Система электроснабжения по зоне действия подстанции

 

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.;

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

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

n - количество потребителей, шт.

Pдi - суммируемая дневная мощность отдельного потребителя, кВт;

Pвi - 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 потребителяИсходные данныеКоличество, шт.PД, кВтPВ, кВтK01. Одноквартирный жилой дом113,56-2. Двухквартирный жилой дом223,560,753. Магазин продовольственный210,010-4. Водокачка115,01-5. Котельная115,015-6. Магазин промышленный12,04-7. Насосная120,020-8. Столовая112,05-9. Пожарная часть19,04-10. Восьмиквартирный жилой дом13,560,46

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 Sтр= 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 участкаР, кВтS, кВ*Адневн.вечерн.дневн.вечерн.12345Фидер №10 - 266,099,682,5120,02 - 364,797,281,0117,03 - 1911,231,912,434,719 - 208,825,29,827,43 - 454,971,468,686,04 - 551,766,064,679,55 - 622,021,727,526,26 - 720,018,125,021,87 - 818,014,522,517,58 - 94,913,95,415,19 - 104,011,54,512,55 - 1135,947,144,956,811 - 1232,841,741,050,212 - 1329,636,337,043,713 - 1423,630,329,536,514 - 1520,524,925,630,015 - 1617,319,521,623,516 - 1714,214,117,717,017 - 1811,08,413,810,1Освещение-4,8-5,9Фидер №20 - 129,229,236,535,2Фидер №30 - 139,268,949,074,91 - 236,761,945,867,32 - 334,254,942,759,73 - 431,747,939,652,14 - 529,240,936,444,5

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 Рi - мощность i - го потребителя, кВт;

Хi - абсцисса i - го потребителя, м;

Yi - 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 потребителяИсходные данныеКоличество, шт.PД, кВтPВ, кВтK01. Одноквартирный жилой дом113,56-2. Двухквартирный жилой дом223,560,753. Магазин продовольственный210,010-4. Водокачка115,01-5 Котельная115,015-6. Магазин промышленный12,04-7. Насосная120,020-8. Столовая112,05-9. Пожарная часть19,04-10. Восьмиквартирный жилой дом13,560,46

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 участкаР, кВтS, кВ*Адневн.вечерн.дневн.вечерн.12345Фидер №10 - 137,271,030,059,01 - 23,19,02,88,31 - 324,052,319,243,43 - 410,229,19,226,84 - 58,825,28,023,25 - 67,822,37,020,56 - 76,418,35,816,87 - 84,913,94,412,83 - 914,728,311,823,59 - 107,822,37,020,510 - 116,418,35,816,811 - 124,913,94,412,81 - 1318,221,314,517,7

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 Pi - нагрузка i-го участка, кВт;

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

Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

Потери электроэнергии определяются по формуле:

, (1.10)

где R0 - удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина i-го участка, км;

Uн - 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 фидераНомер участкаМарка проводаДлина, кмРасчётные данныеPм, кВтI, А?W, кВт*ч/год?U, %Фидер №10-2СИП-500,08188,3344,712202,26,452-3СИП-500,04184,3337,45844,63,153-19СИП-500,0449,381,6439,40,8519-20СИП-500,0431,351,8177,00,543-4СИП-500,04126,0230,73513,42,514 -5СИП-500,04117,0214,23029,42,335-6СИП-350,0434,062,3511,71,106-7СИП-350,0428,051,3347,00,917-8СИП-350,0422,040,3214,20,718-9СИП-350,0421,034,8159,60,629-10СИП-350,0415,024,881,40,455-11СИП-500,0474,0135,51211,91,4711-12СИП-500,0465,0119,0935,01,2912-13СИП-500,0456,0102,6694,01,1113-14СИП-500,0446,084,2468,30,9114-15СИП-500,0437,067,8303,00,7415-16СИП-500,0428,051,3173,50,5616-17СИП-500,0419,034,879,90,3817-18СИП-500,0410,018,322,10,20Итого до наиболее удаленной точки сети21,10%Фидер №20-1СИП-500,0835,064,1760,11,741-2СИП-500,0415,030,485,40,41Итого до наиболее удаленной точки сети2,15%Фидер №30-1СИП-500,04132,0241,95408,33,291-2СИП-500,04117,0214,44248,32,912-3СИП-500,04102,0186,93228,12,543-4СИП-500,0487,0159,52350,32,174-5СИП-500,0472,0132,01609,41,795-6СИП-500,0454,099,0905,31,346-7СИП-500,0439,071,5472,00,977-8СИП-500,0424,044,0178,60,608-9СИП-500,0415,027,569,90,37Итого до наиболее удаленной точки сети15,98%

Таблица 1.6. Результаты электрического расчёта предлагаемого варианта схемы

Номер фидераНомер участкаМарка проводаДлина, кмРасчётные данныеPм, кВтI, А?W, кВт*ч/год?U, %Фидер №10-1СИП-500,04153280,45189,63,051-2СИП-500,041222,064,00,391-3СИП-500,04109199,83689,52,713-4СИП-500,045489,3736,71,204 -5СИП-500,044574,4511,81,005-6СИП-500,043659,5327,20,806-7СИП-500,042744,6184,20,607-8СИП-500,041829,882,00,403-9СИП-500,044684,4658,01,159-10СИП-500,043659,5327,20,8010-11СИП-500,042744,6184,20,6011-12СИП-500,041829,882,00,401-13СИП-500,043156,8425,71,0013-14СИП-500,042545,8277,10,8114-15СИП-500,041934,9160,30,6215-16СИП-500,041018,344,30,32Итого до наиболее удаленной точки сети9,75%Фидер №20-1СИП-500,0870,3128,83066,43,51-2СИП-500,0455,3101,4949,81,382-3СИП-500,0435,364,7386,60,883-4СИП-500,0426,348,2214,90,66Итого до наиболее удаленной точки сети6,41%Фидер №30-1СИП-500,04132241,95408,33,291-2СИП-500,044574,4511,81,002-3СИП-500,043049,6227,50,673-4СИП-500,041524,856,90,331-5СИП-500,0472132,01609,41,795-6СИП-500,045499,0905,31,346-7СИП-500,043971,5472,00,977-8СИП-500,042444,0178,60,60Итого до наиболее удаленной точки сети7,99%

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;

Smax - максимальная расчётная нагрузка трансформатора, кВ*А;

Sном - 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 оборудованияЕдиница измеренияКоличествоСметная стоимость, тыс. руб.единицыобщая1. Провод АС-25м8000,02520,002. Провод А-35м19200,03464,513. Провод АС-35м19200,04790,244. Провод АС-50м4800,06229,765. Трансформатор ТМ-250шт.193,4293,42Итого:297,93

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

Таблица 1.13. Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудованияЕдиница измеренияКоличествоСметная стоимость, тыс. руб.единицыобщая1. СИП-3х35+1х37+1х16м8000,1251002. СИП-3х50+1х54,4+1х16м36800,187688,163. СИП-3х25+1х32м2380,08019,044. Трансформатор ТМ-160шт.170,87070,87Итого: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, ºC: максимальная: +35; минимальная: -50; среднегодовая: 0.

Самые холодные пятидневки: -41ºС.

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 Кд=1 Кв=0.6

Для смешанной нагрузки Кд=1 Кв=1

Для бытовой нагрузки Кд=0.6 Кв=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)

участокпроводсече-RoXoLUнРQTm?WкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.квт. ч/год12345678910110-1АС-70700,3320,40,61023611581250019 681,91_2АС-70700,3320,40,751022581512250022 502,42_3АС-70700,3320,40,751022351497250022 050,03_4АС-70700,3320,40,651021741456250018 080,04_5АС-70700,3320,43101464980250037 829,9

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

участокПроводсече-RoXoLUнРQTmUкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%0-1АС-70700,3320,40,6101771158125000,731_2АС-70700,3320,40,75101648151225000,862_3АС-70700,3320,40,75101625149725000,853_4АС-70700,3320,40,65101564145625000,724_5АС-70700,3320,4310146498025002,635_6АС-70700,3320,40,1510138192525000,126_7АС-70700,3320,40,110132088425000,087_8АС-70700,3320,40,410125984325000,308_9АС-70700,3320,40,410109973625000,269_10АС-70700,3320,40,410107572025000,2610_11АС-70700,3320,40,410105270425000,2511_12АС-70700,3320,40,41089259725000,2112_13АС-70700,3320,40,41083155625000,2013_14АС-70700,3320,40,41077051525000,1814_15АС-70700,3320,40,41074750025000,1815_16АС-70700,3320,40,41068645925000,1616_17АС-70700,3320,40,41066344425000,1617_18АС-70700,3320,40,41060240325000,1418_19АС-70700,3320,40,41058939425000,1419-20АС-70700,3320,40,41048932725000,1220_21АС-70700,3320,40,41042828625000,1021_22АС-70700,3320,40,41041527825000,1022_23АС-70700,3320,40,41039226225000,0923_24АС-70700,3320,40,41033122225000,0824_25АС-70700,3320,40,41029319625000,0725_26АС-70700,3320,40,41019312925000,0526_27АС-70700,3320,40,410835525000,02итого:9,090-1АС-70700,3320,40,6101050703,525000,381_2АС-70700,3320,40,751092762125000,422_3АС-70700,3320,40,751090460525000,413_4АС-70700,3320,40,651084356425000,334_28АС-70700,3320,40,251074349725000,1128_29АС-70700,3320,411,21058339025003,9129-30АС-70700,3320,41,051052234925000,3330-31АС-70700,3320,40,41046130825000,1131-32АС-70700,3320,40,551036124125000,1232-33АС-70700,3320,40,551026117425000,0933-34АС-70700,3320,40,2108355,625000,01итого:6,21

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.квт. ч/год0-1АС-70700,3320,40,61024691851250023 212,51_2АС-70700,3320,40,751022661699250024 442,42_3АС-70700,3320,40,751022451683250023 988,83_4АС-70700,3320,40,651021851638250019 693,74_5АС-70700,3320,431013981048250037 208,45_6АС-70700,3320,40,15101339100425001 707,06_7АС-70700,3320,40,110127995925001 038,37_8АС-70700,3320,40,410122091525003 779,58_9АС-70700,3320,40,410106579825002 878,29_10АС-70700,3320,40,410104378225002 761,710_11АС-70700,3320,40,410102276625002 651,011_12АС-70700,3320,40,41086765025001 908,212_13АС-70700,3320,40,41080760525001 653,213_14АС-70700,3320,40,41074856125001 420,714_15АС-70700,3320,40,41072654425001 337,515_16АС-70700,3320,40,41066750025001 129,316_17АС-70700,3320,40,41064548325001 055,217_18АС-70700,3320,40,4105864392500871,318_19АС-70700,3320,40,4105734292500832,719-20АС-70700,3320,40,4104753562500572,620_21АС-70700,3320,40,4104163122500439,421_22АС-70700,3320,40,4104033022500412,222_23АС-70700,3320,40,4103822852500368,523_24АС-70700,3320,40,4103222412500262,924_25АС-70700,3320,40,4102852142500206,425_26АС-70700,3320,40,410187140250088,726_27АС-70700,3320,40,4108060250016,35_28АС-70700,3320,40,251084763425001 136,128_29АС-70700,3320,411,210691518250033 937,329-30АС-70700,3320,41,051063247425002 662,430-31АС-70700,3320,40,4105724292500830,831-32АС-70700,3320,40,55104763572500791,132-33АС-70700,3320,40,55103792842500501,233-34АС-70700,3320,40,210806025008,1итого:195 803,8

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%0-1АС-70700,33160,40,6101776133225000,671_2АС-70700,33160,40,75101574118025000,752_3АС-70700,33160,40,75101554116525000,743_4АС-70700,33160,40,65101494112025000,614_5АС-70700,33160,43101398104825002,655_6АС-70700,33160,40,15101339100425000,136_7АС-70700,33160,40,110127995925000,087_8АС-70700,33160,40,410122091525000,318_9АС-70700,33160,40,410106579825000,279_10АС-70700,33160,40,410104378225000,2610_11АС-70700,33160,40,410102276625000,2611_12АС-70700,33160,40,41086765025000,2212_13АС-70700,33160,40,41080760525000,2013_14АС-70700,33160,40,41074856125000,1914_15АС-70700,33160,40,41072654425000,1815_16АС-70700,33160,40,41066750025000,1716_17АС-70700,33160,40,41064548325000,1617_18АС-70700,33160,40,41058643925000,1518_19АС-70700,33160,40,41057342925000,1419-20АС-70700,33160,40,41047535625000,1220_21АС-70700,33160,40,41041631225000,1121_22АС-70700,33160,40,41040330225000,1022_23АС-70700,33160,40,410381,528525000,1023_24АС-70700,33160,40,41032224125000,0824_25АС-70700,33160,40,41028521425000,0725_26АС-70700,33160,40,41018714025000,0526_27АС-70700,33160,40,410806025000,02итого:8,780-1АС-70700,33160,40,610122491825000,461_2АС-70700,33160,40,7510102276625000,482_3АС-70700,33160,40,7510100175025000,473_4АС-70700,33160,40,651094270625000,394_28АС-70700,33160,40,2510846,563425000,1328_29АС-70700,33160,411,21069151825004,8929-30АС-70700,33160,41,051063247425000,4230-31АС-70700,33160,40,41057242925000,1431-32АС-70700,33160,40,551047635725000,1732-33АС-70700,33160,40,551037928425000,1333-34АС-70700,33160,40,210806025000,01итого:7,70

Таблица 3.6. Расчет существующей схемы фидера 4-Вознесеновка

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.квт. ч/год0-1АС-25251,260,40,61024691851250088 207,31_2АС-25251,260,40,751022661699250092 881,02_3АС-25251,260,40,751022451683250091 157,53_4АС-25251,260,40,651021851638250074 836,14_5АС-25251,260,4310139810482500141 391,85_6АС-25251,260,40,15101339100425006 486,56_7АС-25251,260,40,110127995925003 945,57_8АС-25251,260,40,4101220915250014 362,18_9АС-25251,260,40,4101065798250010 937,19_10АС-25251,260,40,4101043782250010 494,610_11АС-25251,260,40,4101022766250010 073,911_12АС-25251,260,40,41086765025007 251,312_13АС-25251,260,40,41080760525006 282,313_14АС-25251,260,40,41074856125005 398,814_15АС-25251,260,40,41072654425005 082,615_16АС-25251,260,40,41066750025004 291,316_17АС-25251,260,40,41064548325004 009,917_18АС-25251,260,40,41058643925003 310,818_19АС-25251,260,40,41057342925003 164,219-20АС-25251,260,40,41047535625002 176,020_21АС-25251,260,40,41041631225001 669,921_22АС-25251,260,40,41040330225001 566,222_23АС-25251,260,40,410381,528525001 400,423_24АС-25251,260,40,4103222412500999,024_25АС-25251,260,40,4102852142500784,425_26АС-25251,260,40,4101871402500337,026_27АС-25251,260,40,4108060250061,85_28АС-25251,260,40,2510846,563425004 317,228_29АС-25251,260,411,2106915182500128 961,829-30АС-25251,260,41,0510632474250010 117,230-31АС-25251,260,40,41057242925003 157,131-32АС-25251,260,40,551047635725003 006,232-33АС-25251,260,40,551037928425001 904,633-34АС-25251,260,40,2108060250030,9

Схема фидера 1-Эдэрмык.

Рис. 2.3

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25250,590,40,31019413025000,05118,41_2АС-25250,590,40,651013389,425000,07120,8итого:0,12итого:239,2

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25250,5920,40,31018814125000,05119,51_2АС-25250,5920,40,65101289625000,07120,7итого:0,12итого:240,2

Схема фидера 3 - Куорка

Рис. 2.4

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25251,260,40,61026918025000,25971,11_2АС-25251,260,44,51016911325001,162 874,62_3АС-25251,260,481014697,825001,783 814,13_4АС-25251,260,441020,813,925000,1338,5итого:3,32итого:7 698,3

S01в=P01веч/=269/0.8=324 кВА

I01=S01 / *Uн=324/ *10=18,7 А

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25251,260,40,61026019525000,24978,41_2АС-25251,260,44,51016312225001,142 865,32_3АС-25251,260,481014110625001,763 832,93_4АС-25251,260,4410201525000,1238,6итого:3,27

S01д=P01д/=260/0.8=325 кВА01=S01 / *Uн=325/ *10=18,73 А

Схема фидера 5-АВМ.

Рис. 2.5

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25250,5920,4121020,416,3225000,2263,371_2АС-25250,5920,412,81012,49,9225000,1423,4итого:0,15

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

участокпроводсече-RoXoLUнРQTmUWкабельниеОм/кмОм/кмкмкВкВтКварчас.%квт. ч/год0-1АС-25250,5920,4121017,113,6825000,2159,211_2АС-25250,5920,412,8108,46,425000,0910,35итого: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 / *Uн=241,25/ *10=13,9 Ад=P01д/=188/0.8=234,4 кВА01=S01д / *Uн=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 Iдоп=136 А /1/

Фидер №3 Куорка

Так для фидера 3-Куорка:

01=S01 / *Uн=241,25/ *10=13,9 А < Iдоп

S01в=P01веч/=269/0.8=324 кВА01=S01 / *Uн=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 Iдоп=136 А.

Так для фидера 3-Куорка

I01=S01 / *Uн=325/ *10=18,73 А< Iдоп

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 Iдоп=325 А /1/

Так для фидера 4-Вознесеновка

I01=S01 / *Uн=3086,2/ *10=178,2 А< Iдоп

Фидер №5 АВМ

Полная расчетная мощность:

S01в=P01веч/=20,4/0.83=24,5 кВА

Ток на головном участке:

I01=S01в / *Uн=26,12/ *10=1,5 Ад=P01д/=17,1/0.8=21,3 кВА01=S01д / *Uн=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 Iдоп=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:

РрасчТП = 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 оборудованияЕдиница измеренияКоличествоСметная стоимость, тыс. руб.единицыобщая1. Провод АС-25км24,0025600Итого: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 оборудованияЕдиница измеренияКоличествоСметная стоимость, тыс. руб.единицыобщая1. Провод АС-70км24,001002400Итого: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 ? - коэффициент мощности (для смешанной нагрузки cos? = 0,83);

- число часов максимума нагрузки, ч.;

- эквивалентное значение частоты отказов элемента в точке А, год¹;

- 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 замещенияЧастота отказов, ?, 1/годСредн. время восстановления, ?, ч1. Воздушная линия 35 кВ10,0862. Маслянный выключатель 35 кВ2,30,053,53. Разъеденитель 35 кВ4,50,053,54. Трансформатор 35/10 кВ6,70,03255. Масляный выключатель 10кВ8,90,01556.РУ 10кВ ІІ секция100,1512,107.РУ 10кВ І секция110,1762,04

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:

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

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 замещенияЧастота отказов, ?, 1/годСредн. время восстановления, ?, ч1. Воздушная линия 35 кВ1,20,0862. Элегазовый выключатель 35 кВ3,40,0024,53. Трансформатор 35/10 кВ5,60,03254. Вакуумный выключатель 10 кВ7,80,0024,55.РУ 10 кВ ІІ секция90,1512,106.РУ 10 кВ І секция100,1762,04

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.;2 - 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, %;

ЕТ2 - 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 сетиПотери и отклонения напряжения, %Трансформатор Т-1Трансформатор Т-2max 100%min 25%max 100%min 25%1. Шины 10 кВ55552. Сеть 10 кВ-0,73-0,1825-8,36-2,093. ТП 10/0,43.1 Потери-4-1-4-13.2 Уставка ПБВ2,52,52,52,54. Сеть 0,38 кВ-7,77-1,9425-0,14-0,0355. Потребитель-54,375-54,41

Таблица 5.2. Встречное регулирование

Элемент сетиПотери и отклонения напряжения, %Трансформатор Т-1Трансформатор Т-2max 100%min 25%max 100%min 25%1. Шины 10 кВ50502. Сеть 10 кВ-0,73-0,1825-8,36-2,093. ТП 10/0,43.1 Потери-4-1-4-13.2 Уставка ПБВ2,52,52,52,54. Сеть 0,38 кВ-7,77-1,9425-0,14-0,0355. 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;

Sк - мощность короткого замыкания системы, кВ*А.

Ом.

Сопротивление силового трансформатора Т1:

,(5.4)

где Uк1 - напряжение короткого замыкания, %;

UН.Т1 - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

SН.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 Kуд - ударный коэффициент, о.е.

По формуле (5.8) ударный ток:

А.

Тепловой импульс:

,(5.9)

где tотк - 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 КЗПараметры расчетаIк(3), кАIк(2), кАIy, кАU, кВК14,123,576,9935К21,621,47,8710К31,351,135,4710К49,628,3316,330,4К55,54,769,330,4

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: Uн=35кВ; Iн=630 А; Iдин=80 кА; IТ=31,5 кА; tт=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: Uн=35 кВ; Iн=2000 А; Iн.отк=40 кА; IТ=20 кА; tт=3 с. Проверим выключатель на термическую стойкость:

.

По /4, стр. 336/ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-35-83 УХЛ - 1, у которого при классе точности 0,5 суммарная мощность приборов . В качестве соединительного провода берём провода с медными жилами сечением .

Выбор трансформаторов тока и напряжения. По /4, стр. 298/ выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-35-УХЛ3 с параметрами: Iном=300 А; Iдин=100 кА; IТ=16 кА; tт=3 с.

Проверим на динамическую и термическую устойчивость:

;

;

.

Нагрузка вторичной цепи при наличии в ней амперметра типа Э377 с S=0.1 В*А по /4/, счётчика активной энергии типа СЭТА-4/1 по /4/ с S=2,5 В*А.

.

Сопротивление приборов:

.

Полное сопротивление вторичной цепи трансформатора:

;

.

Трансформаторы тока удовлетворяют всем требованиям.

Выбор оборудования на стороне 10кВ.

По /4, стр. 328/ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-УХЛ3 с Sн=75 В*А. Проверяем по вторичной нагрузке. Суммарная мощность приборов при наличии трёх вольтметров (S=2 В*А), счётчиков активной энергии (S=3 В*А), счётчиков реактивной энергии (S=3 В*А), составляет:

Данный трансформатор полностью удовлетворяет вышеуказанным условиям.

Осуществим проверку выключателя ВВ-10-20/630У3. Представим сравнение в таблице.

Таблица 5.2. Проверка выключателя

Расчетные данныеУсловиеЕдиница измеренияПаспортные данные10,50Uуст ? UномкВ10,5144,3Iр.макс ? IномА630,01,62Iк ? Iотк.номкА20,02,75iу ? iвклкА52,02,75iу ? iдинкА52,07,87Вк ? Вк. теркА2·с1200,0

Выключатель удовлетворяет всем условиям.

Проверка трансформаторов тока осуществляется также по следующим условиям:

где Кэд - кратность электродинамической стойкости, о.е.;

I1ном - номинальный первичный ток трансформатора, А.

Z2< Z2ном,

где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка, Ом.

Номинальная допустимая нагрузка определяется из выражения: Z2ном

где rприб - сопротивление приборов, Ом;

rпров - сопротивление соединительных проводов, Ом,

rк - сопротивление контактов, Ом.

Сопротивление приборов определяем по формуле:

где - мощность, потребляемая приборами, В*А;

I2 - вторичный номинальный ток, А.

По /4, стр. 635/ Sприб = 0,5 В*А - для приходящих линий и Sприб = 3 В*А - для отходящих линий. По /4, стр. 374/ удельное сопротивление проводов, применяемых для соединения трансформаторов тока с приборами, составляет ? = 0,0283 Ом·мм2/м, сечение и длина проводов соответственно q = 4мм2, lрасч = 6 м, сопротивление контактов rк =0,05 Ом.

Определим сопротивление проводов:

Осуществим проверку ТЛМ-10-Р-300/5.

Таблица 5.3. Проверка трансформаторов тока

Расчетные данныеУсловиеЕдиница измеренияПаспортные данные10,50Uуст ? UномкВ10,502,75iу ? iдинкА25,007,87Вк ? Вк. теркА2·с6072,002,75iу ?Кэд·?2·I1номкА106,000,21z2? z2номОм0,60

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям:

< = - нагрузка всех измерительных приборов, В*А.

На подстанции «Вознесеновка» установлены трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-66У3. На один трансформатор приходится 3 счетчика активной энергии и вольтметр. У счетчиков мощность одной обмотки Sсч = 3 В*А, а количество обмоток nсч = 2. У вольтметра одна обмотка Sv = 2 В*А.

Таким образом, нагрузка трансформатора напряжения определяется как:

.

Sном = 200 ВА, следовательно, трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.

Под выбранное оборудование подходит комплектное распредилительное устройство К-47

Технические характеристики К-47

Номин. напряжение, кВ 10.

Номин. ток главных цепей, А 630;

Номин. ток сборных шин А 1600.

Номинальный ток отключения выключателя, кА 20;

Номин. ток электродинамической стойкости шкафа, кА 51;

Ток термической стойкости в течение 3с, 20 кА

Вид изоляции Воздушная, комбинированная

Типы выключателейи Вакуумные ВВ-10-20/630УХЛ

Вид поставки Блоки до 7 ячеек

Дуговая защита Фототиристор - одноступенчатая

Освещение отсеков КРУ

Отсек выключателя, переносное освещение

Установка приборов На задней стенке

Габаритные размеры, мм, (высота х глубина х ширина) 2725х3100x750 2780x3735x750

Масса транспортного блока из шести ячеек, кг 6500.

Список источников

1.Методическое указания для курсового и дипломного проектирования по курсу «Электроснабжения сельского хозяйства». /Составитель Мангадаев А.М.У-У.2007.

2.Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник. М., 1991 г.

.Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности: Учебник. М., 1999 г.

.Электротехнический справочник: Т3 / Под ред. Герасимова В.Г.М., 2004 г.

.Беркович М.А., Семёнов В.А. Основы автоматики энергосистем: Учебник. М., 1968 г.

.Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства: Учебник. М., 1973 г.

.Электротехнический справочник: Т3 / Под ред. Герасимова В.Г.М., 2004 г.

.Тимофеева С.С. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях: Учебник, 1998 г.

.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М., 1989 г.

.Худугуев В.И. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. У-У., 1996 г.

.Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. / Под ред. Блок В.М.М., 1981 г.

.Справочник по проектированию электросетей в сельской местности. / Под ред. Каткова П.А.М., 1980 г.

.Справочник по сооружению сетей 0.4-10 кВ сельскохозяйственного назначения. / Под ред. Романова А.Д.М., 1969 г.

.Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. Рокотян С.С.М., 1985 г.

.Методические указания для выполнения разделов «Безопасность жизнедеятельности» и «Чрезвычайные ситуации» в дипломных проектах. / Составитель: Ерёмина Т.В. У-У., 2202 г.

.Методические указания для выполнения экономической части дипломного проекта. / Составитель: Бальжинов А.В. У-У., 2005 г.

.Закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 1997 г.

.Под общей редакцией В.Я Путилова. Экология энергетики: Учебник. М., 2003 г.

1. Разработка вариантов реконструкции низковольтной сети населённого пункта 1.1 Расчёт нагрузок низковольтной сети. Выбор числа и мощности комплектных тр

Больше работ по теме: