Электроснабжение района городской сети

Размещено на http://www.аllbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассмотрены основные вопросы электроснабжения потребителей района городской сети на базе подстанции 110/10 кВ. Система электроснабжения потребителей, состоящая из сетей напряжением 10 кВ, служит для обеспечения требований потребителей электрической энергии, путём подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества. От правильного проектирования, сооружения и эксплуатации систем электроснабжения зависит успешное функционирование потребителей электрической энергии. Поэтому главной задачей дипломного проекта является минимизация потерь и обеспечение нормируемых параметров электроэнергии, что является актуальным на сегодняшний день.

При проектировании приняты следующие исходные данные. Задана схема электроснабжения потребителей района, установленные электрические мощности и количество трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. Для линий 10 кВ заданы длины и сечения проводов. Для трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ заданы электрические нагрузки, замеренные в период зимнего максимума. Источником питания потребителей данного района является, заданная мои научным руководителем, ПС 110/10 кВ.

В главе 1 производится обзор и анализ исходных данных электрической сети 10-110 кВ, необходимых для дальнейших расчетов.

Расчет электрических нагрузок на ТП 10/0,4 кВ, линии 10 кВ и ПС 110/10 кВ осуществляется в главе 2.

В главе 3 решаются основные вопросы обеспечения оптимального электроснабжения при росте нагрузок:

- проверка и повышение пропускной способности сети 10 кВ (ТП 10/0,4 кВ и ВЛ-10 кВ):

- электрический расчет линии 110 кВ и ПС 110/10 кВ.

При известном графике нагрузки, параметрах линии 10 кВ и ТП 10/04 кВ на головном участке линии ВЛ 101, в главе 4 производится расчет потерь электроэнергии и разработка мероприятий по их снижению.

Глава 5 посвящена оценке эффективности капитальных вложений в реконструкцию ВЛ 101 с использованием инвестиционных параметров:

- чистый дисконтированный доход (NPV);

- срок окупаемости.

Методы повышения электробезопасности при обслуживании ПС, необходимые для защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического тока и электромагнитного поля, рассматриваются в главе 6.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПРОЕКТА

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Технические решения в значительной степени определяются внешними факторами, воздействующие на электрические сети, в определенных климатических районах.

Реконструкция распредсети производиться в Смоленской городской сети.

Смоленская область располагается в центре Восточно-европейской равнины. Основные черты природы области - умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкое распространение лесов. Лето сравнительно тёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая температура воздуха изменяется по области от 3,4 °С на северо-востоке до 4,8 °С на юге. Максимальная температура воздуха +36 °С, минимальная -32°С. Годовая норма осадков изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Согласно карте районирования территории СНГ по толщине стенки гололёда Смоленская область относится ко II (местами к III) району. Согласно карте районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра Смоленская область относится к I району. Согласно карте районирования территории СНГ по пляске проводов Смоленская область относится к району с редкой пляской проводов (с повторяемостью пляски реже 1 раза в 10 лет).

1.2 Характеристика существующей электрической сети 10-110 кВ

В данном проекте решаются вопросы реконструкции сети 10-110 кВ при следующих исходных данных:

-- Характеристика ПС 110/10 кВ: категория потребителей, виды нагрузки, нагрузка с учетом перспектив роста нагрузок на отходящих линиях 10 кВ (мощность на линии ВЛ-101 задана без учета перспективы роста -- в дипломном проекте весь электрический расчет электрической сети 10 кВ и экономический расчет будет производиться именно на базе этой линии) (см. таблица1.1);

-- Электрическая схема ВЛ 101 10 кВ (см. лист графической части) с длинами, марками участков провода (кабеля) магистрали и ответвлений этой линии, (см. таблица 1.3);

-- Номинальные мощности трансформаторов ТП 10 кВ, результаты замеров нагрузки на ТП 10 кВ ВЛ-101, дневной и вечерний коэффициенты мощности, категории и типы потребителей, (см. таблица 1.2);

-- Мощность КЗ системы в точке подключения питающей линии ВЛ 110 кВ (S_кз=1000MBA);

-- Результаты замеров активной мощности за 2007г., отпускаемой по ВЛ 101 (таблица 4,1).

Источником питания рассматриваемой сети является тупиковая двухтрансформаторной подстанция 110/10кВ, а именно эту ПС и предстоит реконструировать. На стороне НН подстанции распредустройство состоит из двух секционированных выключателем секции шин. К ним присоединены по девять отходящих линий 10 кВ. Нагрузки с учетом перспективы ее роста и другие сведения об отходящих линиях 10 кВ приведены в таблице 1.1.

Для расчета нагрузки и реконструкции линия ВЛ-101 10 кВ в целом, в таблице 1.2. приведены результаты замеров нагрузок в зимний максимум нагрузки и мощности трансформаторов ТП 10 кВ (питаемых от этой линии), в таблице 1.3. приведены марки и длины проводов (кабелей) магистралей и ответвлений линии ВЛ 101.

ПС получает питание по средствам соединения ее ВЛ 110кВ с понизительной ПС 220/110/35кВ.

Таблица 1.1

Описание нагрузки отходящих линий 10 кВ ПС 110/10 кВ

№ секции	Нумирация ВЛ	Потребители электроэнергии	Категория потребителей	Вид нагрузки	Рзамер,кВ	cos
1	1012	ТП "ЛЕС" (откл.)	3	К-Б.	0
	1013	13РП секция 1 яч.6	2	К-Б.	840	1,00
	1014	Горсети	3	К-Б.	1760	0,70
	1015	резерв	3	ПР.	0
	1016	ВЛ-1016	3	К-Б.	400	0,90
	1017	резерв	3	ПР.	0
	1018	15РПсекция2яч.1О	2	ПР.	2520	0,60
	1019	Водозабор	1	ПР.	285	0,65
	1022	Артскважена	1	ПР.	45	0,50
2	1024	Горсети	3	К-Б.	1740	0,65
	1026	Артскважена	1	ПР.	75	0,60
	101	ВЛ-101	3	СМ.	440	0,70
	1030	Горсети	3	К-Б.	720	0,80
	1031	Водозабор	1	ПР.	240	0,50
	1032	15РП секция 1 яч.7(откл.)	2	ПР.	0
	1033	15 микрорайон (откл.)	3	К-Б.	0
	1034	13РП секция 2 яч.13	2	СМ.	600	0,70
	1035	резерв		ПР.	0

Номинальное вторичное напряжение сети - 0,4 кВ. В двух пунктах имеются потребители I категории (Артскважена и Водозабор). Эти объекты подключены к резервному источнику, по этому вероятность их отключения достаточно мала.

Таблица 1.2

Результаты замеров нагрузки ТП 10 кВ ВЛ-101

№ ТП	Sтп,KBA	Рзам, кВА	Категория потребителей	Тип потребителей	cos д	cos в
1	160	109,12	3	пр.	0,7	0,75
2	250	177,23	3	пр.	0,7	0,75
3	630	445,28	3	пр.	0,7	0,75
4	2*250	354,46	2	пр.	0,7	0,75
5	25	17,6	3	к.б.	0,9	0,92
6	60	38,72	3	к.б.	0,9	0,92
7	63	42,24	3	к.б.	0,9	0,92
10	400	281,6	3	пр.	0,7	0,75
8	100	70,93	3	см.п.	0,8	0,83
9	60	40,48	3	к.б.	0,9	0,92
11	100	70,93	3	см.п.	0,8	0,83
12	160	110,88	3	пр.	0,7	0,75
итог	2483	1759,47

Таблица 1.3

Провода участков ВЛ-101

№	Марка провода (каб.)	Lуч, км	№	Марка провода (каб.)	Lуч, км
1	АСБ 3*50	0,34	4,1	ЗА-25	0,79
2	ААШВЗ*70	0,10	4,2	ААШу 3*50	0,06
3	ЗА50	2,98	4,3	ЗА-35	0,71
4	ЗАС35	2,26	4,4	ЗА-35	0,71
5	ЗАС50	1,19	5,1	ЗА-35	1,34
6	ЗАС35	0,45	7,1	ЗА-35	0,39
7	ЗАС35	1,64	8,1	ЗА-35	1,34
g	ЗАС35	3,53	9Д	ЗАС-35	0,6
9	ЗАС35	2,82	9,2	ЗАС-35	0,03
10	ЗАС35	0,56	9,3	ААШвЗ*50	0,06
11	ЗАС35	0,10	10,1	ЗАС-35	0,31
12	ЗАС35	0,71	11,1	ЗАС-35	0,31
13	ЗАС-35	0,85	12,1	ЗАС-25	0,94
			13,1	ЗАС-35	0,24

Схемы замещения линии ВЛ 101 представлены на листе графической части проекта.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Общие положения

При проектировании систем электроснабжения необходимо знать величину расчётных нагрузок потребителей электроэнергии района. Их значения используются в качестве исходных данных при решении всех основных задач расчёта систем электроснабжения. Значения расчетных нагрузок существенно влияют на технико-экономические показатели электрических станций и сетей.

При определении расчетных нагрузок исходными данными являются значения замеров нагрузок на вводах потребителей в период зимнего максимума и коэффициентов одновременности, принимаемых по специальным таблицам в зависимости от числа электроприемников.

Коэффициентом одновременности называют отношение расчетной нагрузки группы из нескольких электроприемников к сумме их максимальных нагрузок [Л-2]. Нагрузки, как правило, определяют отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов.

За расчетную нагрузку принимается наибольшее среднее значение полной мощности за 0,5 часа, которое может иметь место на вводе к потребителю электроэнергии в электрической сети в расчетном году с вероятностью не ниже

95%.

Электрические нагрузки также определяются по результатам технико-экономического обследования потребителей электроэнергии с учетом перспективного развития.

2.2 Расчётная нагрузка ТП 10/0,4 кВ

Для упрощения расчетов используются коэффициенты дневного и вечернего максимумов К_д и К_в. Для производственных потребителей их принимают равными К_д=1,0, К_в=0,6; для коммунально-бытовых потребителей К_д=0,6, К_в=1,0; для смешанной нагрузки К_д = К_в =1,0 [Л-1].

В соответствии с методическими рекомендациями расчет электрических нагрузок рассматриваемого района проводится в следующей последовательности: -- существующие нагрузки трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, расположенных на территории района, определяются по данным замеров максимальной мощности; -- при разработке схемы развития электрических сетей района расчетные нагрузки определяются через коэффициенты роста, исходя из существующих нагрузок трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ. Расчетные нагрузки в последний год расчетного периода, принятого равным семи годам, рассчитываются применительно для дневного и вечернего максимумов:

Р_расч.д= Р_м.д k_нi

Р_расч.в= Р_м.в k_нi

где Р_м.д, Р_м.в - существующая нагрузка на ТП в исходном году, определенная на основе замеров, кВт;

k_нi - коэффициент роста нагрузок, табл. 1.10. [Л-1];

-- полная расчетная мощность в дневной и вечерний максимумы нагрузок определяется по формулам:

Р_расч.д= Р_м.д /

Р_расч.в= Р_м.в /

где Р_расч.д, Р_расч.в - активная (дневная, вечерняя) нагрузка ТП 10/0,4 кВ в последний год расчётного периода, кВт;

, - коэффициент мощности (дневной, вечерний) ТП 10/0,4 кВ, табл. 1.7. [Л-1]

Результаты расчетов нагрузок ТП 10/0,4 сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Расчетные нагрузки ТП 10/0,4 кВ ВЛ-101

№ ТП	S tii, кВА	Р замер, кВт	Категория потр.	Тип потр.			Sд, кВА	Sb, кВА	Кр	Sрасч.д, кВА	Spacч.в , кВА	Ррасч.д, кВА
1	160,00	109,12	3	пр.	0,70	0,75	155,89	93,53	1,30	202,65	121,59	141,86
2	250,00	177,23	3	пр.	0,70	0,75	253,19	151,91	1,30	329,15	197,49	230,40
3	630,00	445,28	3	пр.	0,70	0,75	636,11	381,67	1,30	826,95	496,17	578,86
4	2*250	354,46	2	пр.	0,70	0,75	506,38	303,83	1,30	658,29	394,97	460,80
5	25,00	17,60	3	к.б.	0,90	0,92	7,82	19,13	1,20	9,39	22,96	8,45
6	60,00	38,72	3	к.б.	0,90	0,92	17,21	42,09	1,20	20,65	50,50	18,59
7	63,00	42,24	3	к.б.	0,90	0,92	18,77	45,91	1,20	22,53	55,10	20,28
8	100,00	70,93	3	см.п.	0,80	0,83	88,66	85,46	1,30	115,26	111,09	92,21
9	60,00	40,48	3	к.б.	0,90	0,92	17,99	44,00	1,20	21,59	52,80	19,43
10	400,00	281,60	3	пр.	0,70	0,75	402,29	241,37	1,30	522,97	313,78	366,08
11	100,00	70,93	3	см.п.	0,80	0,83	88,66	85,46	1,30	115,26	111,09	92,21
12	160,00	110,88	3	пр.	0,70	0,75	158,40	95,04	1,20	190,08	114,05	133,06
итог	2483,00	1759,47					2351,37	1589,39		3034,76	2041,59	2162,21

Для дальнейших расчетов принимаются максимальные расчетные нагрузки ТП в последний год расчетного периода S_pacч, _д, так как на линии ВЛ-101 преобладают промышленные потребители.

Схема сети линии ВЛ-101 приведена на листе графической части.

2.3 Расчётная нагрузка линий 10 кВ

Максимальную расчётную мощность на участках сети 10 кВ определяется с учётом коэффициента одновременности, если суммарные нагрузки не отличаются одна от другой более чем в 4 раза, либо суммируются нагрузки участков сети с разнородными потребителями [Л-2].

Расчётную мощность участка сети, при суммировании с учётом коэффициента одновременности, определяется по формулам:

где ,-- расчётная дневная и вечерняя нагрузки участка сети, кВт;

-- коэффициент одновременности.

Расчёт электрических нагрузок в сетях 10 кВ осуществляется путём суммирования расчётных нагрузок ТП 10/0,4 кВ табличным методом, так как наш случай является исключением для использования метода с применением коэффициента одновременности. При расчёте табличным методом к большей нагрузке прибавляется добавка от меньшей, которая для сетей 10 кВ принимается из таблицы 15.8 [Л-2].

Значение коэффициента мощности на участках сети 10 кВ определяется в зависимости от отношения расчётных нагрузок производственных потребителей (Р_n) к суммарной расчётной нагрузке (). При отсутствии точных данных об отношении Р_n/ значение можно рассчитать в зависимости от отношения дневного расчётного максимума нагрузок (Р_расч.д) к вечернему (Р_расч.в) по табл. 15.9 и рис. 15.2 [Л-2].

Так как в электрической сети данного района основную часть нагрузки составляют производственные потребители, то определение расчётных нагрузок будем производить по одному из максимумов - дневному. Коэффициент дневного максимума для производственных потребителей принимаем равным: k_д=1,0;

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2.

Расчетная нагрузка линии ВЛ-101

№	Марка провода (каб.) магистрали	Lуч, км	Syч,кBA	Iрасч, А	№	Марка провода (каб.), ответвления	Lуч, км	Syч, кВА	Iрасч, А
1	АСБ 3*50	0,340	2264,320	130,727	4,1	ЗА-35	0,710	991,900	57,266
2	ААШВЗ*70	0,100	2264,320	130,727	4,2	ЗА-35	0,710	834,910	48,202
3	ЗА50	2,980	2264,320	130,727	4,3	ААШу 3*50	0,060	826,950	47,743
4	ЗАС35	2,260	2264,320	130,727	4,4	ЗА-25	0,790	826,950	47,743
5	ЗАС50	1,190	1441,610	83,229	5,1	ЗА-35	1,340	658,290	38,005
6	ЗАС35	0,450	924,710	53,387	7,1	ЗА-35	0,390	22,957	1,325
7	ЗАС35	1,640	924,710	53,387	8,1	ЗА-35	1,340	50,504	2,916
8	ЗАС35	3,530	909,640	52,517	9,1	ААШвЗ*50	0,060	55,100	3,181
9	ЗАС35	2,820	872,620	50,379	9,2	ЗАС-35	0,030	563,220	32,517
10	ЗАС35	0,560	393,100	22,695	9,3	ЗАС-35	0,600	522,970	30,193
11	ЗАС35	0,100	306,400	17,690	10,1	ЗАС-35	0,310	115,260	6,654
12	ЗАС35	0,710	272,150	15,712	11,1	ЗАС-35	0,310	52,800	3,048
13	ЗАС-35	0,850	190,080	10,974	12,1	ЗАС-25	0,940	115,260	6,654
итог		15292,300		13,1	ЗАС-35	0,240	190,080	10,974

2.4 Расчётная нагрузка ТП 110/10 кВ

Расчётная мощность нагрузки на шинах 10 кВ ТП 110/10 кВ определяется путём сложения расчётных нагрузок головных участков отходящих линий 10 кВ, используя табличный метод.

Нагрузка распределительного устройства (РУ) 10 кВ ТП 110/10кВ приблизительно равномерно распределена между двумя ее секциями РУ 10 кВ, для обеспечения примерно равной загрузки силовых трансформаторов ПС. Суммарная расчётная нагрузка ТП 110/10 кВ определяется по следующей формуле:



где - суммарная активная расчётная мощность ТП 110/10 кВ, кВт;

- средний расчётный коэффициент мощности;

Суммарная активная расчётная мощность, в свою очередь, определяется с учётом коэффициента одновременности по формуле:

где =0,71 коэффициент одновременности табл. 15.6 [Л-2];

P_pi - активная расчётная нагрузка i-oгo элемента сети, кВт;

Средний расчётный коэффициент мощности определяется по формуле:

где S_pi - полная расчётная нагрузка i-oгo элемента сети, кВА;

- коэффициент мощности i-oгo элемента сети;

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3

Расчётные нагрузки ПС 110/10 кВ

№ секции	ВВЛ	Ррасч., кВт		Sp, кВА	Рр, кВт		Sp, кВА	P, кВт	c	S, кВА
1	1012	0,00		0,00	6480,66	0 00,76	8527,19	8126,89	0 00,72	11287,36
	1013	840,00	1,00	840,00
	1014	1760,00	0,70	2514,29
	1015	0,00		0,00
	1016	400,00	0,90	444,44
	1017	0,00		0,00
	1018	2520,00	0,60	4200,00
	1019 1022	285,00	0,65	438,46
		45,00	0,50	90,00
2	1024	1740,00	0,65	2676,92	4965,67	0 00,68	7302,46
	1026	75,00	0,60	125,00
	101	1607,67	0,71	2264,32
	1030	720,00	0,80	900,00
	1031	240,00	0,50	480,00
	1032	0,00		0,00
	1033	0,00		0,00
	1034	600,00	0,70	857,14
	1035	0,00		0,00

В этой главе были получены расчетные нагрузки ТП 10/0,4 кВ, линии ВЛ-101 10 кВ и ПС 110/10 кВ (табличным методом с учетом коэффициента одновременности). Полученные результаты будут использоваться при проверке пропускной способности электрических сетей и при выборе оборудования ПС 110/10 кВ.

3. ВЫБОР И РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10-110 кВ

3.1 Общие положения

Особенностью распределительных сетей 10 кВ является рост электрических нагрузок, который обуславливает изменение напряжения у потребителей. Постепенно возрастая, нагрузки в определённый момент времени достигают проектного уровня. Однако рост нагрузки продолжается и после достижения его. Это происходит вследствие более полного использования электроэнергии в производстве и быту, а также за счёт присоединения к сети новых потребителей. При росте нагрузок, после расчётного периода, увеличиваются потери напряжения и энергии в сети, а если не принять соответствующих мер, отклонения напряжения у потребителей могут выйти за допустимые приделы.

В данной главе решены основные вопросы обеспечения оптимального электроснабжения при росте нагрузок: проверка и повышение пропускной способности сети 10 кВ (ТП 10/0,4 и ВЛ-10кВ);

3.2 Пропускная способность трансформаторов ТП 10/0,4 кВ

Так как нагрузки на конец расчётного периода возрастут, следовательно необходима проверка трансформаторов, установленных на существующих ТП 10/0,4 кВ по режиму нагрузочной способности. Данная проверка осуществляется в два этапа:

а) Трансформатор проверяется по нагрузочной способности в нормальном режиме или иначе по систематической перегрузке: при допустимых систематических перегрузках расчётный износ изоляции за установленное время (обычно за одни сутки), включающее длительность перегрузок и длительность предшествующих и последующих нагрузок, не должен превосходить нормативного износа за такое же время:



где:

- полная максимальная расчётная мощность ТП 10/0,4 кВ на последний год расчетного периода, кВА;

- номинальная мощность трансформатора, установленного на данной ТП, кВА;

п - число трансформаторов на ТП;

и - коэффициенты систематической перегрузки трансформатора (расчетный и допустимый)

б) Для двухтрансформаторных ТП 10/0,4 кВ трансформаторы проверяются по аварийной перегрузке по условию:

где:

и - коэффициенты аварийной перегрузки трансформатора (расчётный и допустимый);

Критерием допустимости аварийных перегрузок трансформатора служит износ изоляции, который допускается значительно выше нормального, а перегрузка ограничивается только температурой обмотки, которая должна быть ещё безопасной для дальнейшей нормальной работы трансформатора. Результаты расчёта сводим в таблицу 3.1.

При невыполнении хотя бы одного из условий проверки по нагрузочной способности выбираем новую номинальную мощность трансформатора, которая, как минимум, должна быть на ступень выше предыдущей в соответствии со стандартной шкалой мощностей трансформаторов.

Таблица 3.1

Проверка пропускной способности ТП 10/0,4 кВ

№ ТП	Sтп, кВА	Рзамер, кВт	Класс потр.	Тип потр.	Кр	Sp, кВА	Кнс	Кав	Кнс. доп	Кав. доп.	Sнамеч.т, кВА
1	160	109,12	3	пр.	1,30	202,65	1,27		1,65		160
2	250	177,23	3	пр.	1,30	329,15	1,32	-	1,65	-	250
3	630	445,28	3	пр.	1,30	826,95	1,31	-	1,68	-	630
4	2*250	354,46	2	пр.	1,30	658,29	1,32	2,63	1,65	1,68	2*400
5	25	17,60	3	к.б.	1,20	22,96	0,92	-	1,65	-	25
6	60	38,72	3	к.б.	1,20	50,50	0,84	-	1,65	-	60
7	63	42,24	3	к.б.	1,20	55,10	0,87	-	1,65	-	63
10	400	281,60	3	пр.	1,30	522,97	1,31	-	1,68	-	400
8	100	70,93	3	см.п.	1,30	115,26	1,15	-	1,65	-	100
9	60	40,48	3	к.б.	1,20	52,80	0,88	-	1,65	-	60
11	100	70,93	3	см.п.	1,30	115,26	1,15	-	1,65	-	100
12	160	110,88	3	пр.	1,20	190,08	1,19	-	1,65	-	160

Как следует из данных таблицы 3.1 все трансформаторы ТП проходят по нагрузочной способности в нормальном режиме. Трансформаторы же 4-ого ТП (двухтрасформаторного ТП) не удовлетворяют условию аварийной перегрузки, по этому выбираются новые трансформаторы мощностью на одну ступень выше (то есть устанавливаются трансформаторы мощностью 400 кВА), при этом k_а.расч⁼1,65<1,78. Мощность остальных трансформаторов остается прежней.

3.3 Пропускная способность линий 10 кВ

Пропускная способность линии ВЛ 10 кВ обеспечивается, если сечения проводов соответствуют заданным условиям по нагреву, по потере напряжения и по механической прочности.

Проверка существующих сечений проводов ВЛ-10 по нагреву, что соответствует условию:

для провода - I_{расч мах} I_{дл доп пр}

для кабеля - I_{расч мах} I_{дл доп кб}

где:

I_{расч мах} - максимальный расчётный ток рассматриваемого участка сети 10 кВ, А;

I_{дл доп пр} - длительно допустимый ток проводника, А табл.7.35.[Л-3]

I_{дл доп кб} - длительно допустимый ток кабеля, А табл. 1.3.16. [Л-4];

I_{дл расч max} - длительный расчётный ток участка, А;

I_{дл расч мах}= I_{расч мах} /k₁ k₂ k₃

k₁- коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды, k_i=1,0;

k₂- коэффициент, учитывающий число прокладываемых кабелей в одной траншее; k₂=0,9 (табл.7.17 [Л-3]);

k₃- коэффициент перегрузки, k₃= 1,15 (для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией), [Л-3];

S_расч - расчётная мощность участка сети 10 кВ, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

Так же по номограмме (см. рис. 2.33 [Л-2] ) определяются потери напряжения на ВЛ 10 кВ. Потери напряжения на участке линии в процентах от номинального определяются по расчётной максимальной мощности (S_{расч тах}):

где: - удельные потери напряжения, %/(кВАкм);

L - длинна расчётного участка сети, км;

Потери напряжения на участках кабельной линии определяем по следующей формуле:



где: R_о, Х_о -активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км;

С учетом справочных данных табл. 7.28. [Л-3] для кабеля:

ААШВ(Зх 50) R_о = 0,620 Ом/км, Х_о = 0,090 Ом/км;

ААШВ(Зх 70) R_о = 0,443 Ом/км, Х_о = 0,086 Ом/км;

Результаты расчета потерь напряжения на участках лини ВЛ 101 и расчетных токов на этих участках сводим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2

Потери напряжения и расчетный ток на участках линии ВЛ-10 кВ

№	Марка провода (каб.)	Lуч, км	Sуч, кВА	Iрасч,А	Iдоп, А	,% /кВА*км	, %	Марка провода (каб.)	,%/ кВА*км	,%
Магистраль
1	АСБЗ*50	0,34	2264,32	130,727	140		0,516	2хААШВ 3*50		0,200
2	ААШВ 3*70	0,10	2264,32	130,727	160		0,122	2хААШВ 3*70		0,040
3	ЗА50	2,98	2264,32	130,727	215	0,67	4,521	АС-70	0,54	3,644
4	ЗАС35	2,26	2264,32	130,727	175	0,80	4,094	АС-70	0,54	2,763
5	ЗАС50	1,19	1441,61	83,229	210	0,67	1,149	АС-70	0,54	0,926
6	ЗАС35	0,45	924,71	53,387	175	0,82	0,341	АС-70	0,54	0,229
7	ЗАС35	1,64	924,71	53,387	175	0,82	1,244	АС-70	0,54	0,834
8	ЗАС35	3,53	909,64	52,517	175	0,82	2,633	АС-70	0,54	1,766
9	ЗАС35	2,82	872,62	50,379	175	0,82	2,018	АС-70	0,54	1,353
10	ЗАС35	0,56	393,10	22,695	175	0,85	0,187	АС-70	0,54	0,121
11	ЗАС35	0,10	306,40	17,690	175	0,85	0,026	АС-70	0,54	0,017
12	ЗАС35	0,71	272,15	15,712	175	0,85	0,164	АС-70	0,54	0,106
13	ЗАС-35	0,85	190,08	10,974	175	0,85	0,137	АС-70	0,54	0,089
итог			15292,30				17,153			12,089
Ответвления
4,1	А-35	0,71	991,9	57,266	175	0,80	0,563	АС-35	0,80	0,563
4,2	А-35	0,71	834,91	48,202	175	0,80	0,474	АС-35	0,80	0,474
4,3	ААШуЗ*5О	0,06	826,95	47,743	140			ААШВ 3*50		0,026
4,4	А-25	0,79	826,95	47,743	140	1,05	0,686	АС-35	0,80	0,523
5,1	А-35	1,34	658,29	38,005	175	0,80	0,706	АС-35	0,80	0,706
7,1	А-35	0,39	22,9565	1,3254	175	0,85	0,008	АС-35	0,80	0,008
8,1	А-35	1,34	50,5043	2,9158	175	0,85	0,058	АС-35	0,80	0,058
9,1	АС-35	0,03	563,22	32,517	175	0,80	0,014	АС-35	0,80	0,014
9,2	ААШв 3*50	0,06	55,1	3,1811	140		0,002	ААШв 3*50		0,001
9,3	АС-35	0,6	522,97	30,193	175	0,80	0,251	АС-35	0,80	0,251
10,1	АС-35	0,31	115,26	6,6544	175	0,84	0,030	АС-35	0,80	0,030
11,1	АС-35	0,31	52,8	3,0483	175	0,85	0,014	АС-35	0,80	0,014
12,1	АС-25	0,94	115,26	6,6544	140	1,15	0,125	АС-25	0,80	0,092
13,1	АС-35	0,24	190,08	10,974	175	0,80	0,036	АС-35	0,80	0,036

Как видно из данных таблицы 3.2 существующие участки проводов линий 10 кВ удовлетворяют условию проверки по нагреву, но они не удовлетворяют условию механической прочности и потерям напряжения. Потери напряжения в линии до самого удаленного приемника составляют:

А согласно нормам [Л-5], потери напряжения в распредсети 10 кВ не должны превышать 10%.

С учётом потерь напряжения в силовых трансформаторах 10/0,4 кВ и сети 0,38 кВ, отклонения напряжения на зажимах электропотребителей может значительно превосходить допустимое значение (± 5%) [ГОСТ 13109-67], поэтому следует рассмотреть вопросы выбора мероприятий, повышающих пропускную способность систем электроснабжения района.

3.4 Повышение пропускной способности электрической сети

Наиболее распространёнными вариантами увеличения пропускной способности сети являются:

1) установка дополнительных устройств, для автоматического регулирования напряжения на силовых трансформаторах (применение линейных регуляторов напряжения, поперечной и продольной компенсации);

2) замена сечения проводов на воздушных линиях;

3) сооружение дополнительных подстанций и линий, сокращением радиусов питающих и распределительных линий (разукрупнение подстанций);

4) перевод питающих и распределительных линий на повышенное номинальное напряжение;

На первых этапах повышения пропускной способности сети необходимо использовать уже имеющиеся средства (ПБВ и РПН). Кроме того, на линии необходимо проверить провода по механической прочности.

Проверка существующих сечений проводов и кабелей на механическую прочность осуществляется следующим образом:

В соответствии с [Л-4] минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов на ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должно быть в районах с толщиной стенки гололёда до 10 мм - 35 мм². Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали должно быть не менее 70 мм [Л-3]. Кабельные вставки на магистрали должны быть выполнены двумя кабелями, для обеспечения надежности электроснабжения (есть потребители второй категории)

После приведения сечения проводов в соответствие с условиями механической прочности (см. таблицу 3.2), потери напряжения в линии значительно уменьшились, но отклонение напряжения в магистрали все еще велики.

Согласно рекомендациям [Л-6] на вводах электродвигателей и аппаратов для их пуска допускаются отклонения напряжения от номинального в пределах от -5% до +5%. В послеаварийных режимах допускается снижение напряжения на 5%.

Отклонениями напряжения называют, медленно протекающие изменения напряжения, возникающие из-за изменения режима работы источника питания или нагрузки.

где: U_HOM, U_С - номинальное и фактическое напряжение сети, кВ;

На основании вышеприведённых данных следует учитывать условие:

-- отклонение напряжения (V) от номинального значения всех приёмников, присоединенных к рассматриваемой сети, не должны выходить за приделы технически допустимых значений:

где: - верхнее допустимое отклонение напряжения, %;

- нижнее допустимое отклонение напряжения, %;

- фактическое отклонение напряжения на вводе электроприёмника, %;

В качестве расчётных выбираем два предельных режима работы:

-- режим наибольших нагрузок;

-- режим наименьших нагрузок;

Все остальные возможные режимы работы сети являются промежуточными и находятся между указанными предельными.

Установим следующие условные обозначения:

-- отклонение напряжения от номинального в каком-либо пункте сети в режиме наибольших нагрузок и значение потерь напряжения на рассматриваемом участке сети в этом же режиме;

Фактическое отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ выходит за границы V_в и V_н, определённые следующим образом:

- верхний предел отклонения напряжения, %;

- нижний предел отклонения напряжения, %;

где: ,потери напряжения от шин 10 кВ ТП 110/10 кВ, до ближайшей ТП 10/0,4 кВ (ТП 3) и наиболее удалённой ТП 10/0,4 кВ (ТП 11) соответственно, %;

- необходимо осуществить регулирование в центре питания или выбрать соответствующую отпайку трансформатора ТП 10/0,4 кВ, обеспечив добавку ЭДС. Иначе говоря, необходимо выполнить условие:

Для обеспечения желаемого режима напряжений у приёмников электроэнергии необходимо выполнить ряд требований:

1) со стороны питающей сети к выходным зажимам понижающих трансформаторов должно быть подведено напряжение, находящееся в допустимых пределах;

2) автоматический регулятор напряжения, управляющий устройствами РПН понижающих трансформаторов 110/10 кВ, должен иметь специально выбранные уставки;

3) в распределительной сети 10 кВ потеря напряжения не должна быть больше допустимого значения;

4) трансформаторы ТП 10/0,4 кВ должны быть включены на специально подобранные регулировочные ответвления;

5) в сетях 0,38 кВ наибольшие потери напряжения не должны выходить за допустимые пределы;

Допустимые пределы для подведенного со стороны питающей сети 110 кВ напряжения определяются располагаемым диапазоном регулирования у понижающих трансформаторов, установленных на ПС 110/10 кВ. В соответствии с техническими данными диапазон регулирования для трансформаторов типа ТДН составляет ±(9x1,78)%. Для компенсации потерь напряжения в сети 10 кВ в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ должны быть правильно выбраны уставки регулятора. На потребительских подстанциях 10/0,4 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с ручным переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключенном трансформаторе и пределами регулирования 2±2,5 %.

Необходимо выбрать закон регулирования напряжения на ПС 110/10 кВ. То есть определить параметры настройки автоматических регуляторов для управления трансформаторами с РПН, для предельных режимов совместно с выбором регулировочных ответвлений трансформаторов ТП 10/0,4 кВ, применительно к нагрузке одной секции шин РУ 10 кВ ПС 110/10 кВ (расчёт для второй секции выполняется аналогично):

1) отклонение напряжения на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ в режиме наибольших нагрузок:

2)

где: - наибольшее допустимое положительное отклонение напряжения на шинах 0,4кВ ближайшей к ТП характерной ТП 10/0,4 кВ.

Статистические данные расчётов показали, что при правильно выбранной системе электроснабжения 0,38 кВ, оказывается, что можно принять:

Под "ближайшим" понимается ТП 10/0,4 кВ, для которого потеря напряжения от шин 10 кВ ПС 110/10 кВ до шин 0,4 кВ наименьшие. Для нашего случая, то есть рассматривая нагрузку линии ВЛ-10 кВ ближайшим является ТП-1. Расчёт выполняем применительно к дневному максимуму нагрузки.

- потери напряжения на участке от шин 10 кВ ТП 110/10 кВ до шин 0,4 кВ ближайшего ТП 10/0,4 кВ (ТП-141):

=

где: - потери напряжения в линии 10 кВ на участке от шин 10 кВ ПС 110/10 кВ до шин 10 кВ ТП 1; = 7,19%;

- потери напряжения в трансформаторе ближайшего ТП 10/0,4 кВ (ТП-1);

где: Р_р - активная расчётная мощность ТП-141; Р_р=109,12 кВт;

Q_p - реактивная расчётная мощность; Q_p-- 170,76 квар;

R_Т - активное сопротивление трансформатора; R_Т=0,012Om;

Х_Т - индуктивное сопротивление; Х_Т= 0,027 Ом;

U_ном - номинальное напряжение; U_ном =10 кВ;

тогда: =5,89%;

Потери напряжения для остальных трансформаторов ТП 10 кВ, питаемых от линии ВЛ-101, приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Потери напряжения в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ

№ Тр-тр	Тип тр-ра	Sтp, кВА	Uном,	Spacч., кВА	Ррасч., кВт	Qрасч., к вар	Рк, кВ	Uк, %	Rт,Om	Zт, Ом	Хт,Ом	,%
1	ТМ-160	160	10	202,65	141,86	144,72	3,100	4,7	0,012	0,029	0,027	5,591
2	ТМ-250	250	10	329,15	230,40	235,06	4,200	4,7	0,007	0,019	0,018	5,676
3	ТМФ-630	630	10	826,95	578,86	590,56	8,500	5,5	0,002	0,009	0,008	6,238
4	2ТМФ-400	400	10	658,29	460,80	470,11	5,900	4,5	0,004	0,011	0,011	3,348
5	ТМ-25	25	10	22,96	8,45	21,35	0,690	4,7	0,110	0,188	0,152	4,181
6	ТМ-63	63	10	50,50	18,59	46,96	1,470	4,7	0,037	0,075	0,065	3,729
7	ТМ-63	63	10	55,10	20,28	51,23	1,470	4,7	0,037	0,075	0,065	4,069
8	ТМ-100	100	10	115,26	92,21	69,16	2,270	4,7	0,023	0,047	0,041	4,939
9	ТМ-63	63	10	52,80	19,43	49,09	1,470	4,7	0,037	0,075	0,065	3,899
10	ТМФ-400	400	10	522,97	366,08	373,47	5,900	4,5	0,004	0,011	0,011	5,319
11	ТМ-100	100	10	115,26	92,21	69,16	2,270	4,7	0,023	0,047	0,041	4,939
12	ТМ-160	160	10	190,08	133,06	135,74	3,100	4,7	0,012	0,029	0,027	5,244

Как видно из данных таблиц 3.2 и 3.3 потери напряжения в сумме велики и их необходимо компенсировать добавками напряжений на трансформаторах ТП 10/0,4 кВ.

- добавка напряжения на трансформаторе ТП 10/0,4 кВ (ТП-1) выбирается наименьшей из возможных (первое регулировочное ответвление трансформатора -5%, обеспечивающее добавку напряжения =0 );

Отклонение напряжения на шинах ТП равно:

Отклонение напряжения выходит за предел регулятора трансформатора ПС 110/10 кВ (РПН ±9x1,78 %), то есть необходимо переключить трансформатор на третье регулировочное ответвление, обеспечивающее добавку ЭДС =5%; тогда:

V_Ц'=8+7,21+5,59-5=15,8 %;

Определённый, таким образом, уровень напряжения на шинах ПС 110/10 кВ в режиме наибольших нагрузок является максимально допустимым по условию, что отклонение напряжения на шинах ближайшего ТП 10/0,4 кВ не превышает наибольшего допустимого отклонения напряжения V. Этот уровень обеспечивает минимум потерь энергии в режиме наибольших нагрузок в распределительной сети 10 кВ.

Выбор ответвлений у трансформаторов ТП 10/0,4 кВ производится следующим образом:

-- при увеличении потерь напряжения в сети 10 кВ по мере удаления от шин ПС 110/10 кВ, необходимо изменять коэффициент трансформации ТП 10/0,4 кВ для компенсации потерь напряжения в линиях добавкой напряжения .

Начало зоны регулировочного ответвления "к" определяется в соответствии с при условии равенства V_B всех ТП 10/0,4 кВ по формуле:

где: - потери напряжения от шин ТП 110/10 кВ до шин 0,4 кВ рассматриваемого ТП 10/0,4 кВ;

Таким образом, при переключении на предельное регулировочное ответвление -5% регулятора трансформатора, обеспечивающее добавку напряжения Н=10%, отклонение напряжения на ТП 10/0,4 кВ запитанных по ВЛ-101 10 кВ не выходят за допустимые пределы.

⁼12,21% > =12,13%

(наиболее удалённая ТП), общее количество зон регулировочных ответвлений - четыре.

2) отклонение напряжения на шинах ПС 110/10 кВ в режиме наименьших нагрузок определяются режимом ТП 10/0,4 кВ, находящейся в наиболее неблагоприятных условиях при выбранных по режиму наибольших нагрузок ответвлений трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. В наиболее неблагоприятных условиях будет ближайшая ТП, входящая в зону регулировочного ответвления "k", (где k=4). Такой ТП является ТП 1.

Режиму наименьших нагрузок должно удовлетворять условие:

где: - нижняя граница диапазона регулирования напряжения на шинах ПС 110/10 кВ, определяется режимом напряжения наиболее удаленного ЭП в зоне первого ответвления ближайшей ТП 10/0,4кВ.

где: - наименьшее допустимое отклонение напряжения на шинах ближайшего к ПС 110/10 кВ ТП 10/0,4 кВ;

- зона нечувствительности регулятора напряжения;

- потери напряжения на участке от ПС 110/10 кВ до шин 0,4 кВ ближайшего ТП 10/0,4 кВ;

- верхняя граница допустимых отклонений напряжения на шинах ТП в режиме наименьших нагрузок и наименьших потерь напряжения от шин ТП 110/10 кВ до ближайшей ТП 10/0,4 кВ "k-ой" зоны, определяется:

(1)

где: - наибольшее допустимое отклонение напряжения в режиме наименьших нагрузок трансформаторов ТП 10/0,4 кВ "k-ой" зоны.

- потери напряжения на участке от ТП 110/10 кВ до шин 0,4 кВ трансформаторов ТП 10/0,4 кВ "k-ой" зоны.

=1,650% - потери напряжения на участке от ТП 110/10 кВ до шин 10кВ трансформаторов ТП 10/0,4 кВ "k-ой" зоны.

=1,160% - потери напряжения в трансформаторе ТП459 10/0,4 кВ "k-ой" зоны (определяем аналогично режиму наибольших нагрузок).

тогда:

(2)

Выражение (2) справедливо для разветвлённой распределительной сети

10кВ, когда имеется несколько зон регулирования ТП 10/0,4 кВ с добавками ЭДС Е_к.

Прямая, определяющая график закона регулирования напряжения на шинах ТП V_ц=f(I) проводится через точки, координаты которых определяются по выражениям (1) и (2). Причём считаем, что "прямая" закона регулирования соответствует середине зоны нечувствительности регулятора. Это обусловлено вероятностью того, что напряжение находится на верхней границе зоны нечувствительности или вблизи неё в предельных режимах нагрузки относительно мала. Таким образом, с учетом вышеизложенного, на график наносим точки: V_ц'; I_С';Vц"; I_С". Через них проводим прямую, характеризующую график закона регулирования с компенсацией по току нагрузки шин ТП 110/10 кВ.

где: k - коэффициент токовой компенсации:

I_С'; I_С" - ток нагрузки линии ВЛ 101 в режиме наибольших и наименьших нагрузок соответственно, А;

V_o - условная величина отклонения напряжения в центре питания при величине I=0; Разность V_ц'-V_ц"=15,8-8,19=10,108% есть фактический диапазон отклонения напряжения. Условие реализации расчётного закона регулирования напряжения есть выполнение следующего требования:

где: d - диапазон регулирования трансформатора РПН;

- ступень регулирования напряжения между двумя соседними ответвлениями,

=±1,78%;

N - число ступеней, N=9;

Таким образом, условие возможности практической реализации рассчитанного закона регулирования выполняется.

При построении графика необходимо учитывать - зону нечувствительности регулятора напряжения - полоса изменения напряжения, при которой не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры. Зона нечувствительности регулятора для обеспечения его устойчивой работы должна быть больше ступени регулирования примерно на 0,2-0,5 % [Л-6];

Регулирование напряжения может осуществляться по закону встречного регулирования с токовой компенсацией по суммарной нагрузке трансформатора или по режиму стабилизации напряжения и по времени суток.

Закон регулирования напряжения определяется с усредненным показателям, характерным для основной части нагрузки, присоединенной к шинам ПС110/10 кВ, т.е. регулирование ведется в соответствии с требованиями, предъявляемыми большей частью потребителей.

Для потребителей с существенно отличающимися графиками изменения нагрузки (неоднородные потребители) в случае, если централизованное регулирование не обеспечивает необходимого качества напряжения, предполагается дополнение средствами местного регулирования напряжения.

Регулирование по времени суток приемлемо для предприятий со стабильным графиком нагрузки и не нашло широкого применения, остальные законы регулирования реализуются аппаратурой АРТ-IH.

Данные, необходимые для построения графиков рис. 3.1, определяющих закон регулирования напряжения на шинах ПС 110/10 кВ и служащих для определения параметров настройки регулятора (расчёта ее уставок), сводим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

Построение графика закона регулирования напряжения

Режим наиб, нагрузок	Кол-во регулир. ответвл.	Режим наим. нагрузок	Диапазон регулир. РПН	Ток в реж. наиб, нагрузок	Ток в реж. наиб, нагрузок	Козфф. токовой компенс.	Отклонен, напр, при I=0
,%	Н	, %	D, %	Ic', A	Ic", A	k	, %
15,8	5	8,19	1,78*6	130,727	83,665	0,215	-6

Рис. 3.1. График закона регулирования напряжения

Для обеспечения устойчивой работы регулятора вводится зона нечувствительности, которая должна быть больше ступени регулирования трансформатора примерно на 0,2 - 0,5%. С целью исключения реакции регулятора на кратковременные броски контролируемого напряжения и исключения частых переключений обмоток (привода) трансформатора вводится задержка на срабатывание исполнительных элементов в течение заданного (регулируемого) времени, и задержка сброса накопленного времени.

Элементы времени с подобной характеристикой позволяют регулировать напряжение (по средней величине напряжения) на подстанциях с резкоизменяющейся нагрузкой.

Устройства АРТ-Ш содержит три основных функциональных составляющих тракт регулирования, блок управления и контроля (БУК) и генератор тактовых импульсов (ГТИ) с элементом изменения периода следования тактовых импульсов.

3.5 Выбор электрических аппаратов ПС 110/10 кВ

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей (шины, кабели и др.) может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима работы аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допустимому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению, типу установки и условиям окружающей среды.

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки:

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности; по вторичной нагрузке:

где: - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора,

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчётов можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

Таблица 3.5

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на сборных шинах ПС

Прибор	Тип	,Вт	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая МОЩНОСТЬ ,
Вольтметр	сборные шины	Э-335	2	1	1	2
Ваттметр	Ввод 10 кВ от трансформатора	Д-335	1,5	2	1	3
Многофункциональный измерительный прибор		СЭТ-4Т М04	2	2	1	4
Многофункциональный измерительный прибор	Линии 10 кВ	СЭТ-4Т МОЗ	2	2	9	36
Итого					11	45

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл.4.11 [Л-9].

Выбирается трансформатор напряжения НТМИ-10-66УЗ, Т2

(кВа, кВ, кВ, класс точности 0,5)

Три однофазных TV, соединенных в звезду, имеют мощность 330=90 ВА, что даже больше

Выбор трансформаторов напряжения на второй секции производиться аналогично.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности.

* Трансформаторы тока

Выбор производится:

по напряжению установки:

по току:

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

где - ударный ток КЗ по расчету;

- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока;

- ток электродинамической стойкости;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются; по термической стойкости:

где - тепловой импульс по расчету;

- кратность термической стойкости по каталогу;

- время термической стойкости по каталогу;

- ток термической стойкости;

по вторичной нагрузке:

где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ ~ г₂. Вторичная

нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.

Сопротивление приборов определяется по выражению

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

откуда



Зная , можно определить сечение соединительных проводов:

где - удельное сопротивление материала провода.

Провода с медными жилами ( = 0,0175) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательною оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами ( =0,0284):

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, для линий 10 кВ к потребителям - 5м, [Л-9];

Для подстанций указанные длины снижают на 15-20%. В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплой гонкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил и 2.5 мм² для медных жил (см. ПУЭ7 § 3.4.4). Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

Таблица 3.6

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка, В А, фазы
		А	В	С
Амперметр регистрирующий	Ввод 10кВ от трансформа тора	Н-394	10	-	-
Счетчик активный и реактивной мощности		СЭТ4ТМ03	0,1	-	0,1
Амперметр регистрирующий	Линии 10 кВ	Н-394	-	10	-
Счетчик активный и реактивной мощности		СЭТ4Т МОЗ	0,1	-	0,1
Итого			10,2	10	0,2

Как видно из данных таблицы 3.6, наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Выбирается трансформатор ТЛК-10-3 с классом точности 0,5;

=0,8 Ом; =40 кА; =3с.

Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление приборов

Ом

мм²

По условию механической прочности принимается кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

* Ячейки КРУ

Замена выключателей устаревших конструкций вакуумными выключателями серии ВР с комплектами монтажных частей, в составе модуля и в составе выкатных элементов - это новый подход к модернизации КРУ на 6,10 кВ.

При реконструкции выключателем серии ВР с КМЧ:

- принципиальная электрическая схема КМЧ полностью отвечает схеме старого выключателя и требует проведения незначительных работ в релейном отсеке КРУ, по изменениям схем вспомогательных цепей.

- доработка блокировок под модуль на выкатной тележке выполнена таким образом, что не требует проведения каких-либо работ в отсеке выкатного элемента КРУ.

В устаревших ячейках использовались выключатели ВМП-10К(630 А), поэтому выбираем ВР1(О)/КРУ2-6(10)-ВМП-10К-20/630 У2 (по каталогу).

4. ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТИ

4.1 Общие положения

При передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т. п.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре составляющие:

1) Технические потери электроэнергии , обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2) Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций , необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) .

4) Коммерческие потери , обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:

Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т. п.