкания питающей системы в месте присоединения S_к.с= 1000 МВА. Расчет выполняется в относительных единицах. Принимается базисная мощность S= 100 МВА. Определяются сопротивления элементов схемы. Расчет приводится только для характерных элементов схемы. Остальные данные приведены на рис. 1.22.

Сопротивление системы.

Х_с = (1.52)

Х_с = = 0,1

Сопротивление воздушной линии

Х = (1.53)

r = (1.54)

где х₀, r₀ - индуктивное и активное сопротивление 1 км провода [12], Ом/км, L - длина линии, км.

Активное сопротивление учитывается только при условии, что r x где r, x - суммарное активное и реактивное сопротивление до точки короткого замыкания.

Сопротивление трансформатора

Х_т = (1.55)

Для трансформаторов с S_н>630 кВА r0, сопротивление Х_н%U_к%

Результаты расчётов сводим в таблицу 1.17.



Рис. 1.20 Расчетная схема для определения токов КЗ

Рис.1.21 Схема замещения питающей сети 110 кВ

Таблица 1.17 Расчет токов короткого замыкания

Точка К. з.	Хэкв	rэкв	Zэкв	I''(2), А	I''(3), А	Sк, мВА	у(3)
К - 1	0,2	0,95	0,97	518	445	103,2	1295
К - 2	4,4	0,95	4,5	1222	1051	22,2	2627
К - 3	0,283	0,17	0,33	1524	1320	290,3	3879
К - 4	1,88	0,17	1,88	2925	2533	53,1	7446
К - 5	0,279	0,32	0,42	1197	1037	238,4	3048
К - 6	1,87	0,32	4,89	2910	2520	52,9	7407
К - 7	0,269	0,159	0,41	1212	1042	241,4	3085
К - 8	4,47	0,159	4,48	1227	1055	22,3	3125
К - 9	0,28	0,151	0,32	1571	1351	312,9	3439
К - 10	1,88	0,151	1,89	2910	2520	52,9	7407

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств 110 и 10 кВ

Выбор электрических аппаратов должен производиться в соответствии с вычисленными максимальными величинами токов, напряжений, мощностей отключений для двух режимов: нормального и режима короткого замыкания. К таким аппаратам относятся: выключатели разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы. При выборе производится сравнение расчётных величин с допускаемыми значениями. При этом расчётные значения должны быть меньше допустимых (табличных).

Результаты выбора аппаратов приведём в таблицах 1.18-1.22

Таблица 1.18 Данные разъединители РНД 3 - 2 - 110/1000 У1