Электроснабжение с. Барагхан Курумканского района Республики Бурятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

На дипломный проект: «Электроснабжение с. Барагхан Курумканского района Республики Бурятия».

Данный дипломный проект состоит из расчетно-пояснительной записки объемом страниц и 7 листов формата А4 графической части.

Производится расчет электрических сетей, где анализируется существующая схема электроснабжения, характеризуются источники питания и электрифицируемый район, предлагается заменить сечения проводов, что даёт возможность уменьшить существующие потери электроэнергии и напряжения, и как следствие, улучшение работы электроприёмников как высоковольтных так и низковольтных.

Обосновывается выбор номинальных напряжений питающей подстанции.

При разработке вариантов схем распределительной сети 10 кВ производится расчет электрической нагрузки, выбирается число и мощность трансформаторов питающей подстанции, также производится технико-экономическое сравнение вариантов.

Разрабатывается схема главных соединений подстанции.

Производится расчет токов короткого замыкания и выбирается оборудование для подстанции.

В специальной части проекта рассматривается релейная защита и автоматика.

Дипломный проект отражает вопросы охраны окружающей среды, приведено экологическое обоснование темы проекта и экологический эффект при внедрении данной разработки.

В разделе безопасности жизнедеятельности и обеспечения жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях произведены расчёты вакуумного выключателя, а также рассмотрены необходимые мероприятия по пожарной безопасности и по защите персонала от воздействия электрических и электромагнитных полей высокого напряжения.

В экономической части определена экономическая целесообразность проекта, т.е. рентабельность, срок окупаемости, прибыль и другие показатели.

Завершает дипломный проект заключение, список использованной литературы.

Введение

Электроэнергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. В последнее время намечается подъем электроэнергетической отрасли в сельском хозяйстве.

Производство и распределение электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общие состояние производственных сил.

Электроснабжение жилых и общественных зданий, а также производственных предприятий в сельскохозяйственных населенных пунктах имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.

Главная особенность - необходимость подводить электроэнергию к огромному числу потребителей, сосредоточенных на сравнительно большой территории. В результате протяженность сетей на единицу мощности потребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства.

Сказанное выше показывает, какое большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства.

От ее рационального решения зависит экономическая эффективность применения электроэнергии.

Снижение затрат на электроснабжение сельского хозяйства следует добиваться при соблюдении необходимого качества электроэнергии и надежности ее подачи. Причем электрическая нагрузка непрерывно возрастает, и пропускная способность линии оказывается недостаточной, появляется необходимость в их реконструкции.

Данная дипломная работа состоит из: введение, 6 - и глав, специального раздела, заключения, списка литературы, приложений и графической части.

- во введении указываются актуальность выбранной темы;

- в 6 - и главах изложен материал необходимый для реализации предложенного проекта;

- в приложении изложены результаты расчетов;

- в заключении указывается необходимость реконструкции сетей электроснабжения с.Барагхан.

1. Характеристика и анализ производственной деятельности электрифицируемого пункта

трансформаторный релейный короткий замыкание

1.1 Анализ существующей схемы электроснабжения и характеристика источников питания

Электроснабжение потребителей с. Барагхан Курумканского района выполнено от ПС 35/10 кВ «Барагхан». ПС 35/10 кВ расположена в южной части с. Барагхан

ПС 35/10 «Барагхан» головная, электроснабжение осуществляется по ЛЭП-35 кВ: - «Курумкан-Барагхан » от ПС 35/10 кВ «Курумкан».

По высокой стороне ОРУ-35 кВ выполнено на разъединителях с высоковольтными предохранителями ПСН-35, секционирование выполнено на разъединителях РЛНДЗ-35

Силовые трансформаторы 1Т (ТМН-1600/35), 2Т (ТМН-1600/35)

РУ-10 кВ состоит из КРУн-10 кВ типа КРН-III-10 из первой и второй секций шин с секционирующим выключателем. Количество отходящих линий 10 кВ с масляными выключателями ВМП-10- 6, в том числе две резервные. Привода масляных выключателей - пружинные типа ПП-67, оперативный ток - переменный.

Год ввода ПС 35/10 кВ в эксплуатацию - 1967.

Воздушные линии 10 кВ в с.Барагхан выполнены на деревянных опорах с железобетонными приставками проводом А 35. ВЛ 10 кВ введены в эксплуатацию в 1965-1970 гг.

ВЛ 0.4 кВ выполнены на деревянных опорах, цельностоечных и с железобетонными приставками. Провода на ВЛ 0.4 кВ марки АС 25, АС 16,

А-35 и др. Вводы в жилые и общественные здания выполнены в основном неизолированными проводами.

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ введены в эксплуатацию в 1965-1970 гг.

Процент износа линий 10-0,4 кВ и ТП-10/0,4 кВ - более 80%

По данным службы эксплуатации Курумканского РЭС вследствие физического и морального износа линий 10-0,4 кВ наблюдаются частые отключения электроснабжения потребителей.

Исходя из этого, требуется полная реконструкция электрических сетей 0,4-10 кВ и трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ электроснабжения, а также в соответствии с Нормами технологического проектирования ПС переменного тока 35-750 кВ, утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 288 требуется полная замена коммутационного оборудования как по стороне 35 кВ, так и по стороне 10 кВ. для обеспечения надежности электроснабжения

Реконструкция сетей электроснабжения с.Барагхан Курумканского района обусловлена следующим:

1. Физический износ опор и проводов воздушных линий электропередачи напряжением 0,4-10 кВ более 80%

2. Устаревание оборудования ОРУ ТП 35/10 «Барагхан»

3. Необходимость эффективного распределения электрических нагрузок в связи с намечаемым ростом потребления электрической энергии (образование новых перерабатывающих предприятий)

4 Снижение технических и коммерческих потерь

5. Повышение надежности электроснабжения потребителей

6. Введение новых технологий, а именно замена неизолированных проводов ВЛ 0.4 кВ на самонесущие изолированные провода типа СИП.

7. Необходимость передачи распределительных электрических сетей в обслуживание эксплуатирующей организации - Курумканского РЭСа Северных электрических сетей ОАО «Бурятэнерго»

1.2 Характеристика электрифицируемого района и основные пути реконструкции системы электроснабжения с. Барагхан

Село Барагхан расположено в северной части Республики Бурятия, в Курумканском районе.

Местность - горная.

Климат в с.Барагхан резко континентальный. Зима продолжительная, морозная, снежная. Средняя температура января -30-35 ?С. Лето короткое, но теплое. Средняя температура июля +22+24 ?С.

Расчетно-климатические условия в с.Барагхан с учетом действующих нормативных материалов и данных обработки материалов многолетних наблюдений по метеостанциям в районе следующие: район по гололеду - 1; температура при гололеде - 10 0С; район по ветру - 2, скоростной напор ветра 29 м/с; среднегодовая продолжительность гроз: 35 часов; высота снежного покрова, см.: максимальная 37; средняя 20.

Данный проект включает в себя реконструкцию ВЛ-0,4-10 кВ с трансформаторными подстанциями 10/0,4 кВ для более эффективного распределения электрических нагрузок, повышения надежности электроснабжения, снижения технических и коммерческих потерь.

1.3 Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и распределительной сети и месторасположения трансформаторных подстанций

Номинальное напряжение питающей линии 35 кВ для головной подстанции напряжением 35/10 кВ Барагхан ” и распределительной сети 10 кВ приняты как существующие. Трансформаторная подстанция 35/10 кВ «Барагхан» - существующая. Всё оборудование рассчитано на данные классы напряжения.

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ устанавливаются в центре электрических нагрузок. При размещении трансформаторных подстанций учитывается наличие подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях.

1.4 Повышение надежности схемы электроснабжения

Надежность электроснабжения - способность электрической системы в любой момент времени снабжать электрической энергией присоединенных к ней потребителей. Нарушение надежности, и перерывы электроснабжения в зависимости от категории потребителей приводят к различным нежелательным последствиям.

Потребители электроэнергии предъявляют разные требования к уровню надежности электроснабжения. Правила устройства электроустановок в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяют электроприемники на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерывы в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, причинить значительный ущерб народному хозяйству, вызвать повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Допустимы перерывы в электроснабжении на период работы автоматики. Для бесперебойного электроснабжения потребителей 1 категории с. Барагхан (больница, котельная, школа-интернат) и необходима установка автономных источников электроснабжения - дизельных электростанций

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый недоотпуск продукции, массовые простои рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией также от двух независимых источников питания. При нарушении питания одного из них допустимы перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания дежурным персоналом и выездной оперативной бригадой.

К третьей категории относятся все электроприемники, не подходящие под определения первых двух категорий. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают одних суток.

Раздел 2. Электротехническая часть реконструкции низковольтной сети и высокого напряжения с.Барагхан

2.1 Расчет электрических нагрузок распределительной сети

В соответствии с п.1.12 Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 1.02.01-85) расчетные электрические нагрузки на вводах в здания должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Расчетные электрические нагрузки в данном проекте определены согласно Методических указаний по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения (РУМ-1, Сельэнергопроект, 1996 г.).

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах трансформаторных подстанций. Расчетные нагрузки жилых домов в сетях 0,38 кВ определяются с учетом достигнутого уровня электропотребления на внутриквартирные нужды, а производственных, общественных и коммунальных потребителей - по нормам.

Расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток 30 минут (получасовой максимум), которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95.

Различают дневные и вечерние расчетные активные (реактивные) нагрузки.

За расчетную нагрузку для выбора сечений проводов или мощности трансформаторных подстанций принимается большая из величин дневной или вечерней расчетных нагрузок, полученных на данном участке линии или подстанции.

При реконструкции сетей 0,38 кВ расчетные нагрузки на вводе сельских жилых домов приняты равными 6 кВт. Сельским жилым домом, при расчете нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии.

Расчетные нагрузки на вводах в производственные, общественные и коммунальные здания и сооружения принимаются по данным таблицы п.1.1 Приложения 1 (Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей)

Расчет электрических нагрузок сетей 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Рд= ко * ? Рдi, кВт (2.1)

Рв= ко * ? Рвi, кВт (2.2)

где Рд, Рв - расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке линии, кВт;

ко - коэффициент одновременности;

Рдi, Рдв - дневная, вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаются: для производственных потребителей Кд=1, Кв=0,6; для бытовых потребителей (дома с электроплитами): Кд=0,6, Кв=1; для смешанной нагрузки: Кд=1, Кв=1

Расчетные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентом одновременности, приведенными в таблице 2.1:

Таблица 2.1 Расчетные электрические нагрузки потребителей

Наименование потребителей	Количество потребителей
	2	3	5	7	10	15	20	50	100	200	500 и более
Жилые дома с удельной нагрузкой на вводе свыше 2 кВт	0,75	0,64	0,53	0,47	0,42	0,37	0,34	0,27	0,24	0,2	0,18

В данном расчёте, в качестве сравнения, рассматриваются два варианта схем электроснабжения участка населённого пункта с. Барагхан, питающегося от трех действующих трансформаторных подстанций (ТП) - ТП «Центральная», ТП «Больница» и ТП «Набережная». В первом варианте рассматриваются существующие сети 0,38 кВ до реконструкции. Во втором варианте - после реконструкции. 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 и коэффициенты одновремённости. Нагрузки определяются отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов, затем в качестве расчётной берут наибольшую.

Значение полной мощности определяется по формулам:

,кВ*А (2.3)

,кВ*А (2.4)

где - коэффициенты мощности дневного максимума нагрузки, о.е.;

- коэффициенты мощности вечернего максимума нагрузки, о.е.

Расчётная нагрузка участка населённого пункта или ТП находится арифметическим сложением суммарной расчётной нагрузки различных групп потребителей и нагрузки уличного освещения.

Расчёты нагрузок сети низкого напряжения начнём с первого варианта схемы электроснабжения.

Данный участок населённого пункта питается от трех ТП: «Центральная», «Больница», «Набережная».

Проведём расчёт для ТП «Набережная» Л-2.

Максимальные нагрузки потребителей Л-2 ТП «Набережная» занесены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование Потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	39	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	10	3,5	6	0,75
3. РММ	1	40	24	-

По (2.2) мощность на участке 7-8 в часы вечернего максимума:

Рв= ко * ? Рвi,= 0,75*12= 9 кВт;

На участке 6-7 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,64*18 = 11,5 кВт;

На участке 5-6 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0.585*24 = 14 кВт;

На участке 4-5 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,53*30 = 15,9 кВт;

На участке 3-4 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,5*36 = 18 кВт;

На участке 2-3 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,453*48 = 21,8 кВт;

На участке 1-2 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,437*54= 23,6 кВт;

На участке 0-1 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * ? Рвi,= 0,324*162= 52,4 кВт;

По (2.2) вечерняя нагрузка одного двухквартирного дома:

= 0,75 * 2 * 6 = 9 кВт;

По (2.1) дневная нагрузка двенадцати домов:

= 0,4 * 12 * 6*0,6 = 17,28 кВт;

Нагрузка уличного освещения определяется, исходя из удельной нормы уличного освещения по /8, стр.924/ и общей длины улицы:

(2.5)

На участке 1-8 удельная норма уличного освещения 5,5 Вт/м и общая длина 430 м. По (2.5):

= 430 * 5,5 * 10-3 = 2,37 кВт;

Данным методом находятся расчётные нагрузки и нагрузки уличного освещения для остальных участков. Расчетные нагрузки и нагрузки уличного освещения приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Расчетные нагрузки

Номер участка	Провод	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
		Вечер.	Дневн.		Вечер.	Дневн.
1	2	3	4	5	6	7
ТП «Набережная» Л-1
12-13	А35	6,0	3,5	0,22	6,67	3,89
11-12	А35	9,0	5,3	0,22	10,00	5,83
10-11	А35	11,5	6,7	0,19	12,78	7,47
9-10	А35	14,0	8,2	0,22	15,56	9,10
8-9	А35	28,8	16,8	0,44	32,00	18,67
7-8	А35	33,3	19,4	0,44	37,00	21,58
6-7	А35	34,9	20,4	0,22	38,83	22,65
5-6	А35	36,5	21,3	0,44	40,57	23,67
4-5	А35	39,4	23,0	0,22	43,83	25,57
3-4	А35	40,8	23,8	0,11	45,33	26,44
2-3	А35	57,0	33,3	0,22	63,33	36,94
1-2	А35	58,5	34,1	0,22	64,96	37,89
0-1	А35	59,9	34,9	0,17	66,56	38,83
0-13	А35	59,9	34,9	3,33	66,56	38,83
ТП «Набережная» Л-2
7-8	А35	9,0	5,3	0,17	10,00	5,83
6-7	А35	11,5	6,7	0,22	12,80	7,47
5-6	А35	14,0	8,2	0,44	15,60	9,10
4-5	А35	15,9	9,3	0,17	42,24	24,64
3-4	А35	18,0	10,5	0,17	20,00	11,67
2-3	А35	21,8	12,7	0,22	24,18	14,10
1-2	А35	23,6	13,8	0,17	26,20	15,28
0-1	А35	52,4	30,6	0,83	58,26	34,00
0-8	А35	52,4	30,6	2,37	58,26	34,00
1	2	3	4	5	6	7
ТП «Набережная» Л-3
0-1	А35	24,0	40,0	-	34,3	57,14
0-1	А35	24,0	40,0		34,3	57,14

Просуммировав мощности всех участков, получаем полную расчетную мощность ТП:

кВ*А;

Мощность существующей подстанции «Набережная» - 160 кВА соответствует расчетам по /4, стр.112/

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Центральная». Максимальные нагрузки потребителей ТП «Центральная»занесены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	41	3,50	6,0	-
2. Двухквартирный жилой дом	32	3,50	6,0	0,75
3. Магазин	2	3,50	6,0	-
4. Школа	1	20,00	14,0	-
5. Здание Администрации	1	8,00	15,0	-
6. Клуб	1	8,00	3,0	-
7. Интернат	1	1,04	15,0	-
8. Детский сад	1	9,00	9,0	-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Центральная» представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 Расчётные нагрузки

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
Л-1	85,3	49,8	2,8	94,76	55,28
Л-2	86,7	50,6	2,8	96,34	56,20
Л-3	56,0	59,0	-	65,56	62,22
Итого для ТП «Центральная»:	264,66	173,70

Мощность существующей подстанции «Центральная» - 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Больница»

Максимальные нагрузки потребителей ТП «Больница» занесены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	31	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	31	3,5	6	0,75
3. Больница	1	35	50	-
4. Котельная	1	10	15	-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Больница» представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 Расчётные нагрузки для

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
Л-1	78,1	45,6	2,61	86,79	50,63
Л-2	77,1	45,0	3,69	85,66	49,97
Л-3	65,0	45,0	-	74,30	51,39
Итого для ТП «Больница»:	246,75	151,99

Мощность существующей подстанции «Больница» - 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Расчеты электрических нагрузок показывают, что существующая схема электроснабжения с. Барагхан не соответствует правилам устройства электроустановок. Нагрузки по фидерам распределены неравномерно, трансформаторные подстанции расположены не в центрах электрических нагрузок, потери напряжения на концах линий выше нормативных, требуется замена проводов малого сечения на провода с большим сечением.

При реконструкции сетей трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, нагрузки по фидерам распределены равномерно, сечение проводов принято согласно электрических нагрузок, потери напряжения в конце линий соответствуют нормам.

Приведем расчеты нагрузок для реконструируемых сетей 0,4 кВ. Результаты расчетов представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8 Расчётные нагрузки для реконструируемой сети 0,4 кВ

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
ТП № 1
Л-1	46,0	26,8	2,42	51,06	29,79
Л-2	59,9	34,9	2,59	66,56	38,83
Л-3	36,5	21,3	1,54	40,57	23,67
Л-4	51,5	30,7	2,59	57,24	34,13
Итого для ТП № 1:	215,43	126,42
ТП № 2
Л-1	54,0	31,5	2,42	59,98	34,99
Л-2	40,5	24,3	2,48	45,00	27,00
Л-3	48,0	67,0	1,7	53,33	74,44
Итого для ТП № 2:	158,31	136,43
ТП № 3
Л-1	72,7	42,4	3,02	80,83	47,15
Л-2	76,1	44,4	2,70	84,50	49,29
Л-3	69,2	40,4	2,20	76,87	44,84
Л-4	65,0	45,0	1,80	74,31	51,39
Итого для ТП № 3:	316,51	192,67

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

Проектом предусмотрена установка трех трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ. Трансформаторные подстанции приняты комплектными.

Местоположение проектируемых трансформаторных подстанций принято с учетом изменения конфигурации сетей для уменьшения протяженности линий, питающихся от одной подстанции, равномерного распределения нагрузок по фидерам. Трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, с учетом удобства эксплуатации, наличия подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях.

Мощности трансформаторных подстанций при реконструкции выбраны по максимальной нагрузке с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме.Данные по КТП-10/0,4 кВ в таблице 2.9

Таблица 2.9 Данные

№№ КТП-10/0,4 кВ, наименование	Тип	Мощность КТП	Мощность трансформатора	Прим
До реконструкции
ТП «Набережная»	КТП-10/0,4	160	160	Шкафного типа
ТП «Центральная»	КТП-10/0,4	160	160	Шкафного типа
ТП «Больница»	КТП-10/0,4	100	100	Шкафного типа
После реконструкции
ТП № 1	КТП-10/0,4	250	250	Киоскового типа
ТП № 2	КТП-10/0,4	160	160	Киоскового типа
ТП № 3	КТП-10/0,4	400	400	Киоскового типа

2.3 Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения низкого напряжения

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:

,(А) (2.5)

где Pi - нагрузка i-го участка, кВт;

- коэффициент мощности /8/, о.е.;

Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

Потери электроэнергии определяются по формуле:

?W=I2*R0*l*,(кВт*ч/год) (2.6)

где R0 - удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина i-го участка, км;

Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

- время потерь.

=1100 (/9/, табл. 5.1.)

Результаты расчёта потерь электрической энергии для первого варианта указаны в таблице 2.10, а для второго варианта в таблице 2.11.

Таблица 2.10 Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии	Провод	Нагрузка ответвления, кВт	Ipmax, A	Потери Электроэнергии, кВт*ч/год
ТП «Набережная»
1	3	4	5	6
1	А35	59,9	101,1	6226,00
2	А35	9,0	15,2	1897,00
	А35	11,5	19,4	4144,00
	А35	14,0	23,7	123,00
	А35	15,9	26,8	338,00
	А35	18,0	30,4	75,87
	А35	21,8	36,7	147,84
	А35	23,6	39,8	130,20
	А35	52,4	88,5	3219,11
		52,4		4095,00
3	А35	40,0	86,8	13420,00
ТП «Центральная»	85,3	144	8624
2		А 35	86,7	146,4
3		А 35	67,0	113,1
ТП «Больница»	78,1	131,9	7425
2		А 35	77,1	130,2
3		А 35	65,0	112,9	12608

Таблица 2.11 Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии	Провод	Нагрузка ответвления, кВт	Ipmax,A	Потери Электроэнергии, кВт*ч/год
ТП № 1
1	2	3	4	5
1	СИП-50	46,0	76,0	2701
2	СИП-70	59,9	101,1	3574
3	СИП-50	36,5	61,6	764
1	2	3	4	5
4	СИП-50	51,5	87,0	2635
ТП № 2
1	СИП-50	54,0	91,1	3479
2	СИП-50	42,5	71,8	2078
3	СИП-50	67,0	113,1	778
П № 3
1	СИП-70	72,7	122,8	4079
2	СИП-70	76,1	128,4	3667
3	СИП-50	69,2	116,8	3387
4	СИП-70	65,0	112,9	3829

Суммарные потери по второму варианту составили 30971 кВт*ч/год, что на 45921 кВт*ч/год меньше, чем в первом варианте.

Определяем потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

(2.7)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

T - продолжительность работы трансформатора, ч;

- потери короткого замыкания, кВт;

Smax - максимальная расчётная нагрузка трансформатора, кВ*А;

Sном - номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

- продолжительность максимальных потерь, ч.

Паспортные данные для трансформаторов берутся по /11, стр.166/.

Для первого и второго вариантов схем электроснабжения потери электроэнергии определяются для трех трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

Для второго варианта потери электроэнергии также определяются для двух силовых трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

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

кВт*ч/год.

Для второго варианта:

кВт*ч/год.

Определяем потери напряжения до наиболее удалённой точки сети:

(2.8)

где - ток нагрузки i-го участка, А;

- удельное активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

- коэффициент мощности, о.е.;

- длина i-го участка, м.

Абсолютные потери напряжения по фидеру:

(2,9)

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

(2.10)

где - уровень падения напряжения, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

Результаты расчётов отклонения напряжения до наиболее удалённых точек сети приведены в таблице 2.12 - для первого варианта и таблице 2.13 - для второго варианта схем электроснабжения.

Таблица 2.12 Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

Номер отходящей линии	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
1	2	3	4	5	6
ТП «Набережная»
Л-1	12-13	0,040	10,1	0,00062	0,16
	11-12	0,040	15,2	0,00093	0,24
	10-11	0,035	19,4	0,00104	0,27
	9-10	0,040	23,7	0,00145	0,38
	8-9	0,080	48,6	0,00594	1,56
	7-8	0,080	56,2	0,00686	1,81
	6-7	0,040	59,0	0,00360	0,95
	5-6	0,080	61,6	0,00753	1,98
	4-5	0,040	66,6	0,00407	1,07
	3-4	0,020	68,9	0,00210	0,55
	2-3	0,040	96,2	0,00588	1,55
	1-2	0,040	98,7	0,00603	1,59
	0-1	0,030	101,1	0,00463	1,22
Итого до наиболее удалённой точки:	10,83
ТП «Центральная»
Л-1	9-10	0,040	15,2	0,00093	0,24
	8-9	0,040	19,4	0,00119	0,31
	7-8	0,040	26,8	0,00164	0,43
	6-7	0,040	30,4	0,00186	0,49
	5-6	0,040	33,3	0,00203	0,54
	4-5	0,040	36,7	0,00224	0,59
	3-4	0,040	42,5	0,00260	0,68
	2-3	0,030	64,2	0,00294	0,77
	1-2	0,100	83,1	0,01269	3,34
	0-1	0,100	144,0	0,02198	5,78
Итого до наиболее удалённой точки:	16,51
ТП «Больница»
Л-2	14-15	0,040	15,2	0,00093	0,92764
	13-14	0,040	23,7	0,00145	1,44711
	12-13	0,040	30,4	0,00186	1,85527
	11-12	0,080	36,7	0,00449	4,48563
	10-11	0,040	42,5	0,00260	2,59738
	9-10	0,030	45,7	0,00209	2,09182
	8-9	0,040	51,4	0,00314	3,13541
	7-8	0,070	59,0	0,00630	6,30298
	6-7	0,030	105,8	0,00485	4,84659
	5-6	0,020	110,4	0,00337	3,36917
	4-5	0,050	114,7	0,00875	8,75379
	3-4	0,050	118,8	0,00907	9,07022
	2-3	0,050	122,8	0,00937	9,37221
	1-2	0,050	126,6	0,00966	9,65978
	0-1	0,040	130,2	0,00795	7,94634
Итого до наиболее удалённой точки:	17,462

Таблица 2.13 Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
ТП № 1
Л-2	11-12	0,040	10,1	0,00031	0,08
	10-11	0,035	15,2	0,00041	0,11
	9-10	0,040	19,4	0,00059	0,16
	8-9	0,065	36,7	0,00182	0,48
	7-8	0,010	48,6	0,00037	0,10
	6-7	0,020	71,8	0,00110	0,29
	5-6	0,040	77,6	0,00237	0,62
	4-5	0,040	83,1	0,00254	0,67
	3-4	0,040	85,9	0,00262	0,69
	2-3	0,015	93,7	0,00107	0,28
	1-2	0,040	98,7	0,00302	0,79
	0-1	0,085	101,1	0,00657	1,73
Итого до наиболее удалённой точки:	3,5
ТП № 2
Л-2	9-10	0,030	15,2	0,00047	0,12
	8-9	0,030	19,4	0,00060	0,16
	7-8	0,060	26,8	0,00165	0,44
	6-7	0,040	33,3	0,00137	0,36
	5-6	0,065	39,8	0,00266	0,70
	4-5	0,040	45,7	0,00188	0,49
	3-4	0,040	51,4	0,00211	0,56
	2-3	0,040	56,2	0,00231	0,61
	1-2	0,030	59,0	0,00182	0,48
	0-1	0,075	71,8	0,00553	1,46
Итого до наиболее удалённой точки:	2,87
ТП № 3
Л-1	13-14	0,040	15,2	0,00046	0,12
	12-13	0,040	23,7	0,00072	0,19
	11-12	0,030	30,4	0,00070	0,18
	10-11	0,030	33,3	0,00076	0,20
	9-10	0,030	39,8	0,00091	0,24
	8-9	0,070	45,7	0,00244	0,64
	7-8	0,040	51,4	0,00157	0,41
	6-7	0,040	56,2	0,00172	0,45
	5-6	0,020	61,6	0,00094	0,25
	4-5	0,060	64,2	0,00294	0,77
	3-4	0,020	66,6	0,00102	0,27
	2-3	0,050	116,8	0,00446	1,17
	1-2	0,030	118,8	0,00272	0,72
	0-1	0,050	122,8	0,00469	1,23
Итого до наиболее удалённой точки:	4,36

2.4 Технико-экономический расчёт вариантов низковольтной сети

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

(2.12)

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:

(2.13)

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

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

Капитальные вложения на строительство линий:

(2.14)

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

- протяжённость линии, км.

Ежегодные эксплуатационные издержки определяются:

(2.15)

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:

(2.16)

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:

(2.17)

где - потери электроэнергии за год, кВтч/год;

- тариф на электроэнергию, руб./кВтч.

Расчёты по (2.12) и (2.13) представлены в таблице 2.14 - для первого варианта и в таблице 2.15 - для второго варианта.

Таблица 2.14 Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс.руб.
			единицы	Общая
1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками и проводом А35	км	6	125	750
2. Стоимость КТП-160	шт	3	175	525
Итого:	1275

Таблица 2.15 Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс.руб.
			единицы	Общая
1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками и СИП-2А 3х50+54.6+25	км	6	125	750
2. Стоимость КТП-160	шт	1	175	175
3. Стоимость КТП-250	шт	1	210	210
4. Стоимость КТП-400	шт	1	210	210
Итого:	1345

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 0,38 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (2.16):

руб./год;

руб./год.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии в сетях, для первого и второго вариантов по (2.17):

руб./год;

руб./год.

Общие ежегодные издержки для первого и второго вариантов составят:

руб./год;

руб./год.

Итоговые годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения участка населённого пункта по (2.13):

руб./год;

руб./год.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения участка с. Барагхан, предложенного мной, оказался дешевле на 10113,12 руб. Разница совсем незначительная, но вариант, предложенный мной более надежный, гораздо дешевле в эксплуатации и обеспечивает лучшее качество электроэнергии.

2.5 Расчёт электрических нагрузок распределительных сетей высокого напряжения

В данном разделе рассматривается схема электроснабжения сети 10 кВ по зоне действия подстанции 35/10 кВ «Барагхан».

Расчётные нагрузки участков распределительных сетей напряжением 10 кВ определяются по (2.1 - 2.5), но при этом используются значения коэффициентов одновремённости, взятых по /8.стр.296 /.

Для расчёта полной нагрузки на каждый фидер имеются данные контрольных замеров токов на головных участках за характерные зимние и летние сутки. т.к. не имеем данных о расчётных нагрузках каждой трансформаторной подстанции (ТП), а только контрольные замеры токовых нагрузок на головных участках, то необходимо пользоваться методом определения среднего коэффициента загрузки всех ТП:

(2.18)

где - ток нагрузки головного участка фидера, А;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- суммарное значение номинальных мощностей каждого ТП, кВ*А.

С учётом того, в какое время суток наблюдается максимальный ток нагрузки головного участка, определяется расчётная нагрузка каждой ТП и каждого участка сети. Нагрузки, которые отличаются по значению более чем в четыре раза, суммируются по / 1.5 /. Расчёт будем вести только для вечернего максимума, т.к. основная нагрузка по фидерам является коммунально-бытовой.

Расчётные нагрузки для обоих вариантов одинаковы, т.к. никаких изменений в схеме сети не наблюдается.

По (2.18) определяется общий коэффициент загрузки каждого фидера, а результат заносится в таблицу 2.16.

По данным таблицы 2.16 определим расчётную мощность нагрузки каждого ТП:

(2.19)

где - коэффициент загрузки всего фидера, о.е.;

- номинальная мощность трансформатора, кВ*А.

Таблица 2.16 Общий коэффициент загрузки

Название фидера	Исходные данные	KЗаг.общ, о.е.
	IГ, А	Sнаг, кВ*А	, кВ*А
Фидер № 1-Хонхино	30,8	442,4	560	0,8
Фидер № 2- Барагхан	80,9	1162,7	1510	0,8
Фидер № 3 Элысун	43,6	626,4	783	0,8
Фидер № 4 Куйтун	35,1	504,6	623	0,8

Результаты расчётов по (2.19) приведены в таблицу 2.17.

Таблица 2.17 Расчётные мощности трансформаторных пунктов

Тип трансформатора	,о.е.	,кВ*А	,кВ*А
3. ТМ-63/10	0,8	63,0	50,4
4. ТМ-100/10	0,8	100,0	80,0
5. ТМ-160/10	0,8	160,0	128,0
6. ТМ-250/10	0,8	250,0	200,0
7. ТМ-400/10	0,7	400,0	320,0

По полученным расчётным нагрузкам трансформаторных пунктов определяем расчётные нагрузки на участках каждого фидера. Полученные данные приведены в таблице 2.18 - для фидера № 1- Хонхино, в таблице 2.19 - для фидера № 2- Барагхан, в таблице 2.20 - для фидера № 3 - Элысун, в таблице 2.21 - для фидера № 4- Куйтун. Нагрузка участков сети фидера № 1- Хонхино в таблице 2.18

Таблица 2.18 Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			Базовый вариант	Предлагаемый вариант
0-1	560	38,95	А-35	АС-35/6,2
1-7	260	18,09	А-35	АС-35/6,2
6-7	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
1-2	300	20,89	А-35	АС-35/6,2
2-3	200	13,91	А-35	АС-35/6,2
3-4	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
3-5	100	6,96	А-35	АС-35/6,2

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера № 2- Барагхан в таблице 2.19

Таблица 2.19 Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			Базовый вариант	Предлагаемый вариант
0-1	1510	105,04	А-35	АС-35/6,2
1-2	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
1-3	1190	82,78	А-35	АС-35/6,2
3-4	260	18,09	А-35	АС-35/6,2
4-5	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
3-6	930	64,69	А-35	АС-35/6,2
6-7	680	47,3	А-35	АС-35/6,2
7-8	520	36,17	А-35	АС-35/6,2
8-9	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
8-10	420	29,22	А-35	АС-35/6,2
10-12	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
10-11	100	6,96	А-35	АС-35/6,2

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера №3- Элысун в таблице 2.20

Таблица 2.20 Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			базовый	предлагаемый
1	2	3	4	5
0-1	783	54,47	АС-35/6,2	АС-50/8,0
1-2	623	43,34	АС-35/6,2	АС-50/8,0
2-3	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0
2-4	523	36,38	АС-35/6,2	АС-50/8,0
4-5	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0
4-6	323	22,47	АС-35/6,2	АС-50/8,0
6-7	163	11,34	АС-35/6,2	АС-50/8,0
7-8	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0

Таблица 2.21 Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			базовый	предлагаемый
1	2	3	4	5
0-1	623	43,34	АС-35/6,2	АС-50
1-2	523	36,38	АС-35/6,2	АС-50
2-3	200	13,91	АС-35/6,2	АС-50
3-5	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
3-4	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
2-6	163	11,34	АС-35/6,2	АС-50
6-7	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
6-8	63	4,38	АС-35/6,2	АС-50

2.6 Электрический расчёт сети высокого напряжения

Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения сетей высокого напряжения производится с целью выявления потерь в воздушных линиях и трансформаторных подстанциях 10/0.4 кВ, а также падения уровня напряжения от секций шин 10 кВ до наиболее удалённой точки сети. Расчёт производится по (2.7- 2.12). Рассмотрим фидер № 4- Куйтун. Данный фидер является наиболее длинным. Расчёт потерь электрической энергии для первого варианта схемы электроснабжения представлен в таблице 3.7.

Таблица 2.22 Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера	Номер участка	Расчётные данные
		P, кВт	I, А	L, км	?W, кВт*ч/год
№ 4- Куйтун	0-1	623	43,34	11,5	56303,78
	1-2	523	36,38	5,6	19322,13
	2-3	200	13,91	1,1	555,03
	3-5	100	6,96	0,8	100,91
	3-4	100	6,96	0,5	63,07
	2-6	163	11,34	6,8	2279,02
	6-7	100	6,96	0,6	75,69
	6-8	63	4,38	2,6	130,17
Итого:	78829,8

Аналогичный расчёт производится для второго варианта схемы электроснабжения фидера 4- Куйтун. Результаты представлены в таблице 2.23

Таблица 2.23 Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера	Номер участка	Расчётные данные
		P, кВт	I, А	L, км	?W, кВт*ч/год
№ 4- Куйтун	0-1	623	43,34	11,5	42976,17
	1-2	523	36,38	5,6	14748,41
	2-3	200	13,91	1,1	423,65
	3-5	100	6,96	0,8	77,03
	3-4	100	6,96	0,5	48,14
	2-6	163	11,34	6,8	1739,55
	6-7	100	6,96	0,6	57,77
	6-8	63	4,38	2,6	99,36
Итого:	60170,09

Результаты расчёта падения уровня напряжения до наиболее удалённой точки сети для фидера №4- Куйтун представлены: для первого варианта - в таблице 2.24, для второго варианта - в таблице - 2.25.

Таблица 2.24 Расчёт падения уровня напряжения для первого варианта

Название фидера	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
№ 4- Куйтун	0-1	11,5	43,34	0,352	3,52
	1-2	5,6	36,38	0,146	1,46
	2-6	6,8	11,34	0,055	0,55
	6-8	2,6	4,38	0,008	0,08
Итого:		5,61

Таблица 2.25 Расчёт падения уровня напряжения для второго варианта

Название фидера	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
«Куйтун»	0-1	11,5	43,34	0,293	2,93
	1-2	5,6	36,38	0,120	1,20
	2-6	6,8	11,34	0,045	0,45
	6-8	2,6	4,38	0,007	0,07
Итого:		4,65

Потери электрической энергии и напряжения для остальных фидеров представлены в таблице 2.26.

Таблица 2.26 Потери электрической энергии и напряжения

Название фидера	L, км	?W, кВт*ч/год	?U, кВ	?U, %
		Вариант 1	вариант2	вариант1	вариант2	вариант1	вариант2
№ 1-Хонхино	2,50	28630,1	27812,4	0,31	0,300	3,1	3,00
№ 2-Барагхан	2,30	25530,2	24684,5	0,29	0,280	2,9	2,80
№ 3- Элысун	14,35	54560,8	43740,9	0,63	0,440	6,3	4,40
№ 4- Куйтун	26,50	78829,8	60170,1	0,56	0,465	5,6	4,65

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ

2.7 Технико-экономический расчёт сети высокого напряжения

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения сети высокого напряжения производится с использованием формул (1.13 - 1.18).

Капитальные затраты сводятся в таблицы 2.27 и 2.28 для первого и второго вариантов схем электроснабжения соответственно.

Таблица 2.27 Капитальные затраты

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс.руб.
			единицы	Общая
1. ВЛ 10 кВ с проводом А-35	км	7,96	690	5492
2. ВЛ 10 кВ с проводом АС-35	км	41,85	580	24273
Итого:	29765

Таблица 2.28 Капитальные затраты

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс.руб.
			единицы	общая
1. ВЛ 10 кВ с проводом АС-35	км	7,96	700	5572
2. ВЛ 10 кВ с проводом АС-50	км	41,85	590	24692
Итого:	30264

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):0

тыс.руб;

тыс.руб;

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.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения незначительно дороже первого, но первый вариант не соответствует Правилам устройства электроустановок.

При втором варианте потери электроэнергии меньше, эксплуатационные издержки меньше.

Раздел 3.Специальный вопрос

3.1 Релейная защита и автоматика системы электроснабжения с. Барагхан

В трехфазных электрических сетях возможны повреждения электрооборудования и утяжеленные режимы работы. Повреждения, связанные с нарушением изоляции, разрывом проводов линий электропередачи, ошибками персонала при переключениях, приводят к КЗ фаз между собой или на землю. Возможны и более сложные повреждения. Кроме того, в случае развития повреждения не исключены переходы одного вида повреждения в дугой с охватом большего числа фаз.

При КЗ в замкнутом контуре появляется большой ток, увеличивается падение напряжения на элементах оборудования, что ведет к общему понижению напряжения во всех точках сети и нарушению работы потребителей; возникает также опасность нарушения параллельной работы электростанций.

Утяжеленные режимы работы электрических сетей возникают, как правило, в результате аварий или после аварийных отключений оборудования, при последующих перегрузках и отклонениях напряжения от номинальных значений. И хотя эти режимы в течении некоторого времени считаются допустимыми, все же они создают предпосылки для различного рода повреждений и расстройств в работе электрических сетей. Например, в сетях 10-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сразу не приводит к КЗ (в месте замыкания фазы на землю проходит лишь относительно небольшой емкостной ток) и не отражается на работе потребителей электроэнергии, поскольку при этом искажаются лишь фазные напряжения и не изменяются значения междуфазных напряжений.

Однако для такого утяжеленного режима характерно повышение напряжения неповрежденных фаз относительно земли до линейного во всей электрически связанной сети, что создает угрозу повреждения изоляции и междуфазного КЗ через землю. Поэтому время работы сетей с заземленной фазой ограничивается (в ряде случаев до 2 ч). За это время участок сети с заземленной фазой должен быть обнаружен и выведен в ремонт.

Для обеспечения нормальных условий работы электрических сетей и предупреждения развития повреждения необходимы быстрая реакция на изменения режима работы, незамедлительное отделение повредившегося оборудования от неповрежденного и при необходимости включение резервного источника питания потребителей.

Выполнение этих задач возложено на устройства релейной защиты и автоматики. Релейная защита в случае возникновения аварийного режима воздействует на отключение выключателей поврежденных участков сети или оборудования.

К релейной защите предъявляются следующие требования.

1. Автоматическое отключение оборудования электрических сетей в аварийных режимах должно быть избирательным (селективным). Это означает, что релейная защита должна отключать только поврежденное оборудование или участок сети.

2. Автоматическое отключение оборудования при КЗ должно быть по возможности быстрым, чтобы уменьшить размеры повреждения и не нарушить режим работы электростанций и приемников электрической энергии. В современных электрических системах, оснащенных быстродействующими выключателями и совершенными устройствами релейной защиты, практически достигнуто наименьшее полное время отключения наиболее ответственных участков сетей 0,05-0,06 с.

В распределительных сетях применяются менее быстродействующие выключатели и более простые защиты, поэтому полное время отключения поврежденного оборудования может достичь несколько секунд.

3. Для того чтобы релейная защита реагировала в аварийных режимах, она должна обладать определенной чувствительностью, т.е. должна приходить в действие при КЗ в любом месте защищаемой зоны и при минимально возможном токе КЗ. Чувствительность характеризуется коэффициентом чувствительности. Значение коэффициента чувствительности в ряде случаев считается удовлетворительным, если он равен или более 1,5.

4. Релейная защита должна быть надежной, безотказно работать при КЗ в защищаемой зоне и только при тех режимах, при которых предусмотрена ее работа.

Устройства релейной защиты отличаются друг от друга по принципу действия, схеме включения и другим признакам. Применение тех или иных защит определяется особенностями электрического оборудования, схемами его включения, рабочим напряжением и ответственностью потребителей.

Устройства релейной защиты в электрических сетях дополняются устройствами противоаварийной автоматики, позволяющими быстро устранять опасные послеаварийные режимы и восстанавливать электроснабжение потребителей, исключающая вмешательство персонала.

Ниже рассматриваются принципы действия, особенности схем и обслуживание оперативным персоналом некоторых наиболее распространенных устройств релейной защиты и автоматики на подстанциях энергосистем.

Максимальная токовая защита реагирует на увеличение тока в защищаемом элементе сети. Она применяется для защиты линий, имеющих одностороннее питание, на линиях устанавливается со стороны источника питания и воздействует на отключение выключателя в случае повреждения на защищаемой линии или на шинах подстанций, питающихся от этой линии. Селективность защит обеспечивается подбором выдержек времени, нарастающих ступенями в сторону источника питания.

Токовая отсечка - это максимальная токовая защита, селективность действия которой обеспечивается не ступенчатым подбором выдержек времени - в подавляющем в большинстве случаев отсечка действует мгновенно, и выбором тока срабатывания. Известно, что ток КЗ уменьшается по мере удаления места КЗ от источника. Ток срабатывания отсечки по значению выбирается таким, чтобы отсечка надежно срабатывала при КЗ на заранее определенном участке линии и не приходила в действие при КЗ за пределами этого участка. Таким образом , токовая отсечка защищает часть линии, а не всю линию.

Токовая отсечка применяется для защиты линий с односторонним и двухсторонним питанием и, кроме того, для защиты трансформаторов. В последнем случае отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и действует при повреждениях вводах ВН и в некоторой части первичной обмотки. При повреждениях вторичной обмотки отсечка не срабатывает.

В данном разделе, для выбранной схемы электроснабжения с. Барагхан, решается ряд задач по выбору и расчёту уставок устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиА) отдельных элементов этой схемы.

Основными из этих задач являются:

1. выбор типов защит и устройств автоматики для элементов заданной схемы;

2. расчёт рабочих уставок выбранных устройств РЗиА с согласованием защит смежных элементов и проверкой их чувствительности;

3. построение однолинейной схемы электроснабжения с указанием типов выбранных устройств РЗиА и карты селективности.

Для расчёта будем использовать наиболее загруженный фидер, самую мощную ближайшую ТП и наиболее мощный потребитель на этой ТП.

Выполняется защита низковольтного двигателя привода ошкуровочного станка мощностью 7,5 кВт. Т.к. коммутации двигателя нечастые (менее 10 раз в час), то для защиты двигателя выбирается автоматический выключатель. Условия выбора автоматических выключателей:

(5.8)

где Uном.а - номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

Uс - номинальное напряжение сети, В;

Iотк.а - номинальный ток отключения, А;

Imax.КЗ - максимальный ток короткого замыкания, А;

Iном.рц - номинальный ток расцепителя, А;

Iраб.max - максимальный рабочий ток, А.

Номинальный ток электродвигателя:

(5.9)

где Uн - номинальное напряжение, кВ;

- коэффициент мощности, о.е.;

- коэффициент полезного действия, %.

По (5.9):

.

Пусковой ток асинхронного двигателя:

;

Выбирается неселективный выключатель SF3 типа ВА 61F29-3K20 со следующими параметрами:

Iном.а=20 А; Iном.рц=20 А; Iотк.а=6 кА;

;

Ток срабатывания отсечки выключателя:

;

где Kотс - коэффициент отстройки, о.е.

Принимается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Ток однофазного КЗ на выводах двигателя с учётом переходного сопротивления в месте повреждения :

;

Чувствительность отсечки:

(5.10)

(5.11)

По (5.10):

;

По (5.11):

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Таким образом, для электродвигателя выбран неселективный выключатель ВА61F29-3К20 с уставками: Iсо=240 А; Iсп=26 А; tос=0,02 с.

Выбирается групповой выключатель SF2 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF2 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: Iном.а=250 А; Iсо/Iном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; Iсп/Iном.рц=1,25 ; Iном.рц/Iном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

3. ;

Выбирается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Выбирается вводной выключатель SF1 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF1 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: Iном.а=250 А; Iсо/Iном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; Iсп/Iном.рц=1,25 ; Iном.рц/Iном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

3. .

Выбирается наибольшая уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Время-токовые характеристики автоматических выключателей представлены на рисунке 5.3.



Рис. 5.3 Время-токовые характеристики

Защита трансформаторов. Для защиты трансформаторов ТП-10/0.4 кВ предусматриваются предохранители.

Выбор предохранителя. Номинальный ток трансформатора:

;

Защита трансформатора

Номинальный ток плавкой вставки:

;

Принимается предохранитель типа ПКТ 101-10-10-12,5 ХЛ3 с параметрами :Uн.пр=10 кВ; Iн.вс=10 А; Iном.отк=12,5 кА.

3.2 Защита и автоматика магистрали с воздушной линией W1

Для магистральной предусматривается МТЗ, рассматривается возможность применения на магистральную защиту или устройства сигнализации при однофазных замыканиях на землю. Расчетная схема показана на рисунке 5.3.1

Для защиты линий в проекте применим многофункциональный микропроцессорный блок БМРЗ-04 научно-технического центра «Механотроника» (г.Санкт-Петербург).

Этот блок выполняет различные функции релейной защиты и автоматики (РЗА), управления и сигнализации, а так же обладает обширными информационными и сервисными свойствами. Он содержит, весь комплекс зашит и автоматики линии. Среди них: трехступенчатая токовая защита с контролем по напряжению и направлению мощности с независимой и зависимой от выдержкой времени, направленная зашита от замыкания на землю, минимальная зашита напряжения, устройство автоматического повторного включения, устройства включения резерва и др..