Система электроснабжения по зоне действия подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Разработка вариантов реконструкции низковольтной сети населённого пункта

1.1 Расчёт нагрузок низковольтной сети. Выбор числа и мощности комплектных трансформаторных подстанций

низковольтный подстанция напряжение реконструкция

В данном расчёте, в качестве сравнения, рассматриваются два варианта схем электроснабжения участка населённого пункта села Вознесеновка, питающегося от действующей трансформаторной подстанции (ТП) - ТП «Заречная». Первый вариант схемы сети 0,38 кВ представлен на рис. 1.1. В основу метода определения расчётных нагрузок при расчёте положено суммирование нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах ТП. Исходными данными служат расчётные нагрузки на вводах потребителей, взятые по /1, стр. 6/, коэффициенты одновремённости /1, стр. 5/.Нагрузки определяют отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов, затем в качестве расчётной берут наибольшую.

Дневную и вечернюю расчётные нагрузки группы однородных потребителей на участках ВЛ - 0,38 кВ определяют по формулам:

, (1.1)

, (1.2)

где K₀ - коэффициент одновремённости, о.е.;

K_Д =0,6 - коэффициент участия в дневном максимуме нагрузки, о.е;

K_В =1 - коэффициент участия в вечернем максимуме нагрузки, о.е;

n - количество потребителей, шт.

P_дi - суммируемая дневная мощность отдельного потребителя, кВт;

P_вi - суммируемая вечерняя мощность отдельного потребителя, кВт;

Если нагрузки потребителей разных групп отличаются по значению более чем в четыре раза, их суммируют с помощью метода добавочных мощностей /1, стр. 6/.

Значение полной мощности определяют по формулам:

, (1.3)

, (1.4)

где - коэффициенты мощности дневного максимума нагрузки /1, стр. 50/, о.е.;

- коэффициенты мощности вечернего максимума нагрузки /1, стр. 50/, о.е.

Расчётную нагрузку участка населённого пункта или ТП находят арифметическим сложением суммарной расчётной нагрузки различных групп потребителей и нагрузки уличного освещения.

Расчёты нагрузок сети низкого напряжения начнём с первого варианта схемы электроснабжения участка населённого пункта с. Вознесеновка.

Проведём расчёт для ТП «Заречная» (см. рис. 1.1.)

С помощью метода добавочных мощностей определим нагрузки на фидере по участкам для дневного и вечернего максимумов:

, (1.5)

где - мощность i-го участка, кВт;

- максимальная дневная или вечерняя мощность одного потребителя, кВт.

Таблица 1.1. Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	11	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	22	3,5	6	0,75
3. Магазин продовольственный	2	10,0	10	-
4. Водокачка	1	15,0	1	-
5. Котельная	1	15,0	15	-
6. Магазин промышленный	1	2,0	4	-
7. Насосная	1	20,0	20	-
8. Столовая	1	12,0	5	-
9. Пожарная часть	1	9,0	4	-
10. Восьмиквартирный жилой дом	1	3,5	6	0,46

Фидер №1

По формуле (1.5) мощность на участке 17-18 в часы вечернего максимума:

= 6 + 2,4 = 8,4 кВт.

На участке 16-17 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 9 + 5,1 = 14,1 кВт.

На участке 15-16 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 14,1+ 5,4 = 19,5 кВт.

На участке 14-15 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 19,5 +5,4 = 24,9 кВт.

На участке 13-14 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 24,9+ 5,4 = 30,3 кВт

На участке 12-13 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 30,3 + 6 = 36,3 кВт.

На участке 11-12 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 36,3 + 5,4 = 41,7 кВт.

На участке 5-11 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 41,7 + 5,4 = 47,1 кВт.

На участке 9-10 расчётная нагрузка по формуле (1.2):

кВт.

На участке 8-9 расчётная нагрузка по формуле (1.2):

кВт.

На участке 7-8 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 13,92 + 0,6 = 14,52 кВт.

На участке 6-7 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 14,52 + 3,6 = 18,12 кВт.

На участке 5-6 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 18,12 + 3,6 = 21,72 кВт.

На участке 4-5 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 47,1 + 13,5+5,4 = 66 кВт.

На участке 3-4 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 66 + 5,4 = 71,4 кВт.

На участке 19-20 расчётная нагрузка по формуле (1.2):

кВт.

На участке 3-19 расчётная нагрузка по формуле (1.2):

кВт.

На участке 2-3 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

=71,4 + 20,4 + 5,4 = 97,2 кВт.

На участке 0-2 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 97,2 + 2,4 = 99,6 кВт.

Фидер №2

По формуле (1.5) мощность на участке 0-1 в часы вечернего максимума:

= 20 + 9,2 = 29,2 кВт.

Фидер №3

Для удобства расчета примем для 3-х квартир по формуле (1.2):

кВт.

для 4-х квартир по формуле (1.2):

кВт.

По формуле (1.5) мощность на участке 8-9 в часы вечернего максимума:

= 10 + 3 = 13 кВт.

На участке 7-8 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 13 + 5,4 = 18,4 кВт.

На участке 6-7 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 18,4 + 7 = 25,4 кВт.

На участке 5-6 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 25,4 + 7 = 32,4 кВт.

На участке 4-5 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 32,4 + 8,5 = 40,9 кВт.

На участке 3-4 расчётная нагрузка по формуле (1.5):

= 40,9 + 7 = 47,9 кВт.

На участке 2-3 расчетная нагрузка по формуле (1.5):

= 47,9 + 7 = 54,9 кВт.

На участке 1-2 расчетная нагрузка по формуле (1.5):

= 54,9 + 7 = 61,9 кВт.

На участке 0-1 1 расчетная нагрузка по формуле (1.5):

= 61,9 + 7 = 68,9 кВт.

Нагрузку уличного освещения определяют исходя из удельной нормы уличного освещения по /5, стр. 49/ и общей длины улицы:

, (1.6)

Уличное освещение осуществляется от фидера №1 600 м и фидера №3 - 400 м (норма уличного освещения-8 Вт/м). По формуле (1.6):

кВт,

тогда 99,6 + 4,8 = 104,4 кВт.

кВт,

тогда 68,9 + 3,2 = 72,1 кВт.

Суммарная активная нагрузка ТП по формуле (1.5):

= 104,4 + 18,4 + 49,4 = 172,2 кВт.

Полная расчётная мощность ТП со смешанной нагрузкой при коэффициенте мощности 0,83 по формуле (1.4):

= = 207,5 кВ*А

На ТП установлен трансформатор типа ТМ 250/10 мощностью S_тр= 250 кВ*А, тогда его коэффициент загрузки составит:

= = 0,83

что удовлетворяет нормальной работе трансформатора

Аналогично определяют нагрузку в часы дневного максимума и по большему значению выбирают мощность трансформаторов.

Результаты расчётов дневных и вечерних нагрузок первого варианта схемы электроснабжения участка населённого пункта, питающегося от ТП «Заречная», представлены в таблице 1.2

Таблица 1.2. Результаты расчётов нагрузок исходного варианта схемы

Номер участка	Р, кВт	S, кВ*А
	дневн.	вечерн.	дневн.	вечерн.
1	2	3	4	5
Фидер №1
0 - 2	66,0	99,6	82,5	120,0
2 - 3	64,7	97,2	81,0	117,0
3 - 19	11,2	31,9	12,4	34,7
19 - 20	8,8	25,2	9,8	27,4
3 - 4	54,9	71,4	68,6	86,0
4 - 5	51,7	66,0	64,6	79,5
5 - 6	22,0	21,7	27,5	26,2
6 - 7	20,0	18,1	25,0	21,8
7 - 8	18,0	14,5	22,5	17,5
8 - 9	4,9	13,9	5,4	15,1
9 - 10	4,0	11,5	4,5	12,5
5 - 11	35,9	47,1	44,9	56,8
11 - 12	32,8	41,7	41,0	50,2
12 - 13	29,6	36,3	37,0	43,7
13 - 14	23,6	30,3	29,5	36,5
14 - 15	20,5	24,9	25,6	30,0
15 - 16	17,3	19,5	21,6	23,5
16 - 17	14,2	14,1	17,7	17,0
17 - 18	11,0	8,4	13,8	10,1
Освещение	-	4,8	-	5,9
Фидер №2
0 - 1	29,2	29,2	36,5	35,2
Фидер №3
0 - 1	39,2	68,9	49,0	74,9
1 - 2	36,7	61,9	45,8	67,3
2 - 3	34,2	54,9	42,7	59,7
3 - 4	31,7	47,9	39,6	52,1
4 - 5	29,2	40,9	36,4	44,5

Далее рассматривается второй вариант схемы электроснабжения населённого пункта с изменением её конфигурации. Изменяя конфигурацию сети (см. рис. 1.2), тем самым, уменьшая протяжённость линий, питающихся от одной ТП, добиваясь равномерного распределения нагрузки по фидерам, за счёт изменения месторасположения ТП на местности (изменяя центр электрических нагрузок) и уменьшения её мощности, заменяя провода малого сечения на более большее сечение - тем самым, можно получить наивыгоднейший вариант схемы электроснабжения.

Расчет центра питания определяется по следующими формулам:

(1.7)

(1.8)

где Р_i - мощность i - го потребителя, кВт;

Х_i - абсцисса i - го потребителя, м;

Y_i - ордината i - го потребителя, м;

Х - абсцисса центра питания, м;

Y - ордината центра питания, м.

Расчет производится при помощи програмного модуля учебной САПР СХ. Данные расчета следующие:

- в часы дневного максимума X = 9.2; Y = 4.6;

- в часы вечернего максимума X = 8.9; Y = 4.6.

Максимальные нагрузки потребителей, питающихся от ТП «Заречная», приняты по /1, стр. 5 / и занесены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3. Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	11	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	22	3,5	6	0,75
3. Магазин продовольственный	2	10,0	10	-
4. Водокачка	1	15,0	1	-
5 Котельная	1	15,0	15	-
6. Магазин промышленный	1	2,0	4	-
7. Насосная	1	20,0	20	-
8. Столовая	1	12,0	5	-
9. Пожарная часть	1	9,0	4	-
10. Восьмиквартирный жилой дом	1	3,5	6	0,46

Результаты расчётов дневных, вечерних и полных нагрузок второго варианта схемы электроснабжения участка населённого пункта, питающегося от ТП «Заречная», представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4. Результаты расчётов нагрузок предлагаемого варианта схемы

Номер участка	Р, кВт	S, кВ*А
	дневн.	вечерн.	дневн.	вечерн.
1	2	3	4	5
Фидер №1
0 - 1	37,2	71,0	30,0	59,0
1 - 2	3,1	9,0	2,8	8,3
1 - 3	24,0	52,3	19,2	43,4
3 - 4	10,2	29,1	9,2	26,8
4 - 5	8,8	25,2	8,0	23,2
5 - 6	7,8	22,3	7,0	20,5
6 - 7	6,4	18,3	5,8	16,8
7 - 8	4,9	13,9	4,4	12,8
3 - 9	14,7	28,3	11,8	23,5
9 - 10	7,8	22,3	7,0	20,5
10 - 11	6,4	18,3	5,8	16,8
11 - 12	4,9	13,9	4,4	12,8
1 - 13	18,2	21,3	14,5	17,7

По /1, стр. 8/ с учётом экономических интервалов и допустимых систематических перегрузок, выбираем для ТП «Заречная» трансформатор типа ТМ-160/10 номинальной мощностью 160 кВ*А с коэффициентом загрузки равном 1,13.

1.2 Электрический расчет вариантов схем электроснабжения

Электрический расчёт вариантов схем электрических сетей низкого напряжения проводится с целью выявления потерь в воздушных линиях и силовых трансформаторах 10/0,4 кВ, а также уровня падения напряжения от шин на вводах ТП до удалённых участков сети 0,38 кВ. Для этого в линиях определяются расчётные токи по естественному токораспределению, принятому для разомкнутой сети с учётом законов Кирхгофа в максимумы нагрузок и выбираются сечения и марки проводов.

Расчётный ток определяется по формуле:

, (1.9)

где P_i - нагрузка i-го участка, кВт;

- коэффициент мощности /5, стр. 50/, о.е.;

U_н - номинальное напряжение сети, кВ.

Потери электроэнергии определяются по формуле:

, (1.10)

где R₀ - удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина i-го участка, км;

U_н - номинальное напряжение сети, кВ.

Результаты расчёта потерь электрической энергии для первого варианта указаны в таблице 1.5, а для второго варианта в таблице 1.6.

Определяем потери напряжения до наиболее удалённой точки сети:

, (1.11)

где - ток нагрузки i-го участка, А;

- удельное активное сопротивления линии, Ом/км;

- удельное индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

- коэффициент мощности, о.е.;

- длина i-го участка, км.

Абсолютные потери напряжения по фидеру:

, (1.12)

Относительные потери напряжения, определяемые требованиями ГОСТ 13109-97, выражается:

, (1.13)

где - уровень падения напряжения, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

Результаты расчётов отклонения напряжения до наиболее удалённых точек сети сведём в таблицу 1.5 - для первого варианта и таблицу 1.6 - для второго варианта схемы электроснабжения.

Таблица 1.5. Результаты электрического расчёта исходного варианта схемы

Номер фидера	Номер участка	Марка провода	Длина, км	Расчётные данные
				Pм, кВт	I, А	?W, кВт*ч/год	?U, %
Фидер №1	0-2	СИП-50	0,08	188,3	344,7	12202,2	6,45
	2-3	СИП-50	0,04	184,3	337,4	5844,6	3,15
	3-19	СИП-50	0,04	49,3	81,6	439,4	0,85
	19-20	СИП-50	0,04	31,3	51,8	177,0	0,54
	3-4	СИП-50	0,04	126,0	230,7	3513,4	2,51
	4 -5	СИП-50	0,04	117,0	214,2	3029,4	2,33
	5-6	СИП-35	0,04	34,0	62,3	511,7	1,10
	6-7	СИП-35	0,04	28,0	51,3	347,0	0,91
	7-8	СИП-35	0,04	22,0	40,3	214,2	0,71
	8-9	СИП-35	0,04	21,0	34,8	159,6	0,62
	9-10	СИП-35	0,04	15,0	24,8	81,4	0,45
	5-11	СИП-50	0,04	74,0	135,5	1211,9	1,47
	11-12	СИП-50	0,04	65,0	119,0	935,0	1,29
	12-13	СИП-50	0,04	56,0	102,6	694,0	1,11
	13-14	СИП-50	0,04	46,0	84,2	468,3	0,91
	14-15	СИП-50	0,04	37,0	67,8	303,0	0,74
	15-16	СИП-50	0,04	28,0	51,3	173,5	0,56
	16-17	СИП-50	0,04	19,0	34,8	79,9	0,38
	17-18	СИП-50	0,04	10,0	18,3	22,1	0,20
Итого до наиболее удаленной точки сети	21,10%
Фидер №2	0-1	СИП-50	0,08	35,0	64,1	760,1	1,74
	1-2	СИП-50	0,04	15,0	30,4	85,4	0,41
Итого до наиболее удаленной точки сети	2,15%
Фидер №3	0-1	СИП-50	0,04	132,0	241,9	5408,3	3,29
	1-2	СИП-50	0,04	117,0	214,4	4248,3	2,91
	2-3	СИП-50	0,04	102,0	186,9	3228,1	2,54
	3-4	СИП-50	0,04	87,0	159,5	2350,3	2,17
	4-5	СИП-50	0,04	72,0	132,0	1609,4	1,79
	5-6	СИП-50	0,04	54,0	99,0	905,3	1,34
	6-7	СИП-50	0,04	39,0	71,5	472,0	0,97
	7-8	СИП-50	0,04	24,0	44,0	178,6	0,60
	8-9	СИП-50	0,04	15,0	27,5	69,9	0,37
Итого до наиболее удаленной точки сети	15,98%

Таблица 1.6. Результаты электрического расчёта предлагаемого варианта схемы

Номер фидера	Номер участка	Марка провода	Длина, км	Расчётные данные
				Pм, кВт	I, А	?W, кВт*ч/год	?U, %
Фидер №1	0-1	СИП-50	0,04	153	280,4	5189,6	3,05
	1-2	СИП-50	0,04	12	22,0	64,0	0,39
	1-3	СИП-50	0,04	109	199,8	3689,5	2,71
	3-4	СИП-50	0,04	54	89,3	736,7	1,20
	4 -5	СИП-50	0,04	45	74,4	511,8	1,00
	5-6	СИП-50	0,04	36	59,5	327,2	0,80
	6-7	СИП-50	0,04	27	44,6	184,2	0,60
	7-8	СИП-50	0,04	18	29,8	82,0	0,40
	3-9	СИП-50	0,04	46	84,4	658,0	1,15
	9-10	СИП-50	0,04	36	59,5	327,2	0,80
	10-11	СИП-50	0,04	27	44,6	184,2	0,60
	11-12	СИП-50	0,04	18	29,8	82,0	0,40
	1-13	СИП-50	0,04	31	56,8	425,7	1,00
	13-14	СИП-50	0,04	25	45,8	277,1	0,81
	14-15	СИП-50	0,04	19	34,9	160,3	0,62
	15-16	СИП-50	0,04	10	18,3	44,3	0,32
Итого до наиболее удаленной точки сети	9,75%
Фидер №2	0-1	СИП-50	0,08	70,3	128,8	3066,4	3,5
	1-2	СИП-50	0,04	55,3	101,4	949,8	1,38
	2-3	СИП-50	0,04	35,3	64,7	386,6	0,88
	3-4	СИП-50	0,04	26,3	48,2	214,9	0,66
Итого до наиболее удаленной точки сети	6,41%
Фидер №3	0-1	СИП-50	0,04	132	241,9	5408,3	3,29
	1-2	СИП-50	0,04	45	74,4	511,8	1,00
	2-3	СИП-50	0,04	30	49,6	227,5	0,67
	3-4	СИП-50	0,04	15	24,8	56,9	0,33
	1-5	СИП-50	0,04	72	132,0	1609,4	1,79
	5-6	СИП-50	0,04	54	99,0	905,3	1,34
	6-7	СИП-50	0,04	39	71,5	472,0	0,97
	7-8	СИП-50	0,04	24	44,0	178,6	0,60
Итого до наиболее удаленной точки сети	7,99%

Суммарные потери по второму варианту составили 26931,3 кВт*ч/год, что на 22792,1 кВт*ч/год меньше, чем в первом варианте

Определим потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

, (1.14)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

T - продолжительность работы трансформатора, ч;

- потери короткого замыкания, кВт;

S_max - максимальная расчётная нагрузка трансформатора, кВ*А;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

- продолжительность максимальных потерь, ч.

Паспортные данные для трансформаторов берутся по /7, стр. 121 /.

Для первого варианта схемы электроснабжения потери электроэнергии определяются для трансформатора мощностью 250 кВ*А по формуле (1.14):

кВт*ч/год.

Для второго варианта потери электроэнергии определяются для силового трансформатора мощностью 160 кВ*А по формуле (1.14):

кВт*ч/год;

Суммарные значения потерь электрической энергии в линиях и трансформаторе для первого варианта:

кВт*ч/год.

Для второго варианта:

 кВт*ч/год.

1.3 Технико-экономический расчёт вариантов низковольтной сети

Для оценки вариантов по сравнительной экономической эффективности удобно пользоваться понятием приведенных затрат. Годовые приведенные затраты определяются:

, (1.15)

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, о.е., =0,12;

K - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты, тыс. руб.;

И - ежегодные эксплуатационные издержки, тыс. руб.;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Единовременные капитальные вложения, в свою очередь, состоят из следующих составляющих:

, (1.16)

где - капитальные вложения на строительство линий, тыс. руб.;

- капитальные вложения на сооружение комплектных трансформаторных подстанций, тыс. руб.

Капитальные вложения на строительство линий:

, (1.17)

где - стоимость строительства воздушных линий напряжением 0,38 кВ протяжённостью в один километр, тыс. руб.;

- протяжённость линии, км.

Ежегодные эксплуатационные издержки определяются:

, (1.18)

где - эксплуатационные издержки на линии, тыс. руб.;

- эксплуатационные издержки на трансформаторные подстанции, тыс. руб.;

- издержки, связанные с потерями электроэнергии в линиях и трансформаторах, тыс. руб.

Издержки эксплуатационные на линии и трансформаторы определяются:

, (1.19)

где - отчисления на амортизацию оборудования, тыс. руб.;

- отчисления на ремонт оборудования, тыс. руб.;

- отчисления на обслуживание оборудования, тыс. руб.;

- капитальные затраты на строительство, тыс. руб.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии:

, (1.20)

где - потери электроэнергии за год, кВт*ч/год;

- тариф на электроэнергию, руб./кВт*ч.

Расчёты по (1.16) и (1.17) представлены в таблице 1.12 - для первого варианта и в таблице 1.13 - для второго варианта.

Таблица 1.12. Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. руб.
			единицы	общая
1. Провод АС-25	м	800	0,025	20,00
2. Провод А-35	м	1920	0,034	64,51
3. Провод АС-35	м	1920	0,047	90,24
4. Провод АС-50	м	480	0,062	29,76
5. Трансформатор ТМ-250	шт.	1	93,42	93,42
Итого:	297,93

К=Коб + Ксмр +Кпр = 297,93 +238,34 +59,59= 595,86 тыс. руб.

Таблица 1.13. Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. руб.
			единицы	общая
1. СИП-3х35+1х37+1х16	м	800	0,125	100
2. СИП-3х50+1х54,4+1х16	м	3680	0,187	688,16
3. СИП-3х25+1х32	м	238	0,080	19,04
4. Трансформатор ТМ-160	шт.	1	70,870	70,87
Итого:	908,07

К=Коб + Ксмр +Кпр = 908,07+ 177,63 + 44,41 = 1130,11 тыс. руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 0,38 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по формуле (1.19):

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии в сетях, для первого и второго вариантов по формуле (1.20):

руб./год;

руб./год.

Общие ежегодные издержки для первого и второго вариантов составят:

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

Итоговые годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения участка населённого пункта по формуле (1.15):

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения участка населённого пункта, предложенного мной, оказался дороже на 14,57 тыс. руб. Учитовая что эксплутационные расходы, потери электрической энергии значительно уменьшается и окупается течении одного года поэтому припочтение отдаем второму варианту.

2. Разработка вариантов реконструкции сети высокого напряжения

2.1 Анализ существующей схемы электроснабжения и характеристика источников питания.

В зоне действия подстанции «Вознесеновка» находятся потребители различного характера нагрузки: производственной, коммунально-бытовой и смешанной. Соответственно и характер нагрузки трансформаторных пунктов тоже различный. Распределительная сеть высокого напряжения представлена алюминиевыми проводами различной марки и сечения, подвешенных на железобетонных опорах. Распределительная сеть высокого напряжения по зоне действия подстанции «Вознесеновка» имеет протяженность около 52 км.

2.2 Характеристика электрифицируемого района

На структурное подразделение филиала Бурятэнерго «Центральные электрические сети» Кижингинского РЭС возложена эксплуатация распределительных сетей в Кижингинском районе. Подстанция «Вознесеновка» обеспечивает электроснабжения жилых, производственных и общественно-бытовых потребителей сел Вознесеновка, Эдэрмык, Леоновка, Куорка.

Расчетные климатические условия для данного района с учетом действующих нормативных материалов и данных обработки материалов многолетних наблюдений по метеостанциям в районе следующие:

Район по гололеду - 3;

Скоростной напор ветра, кг/м³ при гололеде 11,4.

Температура воздуха, ?C: максимальная: +35; минимальная: -50; среднегодовая: 0.

Самые холодные пятидневки: -41?С.

Среднегодовая продолжительность гроз: 40 часов.

Высота снежного Покрова, см: максимальная - 37; средняя - 20.

Также в связи со строительством лесопильного комплекса планируется выделение 50 кВт*ч электроэнергии.

В с. Вознесеновка выполняется реконструкция 60 квартирного дома на что требуется около 40кВт*ч электроэнергии, с перспективой дальнейшего роста нагрузки.

Основной целью подразделения является получение прибыли. Основными видами деятельности являются: передача, распределение электрической энергии и производство.

2.3 Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и распределительных сетей и месторасположения опорной подстанции

В данном дипломном проекте номинальное напряжение оставляем прежним, так как изменение повлечет за собой большие как технические так и экономические затраты.

Среди электроприемников подстанция «Вознесеновка» основную часть составляют электроприемники 3 категории, а также в перспективе предусмотрена электроприемники 2 категории.

В существующей схеме электроснабжения потребители подстанции «Вознесеновка» предусмотрено резервирование по сети 10 кВ и имеют свои собственные резервные источники питания (дизельные генераторы) поэтому существующую схему электроснабжения оставляем прежней.

2.3 Расчёт электрических нагрузок распределительных сетей высокого напряжения

Расчет по напряжению 10 кВ производится аналогично расчету по напряжению 0,38 кВ, за исключением того, что изменяются значения коэффициентов мощности, добавочных коэффициентов, добавочные мощности /1/.Расчет производим по максимальным возможны нагрузкам трансформаторных подстанций, с учетом дальнейшего развития сетевого района.

От ПС-35/10 «Вознесеновка» отходит четыре фидера: 1-Эдермык, 3-Куорка, 4-Вознесеновка.5-АВМ.

Значения добавочных коэффициентов (день, вечер):

Для производственной нагрузки К_д=1 К_в=0.6

Для смешанной нагрузки К_д=1 К_в=1

Для бытовой нагрузки К_д=0.6 К_в=1

Значения коэффициентов мощности (день, вечер):

Для производственной нагрузки _д=0.7 _в=0.75

Для смешанной нагрузки _д=0.8 _в=0.83

Значение коэффициентов одновременности:

При двух ТП Ко=0,9

При трех Ко=0,85

Также производим электрический расчет сети 10 кВ при помощи файла LOSS-3.

Назначение программы - расчет потерь энергии в элементах распределительной сети 10 кВ в условиях неполной информации.

Схема отходящих фидеров

Рис. 2.1

Схема фидера 4-Вознесеновка.

Рис. 2.2

Таблица 3.2. Расчет потерь электроэнергии Ф-4 Вознесеновка (вечерний максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	?W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	квт. ч/год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0-1	АС-70	70	0,332	0,4	0,6	10	2361	1581	2500	19 681,9
1_2	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	2258	1512	2500	22 502,4
2_3	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	2235	1497	2500	22 050,0
3_4	АС-70	70	0,332	0,4	0,65	10	2174	1456	2500	18 080,0
4_5	АС-70	70	0,332	0,4	3	10	1464	980	2500	37 829,9

Таблица 3.3. Расчет потерь напряжения Ф-4 Вознесеновка (вечерний максимум)

участок	Провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%
0-1	АС-70	70	0,332	0,4	0,6	10	1771	1581	2500	0,73
1_2	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	1648	1512	2500	0,86
2_3	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	1625	1497	2500	0,85
3_4	АС-70	70	0,332	0,4	0,65	10	1564	1456	2500	0,72
4_5	АС-70	70	0,332	0,4	3	10	1464	980	2500	2,63
5_6	АС-70	70	0,332	0,4	0,15	10	1381	925	2500	0,12
6_7	АС-70	70	0,332	0,4	0,1	10	1320	884	2500	0,08
7_8	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1259	843	2500	0,30
8_9	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1099	736	2500	0,26
9_10	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1075	720	2500	0,26
10_11	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1052	704	2500	0,25
11_12	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	892	597	2500	0,21
12_13	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	831	556	2500	0,20
13_14	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	770	515	2500	0,18
14_15	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	747	500	2500	0,18
15_16	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	686	459	2500	0,16
16_17	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	663	444	2500	0,16
17_18	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	602	403	2500	0,14
18_19	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	589	394	2500	0,14
19-20	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	489	327	2500	0,12
20_21	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	428	286	2500	0,10
21_22	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	415	278	2500	0,10
22_23	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	392	262	2500	0,09
23_24	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	331	222	2500	0,08
24_25	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	293	196	2500	0,07
25_26	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	193	129	2500	0,05
26_27	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	83	55	2500	0,02
итого:										9,09
0-1	АС-70	70	0,332	0,4	0,6	10	1050	703,5	2500	0,38
1_2	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	927	621	2500	0,42
2_3	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	904	605	2500	0,41
3_4	АС-70	70	0,332	0,4	0,65	10	843	564	2500	0,33
4_28	АС-70	70	0,332	0,4	0,25	10	743	497	2500	0,11
28_29	АС-70	70	0,332	0,4	11,2	10	583	390	2500	3,91
29-30	АС-70	70	0,332	0,4	1,05	10	522	349	2500	0,33
30-31	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	461	308	2500	0,11
31-32	АС-70	70	0,332	0,4	0,55	10	361	241	2500	0,12
32-33	АС-70	70	0,332	0,4	0,55	10	261	174	2500	0,09
33-34	АС-70	70	0,332	0,4	0,2	10	83	55,6	2500	0,01
итого:										6,21

Таблица 3.4. Расчет потерь электроэнергии Ф-4 Вознесеновка (дневной максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	квт. ч/год
0-1	АС-70	70	0,332	0,4	0,6	10	2469	1851	2500	23 212,5
1_2	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	2266	1699	2500	24 442,4
2_3	АС-70	70	0,332	0,4	0,75	10	2245	1683	2500	23 988,8
3_4	АС-70	70	0,332	0,4	0,65	10	2185	1638	2500	19 693,7
4_5	АС-70	70	0,332	0,4	3	10	1398	1048	2500	37 208,4
5_6	АС-70	70	0,332	0,4	0,15	10	1339	1004	2500	1 707,0
6_7	АС-70	70	0,332	0,4	0,1	10	1279	959	2500	1 038,3
7_8	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1220	915	2500	3 779,5
8_9	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1065	798	2500	2 878,2
9_10	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1043	782	2500	2 761,7
10_11	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	1022	766	2500	2 651,0
11_12	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	867	650	2500	1 908,2
12_13	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	807	605	2500	1 653,2
13_14	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	748	561	2500	1 420,7
14_15	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	726	544	2500	1 337,5
15_16	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	667	500	2500	1 129,3
16_17	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	645	483	2500	1 055,2
17_18	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	586	439	2500	871,3
18_19	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	573	429	2500	832,7
19-20	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	475	356	2500	572,6
20_21	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	416	312	2500	439,4
21_22	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	403	302	2500	412,2
22_23	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	382	285	2500	368,5
23_24	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	322	241	2500	262,9
24_25	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	285	214	2500	206,4
25_26	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	187	140	2500	88,7
26_27	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	80	60	2500	16,3
5_28	АС-70	70	0,332	0,4	0,25	10	847	634	2500	1 136,1
28_29	АС-70	70	0,332	0,4	11,2	10	691	518	2500	33 937,3
29-30	АС-70	70	0,332	0,4	1,05	10	632	474	2500	2 662,4
30-31	АС-70	70	0,332	0,4	0,4	10	572	429	2500	830,8
31-32	АС-70	70	0,332	0,4	0,55	10	476	357	2500	791,1
32-33	АС-70	70	0,332	0,4	0,55	10	379	284	2500	501,2
33-34	АС-70	70	0,332	0,4	0,2	10	80	60	2500	8,1
итого:			195 803,8

Таблица 3.5. Расчет потерь напряжения Ф-4 Вознесеновка (дневной максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%
0-1	АС-70	70	0,3316	0,4	0,6	10	1776	1332	2500	0,67
1_2	АС-70	70	0,3316	0,4	0,75	10	1574	1180	2500	0,75
2_3	АС-70	70	0,3316	0,4	0,75	10	1554	1165	2500	0,74
3_4	АС-70	70	0,3316	0,4	0,65	10	1494	1120	2500	0,61
4_5	АС-70	70	0,3316	0,4	3	10	1398	1048	2500	2,65
5_6	АС-70	70	0,3316	0,4	0,15	10	1339	1004	2500	0,13
6_7	АС-70	70	0,3316	0,4	0,1	10	1279	959	2500	0,08
7_8	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	1220	915	2500	0,31
8_9	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	1065	798	2500	0,27
9_10	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	1043	782	2500	0,26
10_11	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	1022	766	2500	0,26
11_12	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	867	650	2500	0,22
12_13	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	807	605	2500	0,20
13_14	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	748	561	2500	0,19
14_15	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	726	544	2500	0,18
15_16	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	667	500	2500	0,17
16_17	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	645	483	2500	0,16
17_18	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	586	439	2500	0,15
18_19	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	573	429	2500	0,14
19-20	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	475	356	2500	0,12
20_21	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	416	312	2500	0,11
21_22	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	403	302	2500	0,10
22_23	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	381,5	285	2500	0,10
23_24	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	322	241	2500	0,08
24_25	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	285	214	2500	0,07
25_26	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	187	140	2500	0,05
26_27	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	80	60	2500	0,02
итого:										8,78
0-1	АС-70	70	0,3316	0,4	0,6	10	1224	918	2500	0,46
1_2	АС-70	70	0,3316	0,4	0,75	10	1022	766	2500	0,48
2_3	АС-70	70	0,3316	0,4	0,75	10	1001	750	2500	0,47
3_4	АС-70	70	0,3316	0,4	0,65	10	942	706	2500	0,39
4_28	АС-70	70	0,3316	0,4	0,25	10	846,5	634	2500	0,13
28_29	АС-70	70	0,3316	0,4	11,2	10	691	518	2500	4,89
29-30	АС-70	70	0,3316	0,4	1,05	10	632	474	2500	0,42
30-31	АС-70	70	0,3316	0,4	0,4	10	572	429	2500	0,14
31-32	АС-70	70	0,3316	0,4	0,55	10	476	357	2500	0,17
32-33	АС-70	70	0,3316	0,4	0,55	10	379	284	2500	0,13
33-34	АС-70	70	0,3316	0,4	0,2	10	80	60	2500	0,01
итого:										7,70

Таблица 3.6. Расчет существующей схемы фидера 4-Вознесеновка

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	1,26	0,4	0,6	10	2469	1851	2500	88 207,3
1_2	АС-25	25	1,26	0,4	0,75	10	2266	1699	2500	92 881,0
2_3	АС-25	25	1,26	0,4	0,75	10	2245	1683	2500	91 157,5
3_4	АС-25	25	1,26	0,4	0,65	10	2185	1638	2500	74 836,1
4_5	АС-25	25	1,26	0,4	3	10	1398	1048	2500	141 391,8
5_6	АС-25	25	1,26	0,4	0,15	10	1339	1004	2500	6 486,5
6_7	АС-25	25	1,26	0,4	0,1	10	1279	959	2500	3 945,5
7_8	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	1220	915	2500	14 362,1
8_9	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	1065	798	2500	10 937,1
9_10	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	1043	782	2500	10 494,6
10_11	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	1022	766	2500	10 073,9
11_12	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	867	650	2500	7 251,3
12_13	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	807	605	2500	6 282,3
13_14	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	748	561	2500	5 398,8
14_15	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	726	544	2500	5 082,6
15_16	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	667	500	2500	4 291,3
16_17	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	645	483	2500	4 009,9
17_18	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	586	439	2500	3 310,8
18_19	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	573	429	2500	3 164,2
19-20	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	475	356	2500	2 176,0
20_21	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	416	312	2500	1 669,9
21_22	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	403	302	2500	1 566,2
22_23	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	381,5	285	2500	1 400,4
23_24	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	322	241	2500	999,0
24_25	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	285	214	2500	784,4
25_26	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	187	140	2500	337,0
26_27	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	80	60	2500	61,8
5_28	АС-25	25	1,26	0,4	0,25	10	846,5	634	2500	4 317,2
28_29	АС-25	25	1,26	0,4	11,2	10	691	518	2500	128 961,8
29-30	АС-25	25	1,26	0,4	1,05	10	632	474	2500	10 117,2
30-31	АС-25	25	1,26	0,4	0,4	10	572	429	2500	3 157,1
31-32	АС-25	25	1,26	0,4	0,55	10	476	357	2500	3 006,2
32-33	АС-25	25	1,26	0,4	0,55	10	379	284	2500	1 904,6
33-34	АС-25	25	1,26	0,4	0,2	10	80	60	2500	30,9

Схема фидера 1-Эдэрмык.

Рис. 2.3

Таблица 3.7. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-1 Эдэрмык (вечерний максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	0,59	0,4	0,3	10	194	130	2500	0,05	118,4
1_2	АС-25	25	0,59	0,4	0,65	10	133	89,4	2500	0,07	120,8
итого:										0,12
итого:			239,2

Таблица 3.8. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-1 Эдэрмык (дневной максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	0,592	0,4	0,3	10	188	141	2500	0,05	119,5
1_2	АС-25	25	0,592	0,4	0,65	10	128	96	2500	0,07	120,7
итого:										0,12
итого:			240,2

Схема фидера 3 - Куорка

Рис. 2.4

Таблица 3.9. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-3 - Куорка (вечерний максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	1,26	0,4	0,6	10	269	180	2500	0,25	971,1
1_2	АС-25	25	1,26	0,4	4,5	10	169	113	2500	1,16	2 874,6
2_3	АС-25	25	1,26	0,4	8	10	146	97,8	2500	1,78	3 814,1
3_4	АС-25	25	1,26	0,4	4	10	20,8	13,9	2500	0,13	38,5
итого:										3,32
итого:			7 698,3

S01в=P01веч/=269/0.8=324 кВА

I₀₁=S01 / *U_н=324/ *10=18,7 А

Таблица 3.10. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-3 Куорка (дневной максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	1,26	0,4	0,6	10	260	195	2500	0,24	978,4
1_2	АС-25	25	1,26	0,4	4,5	10	163	122	2500	1,14	2 865,3
2_3	АС-25	25	1,26	0,4	8	10	141	106	2500	1,76	3 832,9
3_4	АС-25	25	1,26	0,4	4	10	20	15	2500	0,12	38,6
итого:										3,27

S01д=P01д/=260/0.8=325 кВА

I₀₁=S01 / *U_н=325/ *10=18,73 А

Схема фидера 5-АВМ.

Рис. 2.5

Таблица 3.11. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-5АВМ (вечерний максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	0,592	0,4	12	10	20,4	16,32	2500	0,22	63,37
1_2	АС-25	25	0,592	0,4	12,8	10	12,4	9,92	2500	0,14	23,4
итого:										0,15

Таблица 3.12. Расчет потерь напряжения и электроэнергии Ф-5 АВМ (дневной максимум)

участок	провод	сече-	Ro	Xo	L	Uн	Р	Q	Tm	U	W
	кабель	ние	Ом/км	Ом/км	км	кВ	кВт	Квар	час.	%	квт. ч/год
0-1	АС-25	25	0,592	0,4	12	10	17,1	13,68	2500	0,21	59,21
1_2	АС-25	25	0,592	0,4	12,8	10	8,4	6,4	2500	0,09	10,35
итого:										0,17

2.4 Выбор проводов и марок проводов ВЛ-10 кВ

Фидер №1 Эдэрмык

Полная расчетная мощность:

S01в=P01веч/=194/0.83=241,25 кВА

Ток на головном участке:

I₀₁=S01в / *U_н=241,25/ *10=13,9 А

S01д=P01д/=188/0.8=234,4 кВА

I₀₁=S01д / *U_н=234,4/ *10=13,5 А

Так как нагрузка в вечерний максимум оказалась выше чем днем то выбор проводов осуществляем по вечерней полной мощности.

Выбираем провод АС-25 по условиям прочности. Опоры ЖБ.

Выбранное сечение проводов проверяем по допустимому току нагрева. Из ПУЭ известно что для провода сечением 25 мм² допустимый ток нагрузки I_доп=136 А /1/

Фидер №3 Куорка

Так для фидера 3-Куорка:

I₀₁=S01 / *U_н=241,25/ *10=13,9 А < I_доп

S01в=P01веч/=269/0.8=324 кВА

I₀₁=S01 / *U_н=324/ *10=18,7 А

Выбранное сечение проводов проверяем по допустимому току нагрева. Из ПУЭ известно что для провода сечением 25 мм² допустимый ток нагрузки I_доп=136 А.

Так для фидера 3-Куорка

I₀₁=S01 / *U_н=325/ *10=18,73 А< I_доп

S01д=P01д/=2469/0.8=3086,2 кВА

Фидер №4 Вознесеновка

S01д=P01д/=2469/0.8=3086,2 кВА

Так как нагрузка в дневной максимум оказалась выше чем вечером то выбор проводов осуществляем по дневной полной мощности. При расчете оказалось что по току нагрева проходит провод марки АС-70, потери напряжения составили: 9,4%. Что улаживается в значения допускаемые ГОСТом (отклонение +-10%) т.е.устройство регулирования на трансформаторе ПС-35/10 сможет компенсировать данное падение напряжения.

Выбираем провод 3АС-70. Опоры ЖБ. Таким образом получается система:

Выбранное сечение проводов проверяем по допустимому току нагрева. Из ПУЭ известно что для провода сечением 70 мм² допустимый ток нагрузки I_доп=325 А /1/

Так для фидера 4-Вознесеновка

I₀₁=S01 / *U_н=3086,2/ *10=178,2 А< I_доп

Фидер №5 АВМ

Полная расчетная мощность:

S01в=P01веч/=20,4/0.83=24,5 кВА

Ток на головном участке:

I₀₁=S01в / *U_н=26,12/ *10=1,5 А

S01д=P01д/=17,1/0.8=21,3 кВА

I₀₁=S01д / *U_н=21,89/ *10=1,26 А

Так как нагрузка в вечерний максимум оказалась выше чем днем то выбор проводов осуществляем по вечерней полной мощности.

Выбираем провод 3АС-25 по условиям прочности. Опоры ЖБ.

Выбранное сечение проводов проверяем по допустимому току нагрева. Из ПУЭ известно что для провода сечением 25 мм² допустимый ток нагрузки I_доп=136 А /1/

2.5 Определение числа и мощности трансформаторов опорной подстанции

Общую нагрузку ПС 35/10 определяем дневной максимум (т. к. он оказался больше) по методу добавочных мощностей, суммируя в произвольном порядке:

Ррасч'ТП = 2469+ Р доб (234,4) + Р доб(269)+Р (20,4) = 2469+200+204+17=2890 кВт

Полная расчётная мощность ПС со смешанной нагрузкой при коэффициенте мощности 0,83 = 2890/0,83= 3481 кВ*А.

Так как на ПС 35/10 для увеличения надежности потребителей устанавливают два транс форматора то каждый из трансформаторов должен выдерживать перегрузку равную полной мощности потребителей на период устранения неполадок.

Номинальная мощность силового трансформатора 35/10 кВ для ПС определяется по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок при температуре охл. воздуха -10 град. (Сибирь).

Выбираем мощность трансформаторов на ПС: Sтп=2*2500 кВА.

Коэффициент загрузки одного трансформатора Кз=S/Sном=341/2500=1,39 <Кздоп=1,4

Окончательно принимаем трансформатор мощностью 2500 кВА

2.6 Технико-экономический сравнение вариантов схемы по зоне действия опорной подстанции

Капитальные затраты сводятся в таблицы 2.6 и 2.7 для первого и второго вариантов схем электроснабжения соответственно.

Таблица 3.13. Капитальные затраты

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. руб.
			единицы	общая
1. Провод АС-25	км	24,00	25	600
Итого:	600

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 10 кВ и трансформаторные пункты 10/0.4 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.16):

тыс. руб.;

тыс. руб.;

Таблица 3.14. Капитальные затраты

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. руб.
			единицы	общая
1. Провод АС-70	км	24,00	100	2400
Итого:	2400

Издержки, связанные с потерями на передачу электроэнергии по фидерам для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.18):

тыс. руб./год.

тыс. руб./год;

Общие суммарные ежегодные издержки для двух вариантов схем:

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

Приведенные затраты определяем без учёта ущерба от недоотпуска электроэнергии, т. к. варианты схем электроснабжения по степени надежности равнозначны. Годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.13):

тыс. руб.;

тыс. руб.

Предлагаемый вариант реконструкции оказался дешевле на 483,4 тыс. руб.

3. Повышение надёжности схемы электроснабжения

Повышение уровня надежности электроснабжения является технико-экономической задачей, при решении которой минимизируются приведенные к одному году затраты, включающие капитальные вложения, издержки эксплуатации и ущерб от недоотпуска электрической энергии.

Ущерб от недоотпуска электрической энергии согласно определяется по следующему выражению:

(3.1)

где - удельный ущерб, т.е. ущерб, отнесенный к единице недоотпущенной электроэнергии, руб./кВт*ч; - ожидаемый объем недоотпуска электроэнергии, кВт*ч;

(3.2)

где S - расчетная мощность трансформаторной подстанции,

cos ц - коэффициент мощности (для смешанной нагрузки cosц = 0,83);

- число часов максимума нагрузки, ч.;

- эквивалентное значение частоты отказов элемента в точке А, год­?;

- эквивалентное значение среднего время восстановления в точке А, ч.

Данные показатели для элементов рассматриваемой СЭС приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Показатели надежности элементов

Элемент СЭС	№ на схеме замещения	Частота отказов, щ, 1/год	Средн. время восстановления, ф, ч
1. Воздушная линия 35 кВ	1	0,08	6
2. Маслянный выключатель 35 кВ	2,3	0,05	3,5
3. Разъеденитель 35 кВ	4,5	0,05	3,5
4. Трансформатор 35/10 кВ	6,7	0,03	25
5. Масляный выключатель 10кВ	8,9	0,015	5
6.РУ 10кВ ІІ секция	10	0,151	2,10
7.РУ 10кВ І секция	11	0,176	2,04

Для обеспечения надежности электроснабжения предусматриваются следующие основные технические мероприятия:

Повышение надежности отдельных элементов электрических сетей (в том числе за счет применения новых материалов); - Секционирование сетей при помощи выключателей с АПВ, разъединителей;

Резервирование, как сетевое, так и местное энергетическое и технологическое;

Установка более совершенного оборудования.

Произведем расчет величины ущерба от недоотпуска электрической энергии за год:

1 вариант - трансформаторная подстанция 35/10 кВ расчетная схема и схема замещения представлены на рис. 3.1.

Схема замещения

Формулы для эквивалентирования последовательно и параллельно соединенных элементов:

; (3.3)



Рис. 3.1

- для последовательного соединения N элементов;

; (3.4)

- для параллельного соединения M элементов.

Произведем эквивалентирование последовательно соединенных элементов 2,4,6,8:

= 0,05+0,05+0,03+0,015 = 0,145 ;

= (0,05*3,5+0,05*3,5+0,03*25+0,015*5)/0,145 =8,10 ч.

Аналогично для элементов 3,5,7,9,10:

= 0,296 ; = 5,04 ч.

Эквивалентирование параллельно соединенных элементов 2468 и 357910:

= 0,145*0,296*(8,10+5,04)/8760 =0,000064 ;

= 8,10*5,04/(8,10+5,04) = 3,10 ч.

Эквивалентирование последовательно соединенных элементов 1, ІІ и 11:

= 0,256 , = 3,27 ч.

Определим ожидаемый объем недоотпуска электроэнергии и ущерб от него для исходного варианта СЭС по формулам (3.1-3.2):

=6090*0,83*2500/8760*0,256*3,27=1207,58 кВт*ч/год

= 0,005* 1207,58 =6,03 тыс. руб./год

2 вариант - трансформаторная подстанция 35/10 кВ, показатели надежности элементов СЭС представлены в таблице 3.2., а расчетная схема и схема замещения - на рис. 3.2.

Таблица 3.2. Показатели надежности элементов

Элемент СЭС	№ на схеме замещения	Частота отказов, щ, 1/год	Средн. время восстановления, ф, ч
1. Воздушная линия 35 кВ	1,2	0,08	6
2. Элегазовый выключатель 35 кВ	3,4	0,002	4,5
3. Трансформатор 35/10 кВ	5,6	0,03	25
4. Вакуумный выключатель 10 кВ	7,8	0,002	4,5
5.РУ 10 кВ ІІ секция	9	0,151	2,10
6.РУ 10 кВ І секция	10	0,176	2,04

Схема замещения

Производим расчет, аналогичный расчету для СЭС 1 варианта, в результате которого получаем следующие показатели:

= 0,176 , = 2,14 ч.

= 543,32 кВт*ч/год

= 0,005* 543,32 =2,71 тыс. руб./год



Рис. 3.2

Из выше приведенных расчетов показателей надежности, что ущерб от недоотпуска электрической энергии для второго варианта меньше на 3,32 тыс. руб./год, чем ущерб от недоотпуска электрической энергии для первого варианта.

4. Регулирование напряжения

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах питающей подстанции и на шинах потребительских ТП. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является - изменение коэффициента трансформации, определяемого как отношение первичного напряжения ко вторичному:

(5.1)

где W₁ - число витков первичной обмотки, ед.;

W₂ - число витков вторичной обмотки, ед.

Обмотки трансформаторов снабжающихся дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно получить различный коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения нагрузки или же под нагрузкой с помощью РПН. Цель расчета состоит в определении номера ответвления регулятора РПН при заданных значениях напряжение на шинах ВН, приведенная электрическая нагрузка трансформатора с учетом потерь, желаемый уровень напряжения на шинах НН в зависимости от закона регулирования (встречное регулирование или режим стабилизации).

Встречное регулирование - это такое регулирование, когда на шинах низкого напряжения поддерживается повышенное напряжение в часы максимума нагрузки и пониженное напряжение в часы минимума.

Режим стабилизации - режим это регулирования, когда на шинах низкого напряжения постоянно поддерживается номинальное напряжение в независимости от нагрузки потребителей (режим потребления).

Отклонение напряжения у потребителей для схемы изображенной на рисунке 5.1 находят по следующей формуле:

(5.2)

где - отклонение напряжения на шинах 10 кВ, %;

- падение напряжения в воздушной линии 10 кВ, %;

Е_Т2 - добавка напряжения регулятором на трансформаторе ТП 10/0,4кВ;

- потери напряжения в трансформаторе, %;

- допустимое отклонение напряжения в сети 0,38 кВ, с которым регулятор успешно справится, %.

Для режима стабилизации имеются данные потерь напряжения и . На головной подстанции поддерживается постоянное напряжение во всех режимах. Для расчета примем , т.е. на шинах низкого напряжения производят регулирование.

Рис. 4.1

Для точки b (рис. 5.1) в максимальном режиме определим наибольшие потери в сети 0,38кВ с которым успешно справится регулятор или переключатель напряжения на ТП с добавкой напряжения в 2,5% по формуле (5.2):

Выбираем режим стабилизации на источнике питания, так как соотношение дополнительных потерь в сети 0,38 кВ в этом случае предпочтительнее со значениями -7,77% и -0,14%, а при минимальной нагрузке у потребителя имеем отклонение напряжения +4,375% и +4,41% соответственно.

Таблица 5.1. Режим стабилизации

Элемент сети	Потери и отклонения напряжения, %
	Трансформатор Т-1	Трансформатор Т-2
	max 100%	min 25%	max 100%	min 25%
1. Шины 10 кВ	5	5	5	5
2. Сеть 10 кВ	-0,73	-0,1825	-8,36	-2,09
3. ТП 10/0,4
3.1 Потери	-4	-1	-4	-1
3.2 Уставка ПБВ	2,5	2,5	2,5	2,5
4. Сеть 0,38 кВ	-7,77	-1,9425	-0,14	-0,035
5. Потребитель	-5	4,375	-5	4,41

Таблица 5.2. Встречное регулирование

Элемент сети	Потери и отклонения напряжения, %
	Трансформатор Т-1	Трансформатор Т-2
	max 100%	min 25%	max 100%	min 25%
1. Шины 10 кВ	5	0	5	0
2. Сеть 10 кВ	-0,73	-0,1825	-8,36	-2,09
3. ТП 10/0,4
3.1 Потери	-4	-1	-4	-1
3.2 Уставка ПБВ	2,5	2,5	2,5	2,5
4. Сеть 0,38 кВ	-7,77	-1,9425	-0,14	-0,035
5. Потребитель	-5	-0,625	-5	-0,59

5. Расчёт электрической части питающей подстанции

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Задачей данного раздела является проектирование электрической части подстанции 35/10 кВ «Вознесеновка», удовлетворяющей как технологическим, так и экономическим критериям. Основное внимание уделяется выбору трансформаторов, главной схемы подстанции, выбору электрического оборудования первичных цепей, измерительных трансформаторов, выбору схем собственных нужд.

Начнём с определения числа и мощности силовых трансформаторов.

Для надежного электроснажения потребителей и для минимизаций перерыва элоктроснабженияне, а также для исключения перерыва электроснабжения больше 24 часов поэтому количество трансформаторов на подстанции принимается равным .

Полная мощность нагрузки:

, (5.1)

где- максимальная активная мощность нагрузки, МВт;

- коэффициент мощности, о.е.

Полная мощность нагрузки по (5.1):

МВ*А.

Мощность трансформатора:

, (5.2)

- коэффициент аварийной перегрузки, показывает перегрузочную способность трансформатора, о.е.; .

Мощности трансформаторов

=3,461/1,5=2,307

Исходя из рассчитанной мощности - выбираем по /6/ трансформатор 2*ТМН-2500/35.

5.2 Разработка схемы главных соеденений подстанции

При выборе главной схемы электрических соединений должен учитываться ряд факторов: электрическая схема должна соответствовать условиям работы подстанции, обеспечивать нормальное питание потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, доступной для дальнейшего развития и экономически выгодной.

С учётом напряжения, числа присоединений, типа проектируемой подстанции, а также перечисленных выше требований производим выбор главной схемы подстанции с напряжением 35 кВ на высокой стороне. Для нашей подстанции выбрана типовая схема подстанции - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

5.3 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования подстанции, типа устройств релейной защиты и автоматики, её параметров определяют токи короткого замыкания в расчётных точках. Для определения токов в расчетных точках составляют схему замещения (рис. 5.1) и определяют значения сопротивлений элементов схем.



Сопротивление системы на питающей подстанции:

, (5.3)

где U₁ - номинальное напряжение на высокой стороне, кВ;

S_к - мощность короткого замыкания системы, кВ*А.

Ом.

Сопротивление силового трансформатора Т1:

, (5.4)

где U_к1 - напряжение короткого замыкания, %;

U_Н.Т1 - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_Н.Т1 - номинальная мощность трансформатора. кВ*А.

Ом.

Сопротивление линии W1 10 кВ:

, (5.5)

, (5.6)

где r₀ - удельное активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

x₀ - удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

активное сопротивление линии W1:

Ом.

индуктивное сопротивление линии W1:

Ом.

сопротивление трансформатора Т2:

Ом.

По формуле (5.5) активное сопротивление линии W2:

Ом.

По формуле (5.6) индуктивное сопротивление линии W3:

Ом.

Ток трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках:

, (5.7)

где U - напряжение ступени расчётной точки, кВ;

Z - полное сопротивление элементов схемы до расчётной точки, Ом.

Рассмотрим КЗ в точке К1:

А.

Ударный ток:

, (5.8)

где K_уд - ударный коэффициент, о.е.

По формуле (5.8) ударный ток:

А.

Тепловой импульс:

, (5.9)

где t_отк - время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,2-4 с.

По (5.9) тепловой импульс:

кА²*с.

Рассмотрим КЗ в точке К2:

Результирующее сопротивление до точки К2:

Ом;

;

Ом.

Пересчитываем сопротивление Z₂₂ на напряжение U₂ = 10,5 кВ:

 Ом.

кА.

Ударный ток:

кА.

Тепловой импульс:

кА²*с.

Рассмотрим КЗ в точке К3:

Результирующее до точки К3:

Ом;

Ом.

Ом.

Пересчитываем сопротивление Z₃₃ на напряжение U₂ = 10,5 кВ:

Ом.

кА.

Ударный ток:

кА.

Тепловой импульс:

кА²*с.

Рассмотрим КЗ в точке К4:

Результирующее сопротивление до точки К4:

Ом;

Ом;

Ом.

Пересчитываем сопротивление Z₄₄ на напряжение 0.4 кВ:

Ом.

кА.

Ударный ток:

кА.

Тепловой импульс:

кА²*с.

Рассмотрим КЗ в точке К5:

Результирующее сопротивление до точки К5:

Ом;

Ом;

Ом.

кА.

Ударный ток:

кА.

Тепловой импульс:

кА²*с.

Результаты расчетов токов КЗ занесем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	Параметры расчета
	Iк(3), кА	Iк(2), кА	Iy, кА	U, кВ
К1	4,12	3,57	6,99	35
К2	1,62	1,4	7,87	10
К3	1,35	1,13	5,47	10
К4	9,62	8,33	16,33	0,4
К5	5,5	4,76	9,33	0,4

5.4 Выбор и проверка электрооборудования

Проводники и аппараты электроустановок должны удовлетворять расчётным условиям их работы при различных режимах функционирования электроустановок. Правильное определение расчётных условий на основе анализа возможных в эксплуатации режимов функционирования электроустановок с учётом перспективы их развития является необходимой предпосылкой правильного выбора проводников и аппаратов. Проводники и электрические аппараты выбирают по расчётным условиям нормального режима (по номинальным напряжению и току) и проверяют на работоспособность в условиях анормальных режимов (допустимый нагрев продолжительным расчётным током, термическая и электродинамическая стойкость при коротких замыканиях, опасное сближение гибких проводников под действием электродинамических сил при КЗ, коммутационная способность (для коммутационных аппаратов).

При выборе разъединителей учитываем следующие условия:

, (5.10)

Максимальный рабочий ток:

, (5.11)

А.

Т.к. номинальный ток разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по /6, стр. 271/ выбираем разъединитель типа: РНДЗ-2-35/630 УХЛ 1 с параметрами: U_н=35кВ; I_н=630 А; I_дин=80 кА; I_Т=31,5 кА; t_т=4 с. Проверим разъединитель на термическую стойкость:

.

Выбранный разъединитель условиям проверки удовлетворяет.

Выключатели выбираются по следующим условиям:

; ; , (5.12)

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- номинальный ток выключателя, кА;

- расчетный ток нормального режима, кА;

- нормированный коэффициент возможной перегрузки выключателя при данном продолжительном режиме его работы, о.е;

- расчетный ток продолжительного режима, кА.

Затем выбранный выключатель проверяется по включающей способности по условиям:

; , (5.13)

где - начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, кА;

- начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

- наибольший пик номинального тока включения, кА;

- ударный ток КЗ, кА;

- ударный коэффициент, о.е.

Расчетное время отключения выключателя или вычисляется как сумма собственного времени отключения выключателя и 0,01 с в соответствии с выражением:

,

Собственное время отключения выключателя указывают заводы-изготовители. Его определяют от момента подачи команды на отключение до момента начала размыкания дугогасительных контактов.

Т.к. номинальный ток выключателя должен быть больше максимального рабочего тока, то выбираем элегазовый баковый выключатель серии: ВГБУ-35УХЛ1 с параметрами: U_н=35 кВ; I_н=2000 А; I_н.отк=40 кА; I_Т=20 кА; t_т=3 с. Проверим выключатель на термическую стойкость: