Электроснабжение района Архангельской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Исходя их современной потребности обеспечения роста объемов производства в промышленности и в сфере сельского хозяйства, назревает вопрос развития и совершенствования системы электроэнергетики в нашей стране. Основные задачи на сегодняшний день: качество поставляемой электроэнергии, бесперебойные поставки, энергосбережение и надежность.

Особенность развития программ энергетики заключается ещё и в том, что новые решения в данной сфере требуют больших затрат на реконструкцию существующего оборудования. Однако, в большинстве случаев, эти риски оправданы и в итоге начинают приносить прибыль.

В данной выпускной квалификационной работе (ВКР) спроектировано электроснабжение сельскохозяйственного района Архангельской области. В настоящее время численность района составляет 1200 человек. В административном подчинении района находится деревня «Боры», с численностью населения 100 человек. На территории района размещены птицеферма, районная котельная, а также объекты социальной и культурной сферы населения.

Электроснабжение района спроектировано на питании от подстанций районных энергосистем.

В качестве главной понизительной подстанции является тупиковая ПС 35/10 кВ, включающая в себя два трансформатора «ТМН 2500/35». Распределительное устройство низшего напряжения выполнено по схеме с двумя секциями шин, что необходимо для электроснабжения потребителей любой категории.

Проектируемая подстанция получает питание от электрической системы по двум линиям Л1 и Л2. После преобразования электроэнергии на напряжение 10 кВ электроэнергия передается потребителям. Количество линий на 10 кВ - 2. Среди потребителей электроэнергии имеются потребители всех категорий.

Распределительное устройство подстанции выполнено открытого типа - для высшего напряжения 35кВ.

Распределительное устройство 10 кВ (КРУ) контейнерного типа, состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном виде.

Основное электропитание аппаратуры осуществляется от шин собственных нужд подстанции, резервное питание средств связи и системы диспетчерского технологического управления осуществляется от аккумуляторных батарей.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

1.1 Общие сведения

Электроснабжение рассматриваемого района спроектировано на питании от подстанций районных энергосистем.

В качестве главной понизительной подстанции принимаю тупиковую ПС 35/10 кВ, включающую в себя два трансформатора «ТМН-2500/35/10». Распределительное устройство низшего напряжения имеет схему с двумя секциями шин, что необходимо для электроснабжения потребителей любой категории.

Проектируемая подстанция получает питание от электрической системы по двум линиям Л1 и Л2. После преобразования электроэнергии на напряжение 10 кВ электроэнергия передается потребителям. Количество линий на 10 кВ - 2. Среди потребителей электроэнергии имеются потребители всех категорий. Электроприемники 1-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, перерывы в электроэнергии допускаются на время автоматического восстановления питания.

Распределительное устройство подстанции для высшего напряжения выполнено открытого типа.

Распределительное устройство 10 кВ (КРУН) состоит из частично закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном виде.

Основное электропитание аппаратуры подстанции осуществляется от шин собственных нужд, резервное питание средств технологического управления осуществляется от аккумуляторных батарей.

Основные потребители электрической энергии района - птицеферма и объекты жилой и коммунально-бытовой застройки.



1.2 Расчетно-климатическая характеристика района

По расчетным и метеорологическим данным район климатических условий принят по гололеду - 2 (толщина стенки гололедного отложения - 10 мм), по ветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/с).

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, Н/м2:

максимальный 40;

при гололеде 10.

Глубина промерзания грунта на площадке ПС - 165 см.

Грунтовые воды на площадке ПС расположены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, 0С:

максимальная: +36;

минимальная: -50;

средняя за год: +1,2;

средняя, наиболее холодной пятидневки: -32.

Число грозовых часов в году -40.

1.3 Расчетные параметры отходящих линий

Таблица 1.1 - Баланс мощности ВЛ-10 кВ

Наименование	Расчетный уровень, МВА
ПТФ	0,52
Жилой сектор	2,00
Итого на линиях 10 кВ	2,52



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РАЙОНА

трансформатор подстанция проектирование

2.1 Расчет нагрузок потребителей жилого сектора

Рассчитаем нагрузку частных жилых домов.

Общее количество частных домов жилого сектора - 51.

Расчетная нагрузка жилых домов на вводе - Pкв, кВт;

Удельная расчетная нагрузка - Pуд.ж.д., кВт квартира;

Количество квартир (частные жилые дома) - n;

Удельную расчетную нагрузку принимаем для квартир средней общей площадью до 70 м2, с плитами на природном газе. Данные берем из таблицы 2.1 [1]. Данные взятые из таблицы не учитывают применения в квартирах электрического отопления.

В связи с тем, что количество квартир в рассматриваемом доме, является промежуточным значением таблицы 2.1 [1] - в качестве удельной расчетной нагрузки берем приблизительное значение, рассчитанное интерполяцией:

40	1.2
51	х
60	1.05

х =1.2+ •= 1,12 кВт

В результате расчета получили удельную мощность частного жилого дома Pкв.уд.=1,12 (кВт/квартира).

Расчетная активная нагрузка квартир Pр.ж.д. кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле (2.1) из [1]:



Pр.ж.д = Pж.д.• n, (2.1)

Рассчитаем нагрузку для 51 жилого дома по формуле 2.1

Pр.ж.д. = 1,12•51=57,12 кВт

Определим реактивную нагрузку по формуле (2.2) из [1]:

Qр.ж.д. = Рр•tgц (2.2)

Принимаем tgцж.д. = 0,29 [1]

Qр.ж.д. = Рр•tgц = 57,12?0,29 = 16.56 квар

Определим полную нагрузку по формуле (2.3) из [1]:

Sр = Рр +Qр (2.3)

где Sр.ж.д - полная нагрузка частных жилых домов

кВА.

Определим нагрузку двухэтажного восьми квартирного жилого дома

Удельную расчетную нагрузку принимаем для квартир средней общей площадью до 150 м2, с плитами на природном газе. Данные берем из таблицы 2.1 [1]. Данные взятые из таблицы не учитывают применения в квартирах электрического отопления.

Расчетная электрическая нагрузка квартир Pкв. кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле (2.1):

Расчетную нагрузку силовых электроприемников Pc кВт, привеведенную к вводу в жилое здание, определим по формуле 2.4 [1]:

Pс = Pp.л + Pcт.у. (2.4)



Мощность лифтовых установок Рр.л, кВт, принимается равной 0, т.к. дом двухэтажный и лифтовые установки отсутствуют.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств Рст.у, кВт, принимаем равной 0.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Рр.ж.д, кВт, определяется по формуле 2.5 [1]:

, (2.5)

где Ркв- расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Рc - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

Ку - коэффициент участия в максимуме нагрузки для жилых домов с плитами на газообразном топливе по таблице 2.3.1 [1] (равен 0,9).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по табл. 2.1.4 [1].

В качестве примера рассчитаем нагрузку двухэтажного восьми квартирного жилого дома.

В связи с тем, что количество квартир в рассматриваемом доме, является промежуточным значением таблицы 2.1.1 - в качестве удельной расчетной нагрузки берем приблизительное значение, рассчитанное интерполяцией:

х =2,8+ •= 2,46 кВт

Pкв.уд.=2,46 кВт/квартира.

Рассчитаем нагрузку на вводе (этажность домов - 2, квартир - 8, количество домов - 7)

Pжд = 2,46•56=137,76 кВт

Pс = Pp.л + Pcт.у. = 0 кВт;

= 137,76 + 0 = 137,76 кВт.

Определим реактивную нагрузку для квартир с плитами на природном газе:

Принимаем tgцж.д. = 0,29 [1]

квар

Определим полную нагрузку одного двухэтажного восьми квартирного жилого дома:

кВА.

Расчет нагрузки двухэтажного двенадцати квартирного жилого дома рассчитываю по принципу расчета двухэтажного 8-ми квартирного жилого дома. Двенадцати квартирные жилые дома с плитами на природном газе. Все данные, полученные в расчетах занесем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетная нагрузка жилых зданий

Наименование потребителя.	nж.д.	Руд.	Рр.	tgц	Qр.	Sр.
Частн.ж.д.	51	1,12	57,12	0,29	16,56	62,74
2 эт. 8 кв.ж.д.	7	2,46	137,76	0,29	39,95	143,43
2эт. 12 кв.ж.д.	27	2	648	0,29	187,29	674,52
Итого		842,88		243,8	880,69

2.2 Расчет нагрузок общественных зданий

Данные для расчета мощностей объектов массового строительства принимаю из таблицы 2.2.1 [1].

Определим расчетные электрические нагрузки, на примере здания средней поселковой общеобразовательной школы на 320 учащихся (для остальных потребителей результаты аналогичного расчета сведены в таблице 2.2):

Расчетную активную нагрузку Рзд приведенную к вводу в здание, определим по формуле 2.6:

Рзд. = Руд. • n (2.6)

Где Руд. удельная нагрузка, кВт/чел.

n - количество учащихся.

Рзд. = 0,25•320= 80 кВт

Расчетную реактивную нагрузку Qзд определим по формуле 2.7:

Qзд. = Рр.зд. • tgц (2.7)

tgц - принимаем из таблицы 2.2.1 [1]

tgц = 0,38

Qзд = 80•0,38 = 30,4 кВар;

Определим полную нагрузку:

где Sр.шк. - полная расчетная нагрузка школы

кВА.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет нагрузок общественных зданий

Наименование потребителя	n, чел	S, м2	Раб. мест	Руд, кВт/ чел	Руд, кВт/ место	Руд, кВт/м2	Руд, кВт/ рабоч место	Рзд., кВт	tgц	Qзд, кВар	Sзд., кВа
Школа общеобразовательная	320	-	-	0,25	-	-	-	80	0,38	30,4	85,58
Профтехучилище	200	-	-	0,46	-	-	-	92	0,75	69	115
Детский сад	100	-	-	-	0,46	-	-	46	0,25	11,5	47,42
Детско-юношеская спортивная школа (2 этажа)	-	900	-	-	-	0,043	-	38,7	0,48	18,58	42,93
Административное здание (2 этажа)	-	900	-	-	-	0,043	-	38,7	0,48	18,58	42,93
Центр коммунально-бытового обслуживания	-	-	6	-	-	-	1,5	9	0,25	2,25	9,28
Сберкасса, почта	-	600	-	-	-	0,043	-	25,8	0,48	12,38	28,61
Культурный центр «Соломбала»	600	-	-	0,14	-	-	-	84	0,43	36,12	91,43
Магазин «Хозтовары»	-	200	-	-	-	0,14	-	28	0,43	12,04	30,48
Аптека	-	240	-	-	-	0,14	-	33,6	0,7	23,52	40,76
Продуктовый магазин «Сезон»	-	200	-	-	-	0,23	-	46	0,7	32,2	56,15
Продуктовый магазин «Афанасий»	-	225	-	-	-	0,23	-	51,75	0,7	11,9	53,1
Продуктовый магазин «Лига»	-	220	-	-	-	0,23	-	50,6	0,7	35,42	61,77
Итого		715,7		385,1	821,9

2.3 Расчет электрических нагрузок птицефермы «Любовское»

Сферой деятельности птицефермы является производство, переработка и реализация продукции производства, осуществление торговых и посреднических операций. Производственные мощности рассчитаны на одновременное содержание в цехах фермы до 50 тысяч кур-несушек.

На птицеферме имеются потребители первой, второй и третьей категорий надежности.

К потребителям первой категории надежности относятся:

Инкубаторий, птичники, холодильник, охранная и пожарная сигнализации.

К потребителям второй категории надежности относятся:

Убойный, комбикормовый и консервный цеха.

Потребители третьей категории надежности:

Проходная, столовая, ремонтно-механический цех, склад материального снабжения, электроцех, санпропускник, наружное освещение.

В качестве исходной информации для производства расчетов принимается перечень электроприемников с указанием их номинальных мощностей Рн max, коэффициентов использования Ки и активной мощности соsц.

Установленная мощность предприятия ?Ру составляет 650 кВт.

Находим отношение номинальных мощностей приемников: Рн max /Рн min:

Рн max - номинальная мощность наиболее мощного приемника группы;

Рн min - номинальная мощность наименее мощного приемника группы;

> 3;

Рассчитаем активную нагрузку за наиболее загруженную смену:

= 0,7 650 = 455 кВт

Рассчитаем реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену:

= 455 0,3 =136,5 кВар

Находим эффективное число приемников nэф и величину усредненного для группы приемников коэффициента использования

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников

шт

Зная nэф и Ки по таблице [5] определяем коэффициент максимума Км = 1,15.

Найдем максимальную активную мощность линии.

Рр = Км • Рсм = 1,15 • 455 = 523,25 кВт.

Коэффициент максимума рекактивной мощности К''м = 1, при nэ > 10.

Отсюда находим реактивную мощность линии:

Qр = Рсм • tgц = 455 ? 0,3 = 136,5 кВар.

Полная расчетная нагрузка:

Sp = = 540,76 кВА.

Расчет нагрузок наружного освещения фермы произведен на примере расчета осветительных нагрузок жилой части поселка (п 2.4 Нагрузки наружного освещения), данные полученных расчетов сведены в таблице 2.4.2. В результате полученных расчетов полная мощность нагрузки сетей наружного освещения, Sр.осв. = 6,84 кВа. Общая нагрузка фермы находится суммированием нагрузок зданий, цехов и осветительных нагрузок. Отсюда полная мощность предприятия составляет:

S = 540,76+6,84 = 547,6 кВА



2.4 Расчет нагрузки наружного освещения

Улицы и дороги, расположенные в рассматриваемом районе относятся к категории - «В» объекта по освещению. Категория - «В» включает в себя улицы и дороги местного значения, дороги промышленных и коммунальных складских районов, поселковые улицы и площади [2].

Уровень освещения для них нормируется величиной средней горизон-тальной освещенности, которая для улиц, до-рог и площадей категории «В» при переходном типе покрытий -- 4 лк, при покрытии ни-зшего типа -- 2 лк [3].

Проектирование наружного освещения основывается на классификации дорог, улиц и площадей по требованиям, предъявляемым к условиям зрительной работы на этих объектах [3].

Светильники расположим в однорядном исполнении. При ширине проезжей части 10 метров, с учетом рекомендаций [5], принимаем однорядное одностороннее расположение светильников: на опорах с одной стороны проезжей части. Количество на опорах принимаю равным 1.

Рассчитаем освещенность в самых удаленных точках дороги, где освещенность от светильников будет минимальна. По таблице 57.1 [1] средняя горизонтальная освещенность дорог, относящихся к дорогам категории «В» должна составлять 4 лк. Расположим светильники с шагом равным 30 метрам, отсюда общее количество светильников будет равно 238 шт. Далее для определения мощности светильника необходимо найти суммарную условную освещенность (?e), создаваемую ближайшими источниками света.

Световой поток источника света в каждом светильнике, обеспечивающий получение в выбранной контрольной точке освещенности Е будет определяться по формуле 2.8 [4]:



Ф = (2.8)

где К-коэффициент запаса, равный 1,5;

Е-освещенность в контрольной точке, равна 4 лк;

м - коэффициент добавочной освещенности, м=1,1 [6];

?e - суммарная условная освещенность, создаваемая ближайшими источниками света.

Пользуясь точечным методом [4] и кривыми силы света для светильника типа LL-ДКУ-02-060-0311-65Д [5] (тип кривой силы света “Л”), находится суммарная условная освещенность (?e), создаваемая ближайшими источниками света. Выберем точки для определения условной освещенности, при этом расстояние между светильниками в ряду составляет 30 м.

Рис. 2.4.1 - Расчет освещенности точечным методом

Расчет условной освещенности сводится в табл. 2.3

Таблица 2.3 - Освещенность в контрольных точках

контрольная точка	№ источника света	d, м	условная освещенность, лк
			суммарная всех светильников	суммарная всех светильников
А	1,2	19	0.224	0.448
	3	47	0.011	0.011
	-	-	-	?е = 0,459
Б	1,2	15	0,033	0,066
	3	30	0,689	0,689
	-	-	-	?е = 0,755

Так как условная суммарная освещенность получилась, меньше в точке А, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки А.

Отсюда по формуле (2.8) находится поток:

Ф = = 11883, 54 лм

Выбираю ближайший по световому потоку светильник EL-ДКУ-02-080-0134-65х, тип светильника LED (световой поток, лм Ф = 5200, мощность номинальная, Вт Рн = 80), производитель «Эколайт» Россия.

Установка светильников наружного освещения выполняется на железобетонных опорах СВ-95 0,4 кВ, выше проводов ВЛ.

Питание установок наружного освещения выполняется непосредственно от ТП.

Расчетная активная мощность осветительных приборов Рр, кВт, определяется по формуле (2.9) [6]:

Рр = Кс•n•Рн (2.9)

где Кс - коэффициент спроса, равен 1 в соответствии с [3];

n - количество светильников, шт.;

Рн - мощность светильника, кВт.

Рр = 1•238•0,08 = 19,04 кВт

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов Qp, кВар, определяется по формуле (2.2) [6]:

где Рр - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

tgц - коэффициент мощности осветительных приборов, кВар;

tgц = 0,95 (паспортные данные светильника)

Qp = 19,04 · 0,95 = 18,09 кВар

Полная расчетная мощность Sp, кВА, определяется по формуле (2.3):

Sp = = 26,26 кВА

Расчет сетей наружного освещения птицефермы «Любовское» выполняется аналогичным образом. Результаты полученных расчетов сводим в таблицу 2.4

Таблица 2.4 - Осветительная нагрузка микрорайона

Освещаемый объект	Тип светильника	Мощность cветильника, Вт	n	Рр	Qp	Sp
Поселковые улицы, В категории	EL-ДКУ	80	238	19,04	18,09	26,26
Территория птицефермы	EL-ДКУ	80	31	2,43	2,3	3,4
Итого				21,47	20,39	29,66

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций.

2.5 Выбор сечения проводников осветительной сети

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций.

Для питания линии освещения выбираем провод марки СИП-2А сечением 2х16.

Сети наружного освещения района выполнены однофазными с глухо заземленной нейтралью. Пятипроводные линии, в которых реализуется система заземления TN-S, рекомендуется применять на улицах с интенсивным пешеходным движением и на территориях детских учреждений. На территории детских учреждений в целях электробезопасности система уличного освещения выполняется кабелем, прокладываемом в земле.

Ответвления от распределительных линий к светильникам выполняется по трехпроводной схеме.



3. ВЫБОР МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАЙОНА

3.1 Определение центра электрических нагрузок. Выбор места расположения ТП

Основным требованием при выборе числа трансформаторов является: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН) для обоснованного выбора места расположения КТП. Правильное определение ЦЭН приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения [2].

Предварительно принимаем к установке 4 КТП как центры питания центральной части района, и 2 КТП как центры питания деревни и птицефермы.

Условный центр нагрузки определим по следующим формулам [2]:

, , (3.1)

Где Pi- активная мощность i-го потребителя, кВт;

xi- координата по оси ОХ i-го потребителя;

yi- координата по оси ОY i-го потребителя.

Рассмотрим пример расчета выбора места установки трансформаторов для потребителей, которые питаются от первой ТП.

Координаты потребителей электрической энергии принимаем из генплана (Лист 1).

Рассчитаем условные центры нагрузок и занесем их в таблицу 3.1:

Таблица 3.1 - Результаты расчета УЦН КТП№1

Электропотребитель	хi, см	уi, см	Рi, кВт	Рiхi	Рiyi
Ферма	170	340	523,25	88952,5	177905
2 эт.12 кв.дом	260	300	24	6240	7200
2 эт.12 кв.дом	232	310	24	5568	7440
2 эт.12 кв.дом	252	340	24	6048	8160
2 эт.12 кв.дом	275	330	24	6600	7920
2 эт.12 кв.дом	335	296	24	8040	7104
2 эт.12 кв.дом	372	296	24	8928	7104
2 эт.8 кв.дом	286	305	19,68	5628,48	6002,4
2 эт.8 кв.дом	306	285	19,68	6022,08	5608,8
1 эт.1 кв.дом	334	262	1,23	1503	1629
1 эт.1 кв.дом	354	262	1,23	1593	1179
1 эт.1 кв.дом	376	260	1,23	1692	1170
			УРi=710,3	УРiхi= 180395,1	УРiyi= 268966,2

Расчет произведем по формуле (3.1):

Координаты условного центра нагрузок для ТП 1: х=222,13; у=331,21.

Для остальных подстанций расчеты производим аналогичным способом.

Координаты ТП 2: х=329.93; у=401,92;

Координаты ТП 3: х=452; у= 420;

Координаты ТП 4: х=472; у= 413;

Координаты ТП 5: х=710; у=470;

Координаты ТП 6: х=407; у=324;

Координаты ТП 7: х=470; у=290;

Координаты ТП 8: х=240; у=240.

3.2 Расчет электрических нагрузок в сетях 0,4 кВ

Согласно [1] расчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий Рр.м, кВт, определяется по формуле:

(3.2)

где Рзд.max - наибольшая активная нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП, кВт;

Рздi - расчетные активные нагрузки др. зданий, питаемых от ТП, кВт;

kyi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [1, табл. 2.3.1].

Расчет выполним для первой ТП.

Тогда:



Для остальных ТП расчеты проводятся аналогичным образом. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в таблице (табл. 3.2).

Таблица 3.2 - Результаты расчетов нагрузки по ТП

	Рр	Qp	S	kз
ТП1	698,24	187,24	722,91	0,7
ТП2	343,63	108,25	360,81	0,9
ТП3	175,14	69,35	191,23	0,9
ТП4	172,33	90	198,99	0,9
ТП5	70,63	37,45	86,54	0,9
ТП6	164,07	65,01	180	0,9
ТП7	472,5	194,62	511,01	0,9
ТП8	523,25	136,5	547,6	0,7

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Расчет произведем на примере ТП1.

Определим минимальное число силовых трансформаторов Nт, шт, устанавливаемых в ТП:

(3.3)

где Sр - расчетная нагрузка потребителей, запитанных от ТП, кВт;

SНТ - номинальная мощность силового трансформатора, кВА;

kз - коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии.

Поскольку преобладающую мощность от подстанции принимает на себя потребитель I категории, то целесообразно будет применить коэффициент загрузки трансформатора равный 0,7 [7].

Полученное NT МИН округляется до ближайшего целого числа.

Рассмотрим варианты установки различных мощностей трансформатора и определимся с их количеством.

Для трансформатора с SНТ = 400 кВА

NT = = 2,28

Округлив полученный результат до 3, получаем необходимое количество трансформаторов к установке NT = 3.

Для трансформатора с SНТ = 630 кВА

NT = = 1.63

Округлив полученный результат, принимаю NТ = 2.

По найденным значениям мощностей Qнк, рассчитывается загрузка трансформаторов в нормальном режиме работы:

(3.4)

где Рр - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;

Qp - расчетная реактивная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;

NT - число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;

SHT - номинальная мощность силового трансформатора, кВА.

Согласно [9] для жилых и общественных зданий, компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не требует рассмотрения.

Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом kз,АВ, который определяется по формуле:



(3.5)

Согласно требований методики, приведенной в [10], допускается перегрузка трансформаторов:

для резервируемых распределительных сетей 0,38кВ - аварийная - до 1,7-1,8 номинальной мощности;

для нерезервируемых распределительных сетей 0,38кВ - систематическая до 1,5 номинальной мощности.

Поэтому сразу произведем уточнение загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах работы по формулам (3.4) и (3.5) соответственно:

КЗ,1 =

КЗ,1 АВ =

КЗ,2 =

Кз,2 АВ =

Полученные коэффициенты не превышают предельно допустимых коэффициентов перегрузки трансформаторов, приведенных в [10].

Принимаю к установке трансформатор ТСЗ.

Основные преимущества данного вида трансформаторов:

- экологичность и пожаробезопасность;

- компактность;

- повышенная устойчивость к негатвным воздействиям окружающей среды;

- отсутствует необходимость частых осмотров трансформаторов данного типа, поскольку нет необходимости контролировать состояние масла и силикагеля, что снижает затраты на обслуживание;

- оптимальный температурный режим для эксплуатации сухих трансформаторов находится в пределах от -45 до +40.

Основные сведения о рассматриваемых к установке трансформаторах представлены в таблице (табл. 3.3).

Таблица 3.3 - Технические данные и стоимость силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Pном, кВ•А	Uном, кВ	Потери, кВт	Uк.з., %	Цена, руб.
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТСЗ-400/10/0,4	400	10	0,4	1,3	5,4	5,5	540000
ТСЗ-630/10/0,4	630	10	0,4	2	7,3	5,5	790000

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП, произведем по приведенным затратам. Приведенные затраты определяем по формуле:

Зг.з. = (Нa + Е) • ККТП + ИТ, тыс.руб./год, (3.6)

где Зг.з.- годовые затраты;

Нa - норма амортизационных отчислений (На = 0,035);

КТР - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и стоимости монтажных работ;

Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е=0,16);

ИТ - ежегодные затраты без учета амортизации (тыс. руб. в год);

Капитальные вложения определяют по формуле (3.7):

КТР = n•Ц0•(1+уТ+уС+уМ), тыс.руб, (3.7)



где ЦО - оптовая цена оборудования, руб. Определяется по региональным ценникам оборудования, тыс. руб.;

уТ - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (уТ =0,005 );

уС - коэффициент, учитывающий затраты строительные работы (уС =0,02);

уМ - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (уМ =0,1).

Ежегодные затраты (3.8):

, руб/год (3.8)

Где - издержки на обслуживание и ремонт (руб. в год);

- издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторе за год (тыс.руб. в год)

Издержки на обслуживание и ремонт (2.9):

, руб./год (3.9)

где - норма ежегодных расходов на обслуживание и ремонт (%). Для трансформаторов: .

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

, руб./год (3.10)



Где - средняя себестоимость эл. энергии в энергосистеме (руб за кВт ч).

-годовые потери электрической энергии в трансформаторе (кВт ч)

Поскольку на подстанции будет установлено по два одинаковых трансформатора номинальной мощностью каждый, а нагрузка составляет , то при условиях раздельной работы потери определяется по формуле:

,кВт·ч (3.11)

По формуле (2.12) определяется время максимальных потерь электроэнергии:

. (3.12)

Определяется время максимальных потерь по (4.14), где ТНБ- время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч:

ч.

По формуле (3.11) определяются потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:

?АТ1год = 3•1,3•8760 + 3•5,4•0,72•2886 = 57073,07 кВт•ч

?АТ2год = 2•2•8760 + 2•7,3•0,72•2886 = 55686,44 кВт•ч

По формуле (3.10) определяются издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах за год:

Для варианта c ТСЗ -400:

И?WT1 = 2,79•57073.78 = 159235,85

Для варианта с ТСЗ-630:

И?WT1 = 2,79•55686,44 = 155365,17

Определим экономические характеристики рассматриваемых вариантов и капитальные вложения в ТП:

Для варианта с ТСЗ-400:

КТ1 = 3•540000•(1+0,05+0,02+0,1) = 1895400;

Для ТСЗ-630:

КТ2 = 2•790000•(1+0,05+0,03+0,1) = 1864400.

Сравним экономические характеристики. Данные для удобства занесем в таблицу 3.4

Таблица 3.4 - Экономические характеристики трансформаторов

Вариант	Количество и мощность трансформаторов	Цена на 2016 год
1	3хТСЗ - 400	1620000
2	2хТСЗ - 630	1580000

Определим приведенные капиталовложения на ТП по вариантам:

Для варианта с трансформаторами 400 кВА:

(На + Е) • Кт = (0,039 + 0,25) • 1620000 = 468180 руб. в год;

Для варианта с трансформаторами 630 кВА:

(На + Е) • Кт = (0,039 + 0,25) • 1580000 = 456620 руб. в год.

Определим издержки на обслуживание и ремонт по (3.9):

Трансформаторы 400 кВА:

ИОБ, Т1 = • 1620000 = 63180 тыс. руб. в год;

Трансформаторы 630 кВА:

ИОБ, Т1 = • 1580000 = 61620 тыс. руб. в год.

Найдем приведенные затраты по (3.6):

Зг.з. = 468180 + 63180 = 531360 тыс. руб./год;

Зг.з. = 456620 + 61620 = 518240 тыс. руб./год.

Более экономичным получился вариант с установкой двух трансформаторов ТСЗ - 630/10/0,4.

Расчеты по остальным подстанциям аналогичны и пояснений не требуют. Данные полученные в расчетах заносим в таблицу 3.5.

Таблица3.5 - Выбор числа и мощности трансформаторов

№ТП	P.расч. кВт	Qрасч., кВАр	Sн.т., кВА	Nт,	Kз
КТПН1	698,24	187,24	630	2	0,7
КТПН2	343	108	250	2	0,8
КТПН3	175,14	69,35	100	2	0,8
КМТП4	172,33	90	160	1	0,9
КМТП5	70,63	37,45	100	1	0,9
КМТП6	164,07	65,01	160	1	0,9
КТПН7	472,5	194,62	400	2	0,8
КТПН8	523,25	136,5	400	2	0,7
ГПП	2440,17	813,6	2500	2	0,7



4. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТЕЙ 0,4 кВ

В настоящее время распределительная сеть низкого напряжения состоит из линий с переменным трехфазным током напряжением 0,38 кВ с глухозаземленной нейтралью трансформатора.

При выборе схемы распределительной сети необходимо учитывать следующие особенности:

- обеспечение надежности электроснабжения с учетом категории приемников электроэнергии;

- обеспечение требуемого качества электроэнергии;

- гибкость схем, т.е. возможность системы работать в различных режимах передачи и распределения мощности, при увеличении нагрузок на шинах подстанции;

- возможность развития сетей, не внося при этом серьезных изменений в существующую сеть.

Количество источников питания зависит от категории надежности потребителей [9].

Рассмотрим распределение потребителей электроэнергии по категории надежности.

К потребителям первой категории относятся птицеферма и котельная.

Потребители второй категории: детский сад, сберкасса, аптека, культурный центр, школа, профессионально-техническое училище.

Потребители третей категории: здание сельской администрации, здание бытового обслуживания населения, детско-юношеская спортивная школа, станция очистки воды, магазины, частные жилые дома, и жилые дома на 8 и 12 квартир.

Согласно [1] электроприемники первой категории должны быть запитаны от двух независимых источников и перерыв электроснабжения может быть допущен на время автоматического восстановления питания.

Элетроприемники второй категории допускается запитывать от однотрансформаторных ТП при наличии резерва трансформаторов и при наличии заменить вышедший из строя траннсформатор за время не более одних суток. Перерыв электроснабжения допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или оперативной выездной бригады.

4.1 Выбор сечения проводов и кабелей в сети 0,4 кВ

Методика расчета воздушных линий:

Расчетная электрическая нагрузка линии W1, , кВА, определяется по формуле из [8]:

, (4.1)

где - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВА;

- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВА;

- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов таблица 2.3.1 [1].

Расчетный ток линии Iрл, кА, определяется по формуле

(4.2)

Где .- полная электрическая нагрузка линии, кВА;

- номинальное напряжение, кВ.

1. По нагреву расчетным током

, (4.3)

Где - расчетный ток кабеля, А;

kср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [7];

kпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [7];

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [7].

Допустимый ток кабеля определяем по таблице 1.3.7 [7].

2. По номинальному напряжению

(4.4)

где UHW - номинальное напряжение кабеля, кВ;

UHC - номинальное напряжение сети, кВ.

3. По нагреву током послеаварийного режима

, (4.5)

где Iпа - ток кабеля в послеаварийном режиме, А;

kср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [7];

kпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [7];

kпер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме [7];

kгр - коэффициент, учитывающий тепловое сопротивление грунта, в данном случае для всех кабелей равен 1 [7];

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [7].

4. По допустимому отклонению напряжения

?Uдоп ? ?Uр = (4.6)

где ДUдоп - допустимая потеря напряжения 6 % [8];

ДUр - расчетная потеря напряжения, %;

P - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r0 - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м, [7];

x0 - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [7];

Uном - номинальное напряжение кабеля, кВ.

Рассчитаем подходящее сечение провода марки СИП-2А для четырех жилых домов 12 квартирных, запитанных от КТП №1. Расчет будем производить в следующем порядке:

1. Определимся с расчетной электрической нагрузкой по формуле (4.1)

SР.Л. = 4•0,9•24,98 = 89,92 кВА

2. По формуле (4.2) найдем расчетный ток в линии

IР.Л. =

3. Согласно таблице 8.1.11 [13] выбираем сечение провода 25 мм2 с длительно допустимым током Iдоп = 130 А.

По формуле (4.6) проверим выбранный провод по допустимому отклонению напряжения:

?Uр = 4,4%



Что соответствует условию ?Uдоп ? ?Uр. Следовательно, выбранный провод марки СИП-2А сечением 3х35+1х50 полностью соответствует всем условиям эксплуатации.

Результаты расчетов остальных линий, запитанных от КТП №1 представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Выбор сечения проводов и кабелей в сетях 0,4 кВ

КТП №1
№ линии	марка кабелей (проводов)	Потребитель	Sр, кВА	Iр, А	Iд, А	kпр	Сечение	L, км	ДU, %
W1	СИП-2А	Жилые дома: На 12 квартир -4;	89,92	128,46	130	0,9	3х25+1х35	0,12	4,43
W2	СИП-2А	Жилые дома: На 8квартир -2; На 12квартир -2;	85,21	121,73	130	0,9	3х25+1х35	0,18	5,1
W3	СИП-2А	Жилые дома частные -3	3,85	5,5	100	0,9	4х16	0,2	0,23
W4	СИП-2А	Училище	115	164,23	195	0,9	3х50+1х70	0,25	10,68
W5	СИП-2А	Уличное освещение	5,76	8,23	105	0,9	2х16	0,6	1,28

Расчеты отходящих линий 0,4 кВ ТП2 - ТП8 производятся аналогичным способом и дальнейших пояснений не требуют.

Размещено на http://www.allbest.ru/

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА

Согласно [14] построение районной электрической сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого района. При наличии отдельных электроприемников первой категории, принцип построения сетей дополняется при необходимости мерами по созданию требуемой надежности электроснабжения этих электроприемников.

Большинство электроприемников сельскохозяйственного района имеют вторую и третью категории, поэтому для распределительной сети 10 кВ применяю двухлучевую схему с односторонним питанием.

Питание потребителей первой категории осуществляется с применением резервирования питания.

Двухтрансформаторные подстанции выполнены с двумя секционированными системами сборных шин с питанием по взаиморезервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе имеется устройство АВР.



6. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ 10 кВ РАЙОНА

6.1 Расчет воздушных линий 10 кВ

Распределительные сети 10 кВ по экономическим соображениям, как правило, выполняются воздушными. Кабельные сети предусматриваются в тех случаях, когда по ПУЭ строительство ВЛ не допускается, либо же имеется технико-экономическое обоснование [8].

В данном районе ВЛ 10 кВ спроектируем проводом СИП-3.

СИП-3 - самонесущий изолированный провод с изоляцией из сшитого полиэтилена. СИП-3 имеет рабочее напряжение до 35 кВ. Применение проводов данного типа позволяет значительно сузить ширину рабочей области при прохождении массивов леса. Также конструкция СИП-3 позволяет обеспечивать бесперебойную работу при аварийных ситуациях - при падении на провода деревьев, и при схлестывании проводов.

Основные преимущества по сравнению с не изолированными проводами:

- возможность строительства ВЛ без уничтожения объектов озеленения населенных пунктов;

- возможность размещения на одной опоре других электролиний;

- уменьшаются расходы на эксплуатацию данных ВЛ из-за отсутствия необходимости регулярной расчистки трасс и проведения аварийно-восстановительных работ.

Электрический расчет ВЛ 6-220 кВ включает в себя: определение сечения проводов по условиям экономической плотности тока и нагрева, расчет линии по потерям напряжения [8].

На примере произведем расчет линии W3.

Вычислим расчетный ток линии по (6.1):

Iэкв = = 125,32 А

Рассчитаем сечение провода по экономической плотности тока:

Fэк =

Согласно [7] округляем полученное расчетным методом сечение до ближайшего стандартного сечения. Выбираем провод СИП-3 1х120.

Рассчитаем линию по потерям напряжения по (6.3):

?Uдоп ? ?Uр = = 4,8 %.

Потери не превышают 5%, что соответствует норме.

Окончательно выбираем двухцепную линию с проводами марки СИП-3 1х120.

Расчеты остальных ВЛ аналогичны. Данные расчетов сведены в таблице 6.1

Таблица 6.1 - Параметры воздушных линий 10 к

№ линии	Назначение	Sр	Iр	L	Iр/j	r0	x0	ДU	F
		кВА	А	км	мм2	мОм/км	мОм/км	%	мм2
W2	ГПП - ТП8	2168	124,7	0,34	124,7	0,21	0,29	5	120
W4	ТП8-ТП1	1611	93,12	0,12	93,12	0,34	0,30	3,7	95
W5	ТП1-ТП7	889	51,38	0,26	51,38	0,46	0,31	4,8	70
W6	ТП7-ТП6	378	21	0,12	21	0,33	0,92	2,4	35
W7	ТП6-ТП4	198	11,45	0.46	11,45	0,33	0,92	4,4	35
W3	ГПП - ТП2	637	36,82	0,36	36,82	0,31	0,46	5	70
W8	ТП2-ТП3	277	16,01	0,32	16,01	0,33	0,92	4,3	35
W9	ТП3-ТП5	86	4,97	0,56	4,97	0,33	0,92	2,6	35
W1	ПС Обозерская-ГПП	2805	46	10	46	0,32	0,65	5	70

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

7.1 Расчет токов КЗ

Для выбора оборудования и токоведущих частей КРУ-10/0,4 кВ, а также для выбора уставок устройств релейной защиты, производится расчет токов короткого замыкания (КЗ) в проектируемой системе электроснабжения.

Согласно данным таблицы токов КЗ по Плесецким электрическим сетям нам известны токи КЗ на шинах 35 кВ:

- максимальный ток КЗ

- минимальный ток КЗ 377 А.

В таком случае основными расчетными точками трехфазного КЗ рассматриваемой схемы принимается точка К1 на шинах 10 кВ, точка К2 непосредственно после обмоток НН трансформатора собственных нужд и точка К3 после автоматического выключателя ввода в точке шинопровода 0,4 кВ. Расчет производится с определением максимальных и минимальных значений токов трехфазных КЗ, что потребуется в последствии для расчета установок релейной защиты подстанции. Расчетная схема представлена на рисунке 7.1.



Рисунок 7.1 - расчетная схема элементов подстанции ГПП-35/10 кВ.

Секции 10 кВ и 0,4 кВ работают раздельно. Включение секционного выключателя 10 кВ происходит только в случае потери питания одной из секций (при выводе в ремонт или аварийной ситуации). При этом нагрузка по секциям шин распределена равномерно. Поэтому расчет токов КЗ допустимо выполнить по упрощенной схеме для цепи: энергосистема - трансформатор - потребитель, что представлена на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 - Упрощенная расчетная схема элементов подстанции.

РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КЗ В СЕТИ 10 кВ

Для расчета воспользуемся методом относительных единиц.

Зададимся базисными величинами:

Базисная мощность Sб = 1000 МВ•А.

Базисное напряжение низшего напряжения трансформатора ТМН - 2500/35 - Uб,НН = 10,5 кВ.

Рассчитаем базисные токи для каждой ступени напряжения.

Составим схему замещения для точки К1.

Рисунок 7.3 - схема замещения для расчетов токов КЗ для точки К1.

Рассчитаем базисный ток:

Iб = , кА (7.1)

Iб = .

Определим сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

т макс = ;

Рисунок 7.4 - схема замещения для точки К1 с расчетными величинами сопротивлений

Если источником питания является энергосистема, ЭДС системы и напряжение на её шинах считаются равными Ec = Uc = 1, место КЗ считается удаленным, поэтому .

Рисунок 7.5 - схема замещения для точки К1 после преобразований

Результирующее сопротивление в точке КЗ К1:

zc = x? = xc + xm (7.2)

Ударный ток трехфазного КЗ определяется по формуле:

(7.3)

Где Ку - ударный коэффициент, определяемый по формуле:



Ку = (1+ (7.4)

где t - время через которое после начала аварийного режима возникает ударный ток КЗ, это происходит через пол периода после возникновения КЗ, т.е. t=0.01 с,

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, которую допускается принимать из таблицы 3.8 [6] Та = 0,02 с.

Тогда Ку = (1+

По формуле (8.9) найдем ударный ток:

iуК1 мин = кА;

iуК1 макс = кА.

Расчет токов трехфазного кз в сети 0,4 кВ

Расчет трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ выполняется в именованных единицах. В сети менее 1 кВ учитывается влияние как индуктивного, так и активного сопротивления таких элементов как обмотка трансформатора, шинопровод, расцепитель автоматического выключателя, первичная обмотка трансформатора тока, а также активное переходное сопротивление контактов электрооборудования в схеме.

При расчете максимального значения тока КЗ, учитывается активное сопротивление дуги в месте КЗ, для трансформатора мощностью 160 кВА и ниже rд = 15 мОм.

Расчетными точками трехфазного КЗ будут являться участки непосредственно за трансформаторами собственных нужд и за автоматическим выключателем.

Рисунок 7.6 - Эквивалентная схема замещения для точек К2, К3.

Приведенное сопротивление схемы определяется исходя из значения тока КЗ на шинах 10 кВ, рассчитанного в п 8.1

х?К1 = мОм (7.5)

где Uср - среднее напряжение, поддерживаемое на шинах, В.

Сопротивление системы для режима максимального значения тока КЗ:

х?К1мин = мОм;

Сопротивление системы для режима минимального значения тока КЗ:

х?К1макс = мОм;

Полное, активное и реактивное сопротивления понижающего трансформатора 10/04 кВ приведенное к ступени низшего напряжения, определяется по формулам:

rт = ?Pкз (7.6)

xт = (7.7)

где SномТ - номинальная мощность трансформатора 160 кВ•А;

?Ркз - потери короткого замыкания в трансформаторе, ?Ркз = 2,7 кВт;

UсрНН - номинальное напряжение обмоток низшего напряжения трансформатора, В;

uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, uкз = 5,5%;

Приведенное сопротивление трансформатора собственных нужд :

zтсн = , мОм;

rтсн = 2,7 • мОм;

xтсн =

Сопротивление токопроводов (шин) от трансформатора к автоматическому выключателю составляет примерно rш = 0,5 мОм, хш = 2,25 мОм.

Сопротивление первичной обмотки трансформатора тока 100/5: rт.т. = 1,7 мОм, хт.т. = 2,37 мОм.

Рисунок 7.7 - схема замещения для точек К2, К3 с расчетными величинами сопротивлениями

Результирующее сопротивление в точке К2:

z?К2 = (7.8)

- в режиме максимального тока КЗ:

z?К2мин =

- в режиме минимального тока КЗ:

z?К2макс =

Результирующее значение в точке К3:



z?К3мин = ;

z?К3макс = =;

Рассчитаем значение ударного тока КЗ по формулам (7.7) (7.8):

IудК2 макс =

IудК3 макс =

Результаты расчетов токов КЗ для точек К1, К2, К3 сведены в таблице 7.1:

Таблица 7.1 - Расчет токов КЗ в системе

Основные параметры КЗ	К1 мин/макс	К2 мин/макс	К3 мин/макс
Активное сопротивление r до точки КЗ, мОМ	45,73/69,76	16,88/31,88	19,18/34,18
Индуктивное сопротивление x до точки КЗ, мОМ	-	59,67/63,48	63,12/66,93
Трехфазный ток КЗ , кА	0,79/1,2	3,26/3,73	3,08/3,56
Ударный ток КЗ iуд, кА	1,79/2,72	8,46	8,08

7.2 Выбор оборудования и токоведущих частей

Зная расчетные токи КЗ можно произвести выбор основного оборудования подстанции.

Главная понизительная подстанция района состоит из открытого распределительного устройства с высшим напряжением 35 кВ и закрытого распредустройства контейнерного типа напряжением 10 кВ. Данные подстанции производит Самарский завод «Электрощит».

Подстанции снабжаются оборудованием как российских, так и зарубежных фирм по требованию заказчика.

ОРУ на все напряжения выполняются из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием и элементами вспомогательных цепей.

РУ 10 кВ выполнено в модульном здании с КРУ внутренней установки.

Цепи собственных нужд, вспомогательные цепи, цепи освещения и обогрева прокладываются внутри РУ10 кВ и в швеллерах и металлоруковах, наружные цепи - в металлических лотках.

На стороне 35 кВ ГПП установлено следующее оборудование: силовые выключатели (воздушные), трансформаторы тока, разъединители.

На стороне 10 кВ установлены: силовые вакуумные выключатели, трансформаторы тока и напряжения. Оборудование низшего напряжения размещено в ячейках КРУН.

Все высоковольтное оборудование подстанции выбирается согласно расчетных максимальных значений (токов, напряжений, мощностей отключения) для нормального режима и режима короткого замыкания.

Произведем выбор оборудования на стороне 35 кВ.

Выбор выключателей и разъединителей в сети 10 кВ

Высоковольтные выключатели - это коммутационные аппараты, предназначенные для включения, отключения электрических цепей в нормальном режиме и для автоматического отключения поврежденных элементов системы электроснабжения при КЗ и прочих аварийных режимах.

Высоковольтные выключатели имеют дугогасительные устройства и поэтому способны не только отключать ток нагрузки, но и токи КЗ.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают масляные, воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые и вакуумные выключатели. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. Кроме того различают выключатели по условиям размещения: для наружной установки, внутренней установки и для установки в КРУ.

Высоковольтные выключатели выбирают в зависимости от места установки, способа обслуживания и назначения.

Параметры выключателя выбирают таким образом, чтобы технические характеристики выключателя были больше расчетных.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

- по номинальному напряжению Uном. Выбор по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения установки и номинального напряжения установки выключателя:

Uном.выкл ? Uном.уст. (7.9)

- по номинальному току Iном. Выбор по номинальному току сводится к выбору выключателя, у которого номинальный ток является ближайшим к расчетному току установки, т.е. должно быть соблюдено условие:

Iном.выкл. ? Iмакс.расч. (7.10)

- току продолжительного (послеаварийного) режима Iпа с дальнейшей проверкой на отключающую способность, термическую и электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Расчет рабочего максимального тока по формуле (7.11):

Iмакс раб. = А (7.11)

Для ВН=35 кВ:

Iмакс раб. = ;

Для НН=10 кВ:

Iмакс раб. = ;

Рассчитаем значение апериодической составляющей тока трехфазного КЗ:

Iаф = кА (7.12)

Где ф = tp.л. + tc.в. - наименьшее время отключения выключателя от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с;

tp.з. - время действия устройств релейной защиты, КЗ должны отключаться за время, меньшее чем tр.з. = 0,1с;

для выключателей 35 кВ tc.в. = 0,06с, для выключателей 10 кВ tc.в. = 0,015с;

Выбор разъединителей

Для вывода оборудования подстанции в ремонт и для обеспечения видимого разрыва, устанавливаю разъединители с одним заземляющим ножом.

К установке выбираю разъединители наружной установки РНДЗ-35/1000 с одним заземляющим ножом и механической блокировкой.

Выбранные выключатели и разъединители на сторону 35 кВ сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Выбор оборудования в ОРУ 35 кВ

Расчетные данные	Условие выбора и проверки	Каталожные данные
		Выключатель ВБЭТ-35III-25/630	Разъединитель РНДЗ-35/1000
Uуст = 35 кВ	?	Uном = 35 кВ	Uном=35кВ
Iмакс.рабоч = 61,93 A	?	Iном = 630 A	Iном=1000А
Inф = 0,83 кА	?	Iном.откл. = 25 кА	-
?Inф+Iat = А	?	•Iном.откл•	-
BK = 0,14 кА2•с	?
Iуд = 1,9 кА	?	iдин = 64кА	iдин = 64кА



Выбор выключателей и разъединителей в КРУ 10 кВ

Расчетные и паспортные данные сведены в таблицу 7.3

Таблица 7.3 - Выбор выключателей и разъединителей в КРУ 10 кВ

Расчетные данные	Условие выбора и проверки	Каталожные данные
		Выключатель BB/TEL-10-12,5/1000 У2	Разъединитель РВЗ-10/400 У1
Uуст = 10 кВ	?	Uном = 10 кВ	Uном=10 кВ
Iмакс.рабоч = 216,76 A	?	Iном = 1000 A	Iном=400А
Inф = 1,43 кА	?	Iном.откл. = 12,5 кА	-
?Inф+Iat = А	?	•Iном.откл•	-
BK = 0,3 кА2•с	?
Iуд = 3,26 кА	?	iдин = 32кА	iдин = 50кА

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

- по напряжению установки Uуст ? Uном;

- по вторичной нагрузке трансформаторов напряжения S2? ? Sном

Расчет вторичной нагрузки в ОРУ 35 кВ представлен в таблице 7.4

Таблица 7.4 - Расчет вторичной нагрузки в ОРУ-35 кВ

Вид прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность катушки	Количество катушек	сos ц	sin ц	Количество приборов	Общая мощность прибора
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2,0 ВА	1	1	0	1	2,0	-
Ваттметр	Д-335	1,5 ВА	2	1	0	1	3,0	-
Ваттметр	Д-305	2,0 ВА	2	1	0	1	4,0	-
Варметр	Д-335	1,5 ВА	2	1	0	1	3,0	-
Частотометр	Э-371	3,0 ВА	1	1	0	1	3,0	-
Датчик активной мощности	Е-829	10,0 ВА	-	1	0	1	10,0	-
Датчик реактивной мощности	И-680	10,0 ВА	-	1	0	1	10,0	-
Прибор учета энергии	СЭТ-4ТМ 03М	1,5 Вт	2	0,38	0,93	1	3,0	7,3
АСУ	-	3,0 Вт	-	0,38	0,93	1	3,0	7,3
Итого:	41,0	14,6

Выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 35 кВ

Условия выбора и расчетные данные сведены в таблицу 7.5

Таблица 7.5 - выбор трансформаторов напряжения в ОРУ 35 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТН ЗНОМ-35-65-У1
Uуст?Uн	Uуст = 35 кВ	Uном=35кВ
Sвтор.??Sном	Sвтор.?=43,46 ВА	Sном=150 ВА (кл.точн 0,5)

Расчет вторичной нагрузки ТН в КРУ 10кВ представлен в таблице 7.6

Таблица 7.6 - Расчет вторичной нагрузки ТН по одной секции шин в КРУ 10 кВ

Вид прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность катушки	Количество катушек	сos ц	sin ц	Количество приборов	Общая мощность прибора
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2,0 ВА	1	1	0	2	4,0	-
Ваттметр	Д-335	1,5 ВА	2	1	0	2	3,0	-
Датчик активной мощности	Е-829	10,0 ВА	-	1	0	1	10,0	-
Датчик реактивной мощности	И-680	10,0 ВА	-	1	0	1	10,0	-
Прибор учета энергии	СЭТ-4ТМ 03М	1,5 Вт	2	0,38	0,93	7	21,0	51,3
АСУ	-	3,0 Вт	-	0,38	0,93	1	3,0	7,3
Итого:	51,0	58,6

Sвтор.? = ВА

Выбор трансформаторов напряжения в КРУ 10 кВ

К установке выбираю трансформатор напряжения типа ЗHOM-35-65-У1. Параметры выбранного трансформатора представлены в таблице 7.7

Таблица 7.7 - выбор трансформатора напряжения в КРУ10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТН ЗНОМ-35-65-У1
Uуст?Uн	Uуст = 10 кВ	Uном=35кВ
Sвтор.??Sном	Sвтор.?=77,5 ВА	Sном=120 ВА (кл.точн 0,5)

Выбор предохранителей в трансформатор напряжения в КРУ 10 кВ

Условия выбора предохранителей:

- по напряжению установки Uуст ? Uном;

- по мощности КЗ SKЗ ? Sоткл.пред,

где Sкз - мощность короткого замыкания шин 10 кВ, кВА;

Sоткл. пред. - предельная отключающая мощность предохранителей, кВА.

Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ определяется по формуле (7.20):

Sк.з. = (7.13)

Sк.з. = кВА

Для защиты трансформаторов от токов КЗ с высокой стороны в схеме запроектирован плавкий предохранитель. Тип предохранителя - ПКТН - 10.

Данный предохранитель обладает предельной мощностью отключения Sпред.пред = 1000 кВА. Соответственно, полученная с помощью расчетов мощность Sк.з. кВА < Sпред.пред = 1000 кВА.

Выбор трансформаторов тока

При выборе трансформаторов тока должны соблюдаться следующие условия:

- по напряжению электроустановки Uуст ? Uном;

- максимальному длительному току Iмакс.раб.?Iном;

- проверкой по электродинамической стойкости:

- проверкой на термическую стойкость Вк?;

- по соответствию вторичной нагрузки: zвтор.?zном.

Выбор трансформаторов тока на напряжение 35 Кв и в высоковольтный выключатель

В РУ 35 кВ необходимо обеспечить контроль мощности, тока, активной и реактивной энергии.

Для подключения необходимых приборов используют измерительную обмотку трансформаторов тока. В таблице 7.8 представлен расчет вторичных цепей трансформаторов тока.

Таблица 7.8 - Расчет вторичных цепей трансформаторов тока в РУ 35кВ