Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения

метки: Электроснабжение, Объект, Сельскохозяйственный, Нагрузка, Напряжение, Значение, Мощность, Провод

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ПС — подстанция ВЛ — высоковольтные линии электропередач РП — распределительный пункт ТП — трансформаторная подстанция ТР — трансформатор СИП — самонесущие изолированные провода КЗ — короткое замыкание КА — коммутационная аппаратура КРУ — комплектные распределительные устройства КТП — комплектная трансформаторная подстанция ОПН — ограничитель перенапряжений КРУ — комплектные распределительные устройства ТСН — трансформатор собственных нужд РЗ — релейная защита МТЗ — максимальная токовая защита

Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения является сложной и ответственной задачей. Принятие проектных решений непосредственно влияет на объем и трудоемкость монтажных работ, удобность и безопасность эксплуатации электротехнических установок.

Выбор схемных решений электроснабжения в значительной степени зависит от принятых систем напряжений в рассматриваемом объекте. Используемый класс напряжения в значительной степени предопределяет капиталовложения в проектируемый объект и величину потерь мощности и электроэнергии в процессе эксплуатации. Окончательное решение по выбору напряжения сети должно приниматься на основании технико-экономического сравнения вариантов.

Основными требованиями к проектам систем электроснабжения являются надежность электроснабжения потребителей и их экономичность. Надежность электроснабжения обеспечивается выбором наиболее совершенных электрических аппаратов, силовых трансформаторов, кабельно-проводниковой продукции, соответствием электрических нагрузок в нормальных и аварийных режимах номинальным нагрузкам этих элементов, а также использованием структурного резервирования и секционированием электрической сети.

Сооружение электрических сетей, повышающих и понижающих подстанций в системе электроснабжения, связано с большими материальными затратами. Поэтому при проектировании должен проводиться детальный анализ экономичности проектных решений и режимов работы всех элементов систем электроснабжения.

В электроэнергетике Украины имеет место ряд негативных тенденций:

• происходит массовое старение основного электросетевого оборудования;
• отсутствуют средства для реконструкции сети;
• выросли технические и коммерческие потери мощности и электрической энергии;
• практически отсутствует резервирование потребителей І и ІІ категории по надежности сельскохозяйственного назначения;
• резко сократился научно-технический потенциал отрасли;
• серьёзно отстаёт сфера разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;
• неэффективно действуют механизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов;
• нерационально организованы рынки электроэнергии.

Поэтому, в связи с вышеуказанным, необходимо произвести реконструкцию распределительных сетей, замену старого оборудования на более новое, которое отвечает как современным техническим требованиям качества и надежности, так и экономическим критериям.

Анализ схемы электроснабжения сварочного участка цеха

... цехе и во вспомогательных помещениях: В соответствии с полученными значениями L выполнено размещение светильников в сварочном участке цеха которое показано на ... в цехе. Н=8м, Нв=4м - заданными высотами цеха и вспомогательных помещений; электроэнергия осветительный ... Сварочный стенд 11,2 42,43 Сварочные трансформаторы 28 кВ-А ПВ=4% 45 Электротраль 2,5 ПВ=25% 2. Расчет электрических нагрузок цеха ...

Системы электроснабжения сельскохозяйственных потребителей имеют характерные особенности, обусловленные рассредоточенностью сравнительно маломощных потребителей электроэнергии на значительной территории.

В отличие от городского, электроснабжение сельскохозяйственных потребителей осуществляется по воздушным линиям 6 -10 кВ, которые менее надежны, а требования к повышению надежности в последнее время возрасли, т.к. увеличение продуктивности труда возможно только на базе электрифицированного производства.

На территории Украины в эксплуатации находится более 305 тыс. км линий 10 кВ и около 200 тыс. трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4кВ суммарной установленной мощностью 44 тыс. кВА.

Сеть 10 кВ, как правило, состоит из линий древовидной структурой с сечениями проводов, ступенчато уменьшающимися от головных участков к концу линии. Почти все линии в сельской местности имеют воздушное исполнение, строятся, в основном, на железобетонных опорах. В качестве проводов используют голые неизолированные стальалюминиевые и алюминиевые провода со штыревой изоляцией.

Рассредоточенность потребителей на значительной территории вызывает относительно большие потери электрической энергии в сетях, потерю напряжения, которая вызывает сверхдопустимые отклонения напряжения на вводах потребителей электрической энергии, несимметрию нагрузок трехфазных сетей и так далее.

В данной дипломном проекте рассматривается реконструкция системы энергоснабжения села Наумовка Корюковского района, направленная на повышение надежности и уменьшения потерь электрической энергии.

1 МАТЕРИАЛЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Характеристика зоны электроснабжения Подстанция (ПС)110/35/10кВ «Корюковка» находиться в Корюковском районе Черниговской области. Зона электроснабжения сельскохозяйственного района охватывает потребителей пятнадцати населенных пунктов, в том числе рассматриваемое в данном дипломном проекте поселок городского типа Наумовка.

В данном населенном пункте проживает около 1338 человек. На его территории находятся следующие потребители: кирпичный завод, свинотоварная ферма, молочно-товарная ферма, машинотракторный пункт, школа, детский сад, фельдшерно-акушерский пункт, четыре магазина, дом культуры на 320 мест, пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна, мельница, птицефабрика, а также некоторые другие учреждения повседневного обслуживания населения и учреждения культурно-бытового обслуживания. Практически все жилые дома на территории населенного пункта одноэтажные. Пище приготовление и обогрев — на природном газе. В данном населенном пункте имеются потребители как І, ІІ так и III категории по надежности электроснабжения. Все потребители питаются от одного распределительного пункта (РП).

Значения потребляемой электрической энергии производственными потребителями за год приведены в таблице 1.1. Остальные нагрузки общественных и комунально-бытовых потребителей выбираются в соответствии с.

Принимаем, что в одном доме в среднем проживает три человека, тогда примерное количество домов можно рассчитать по формуле:

(1.1)

где — количество домов, шт;

• количество жителей в населенном пункте, чел;
• количество жильцов в одном доме, чел.

Таблица 1.1 — Количество электроэнергии, потребляемое за год производственными потребителями

Номер ТП	Название потребителя	Суммарное количество электроэнергии, кВт•ч•год
	Свинотоварная ферма
	кирпичный завод
	молочно-товарная ферма
	машинотракторный пункт
	Точок (пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна)
	мельница
	птицефабрика

Следовательно:

шт.

Все потребители данного населенного пункта питаются от ТП 10/0,4кВ, общее число которых 26. Из них 7 ТП питают потребителей с производственным видом нагрузки, 13 ТП с коммунально-бытовым и 6 ТП со смешенным видом нагрузки. Месторасположение и параметры существующих ТП 10/0,4кВ (диспетчерский номер подстанции, характер нагрузок, количество и мощность трансформаторов) приведены на рисунке 1.1.

1.2 Определение расчетных нагрузок Расчет электрических нагрузок распределительных сетей 10кВ производиться исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей, на шинах подстанций с соответствующими коэффициентами одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов [2]:

(1.2)

(1.3)

где , — расчетная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

• коэффициент одновременности;
• дневная, вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму — дневному (если суммируются производственные потребители), или вечернему (если суммируются бытовые потребители).

Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаем:

• для производственных потребителей ;
• для бытовых потребителей с домами без электроплит .

Коэффициент одновременности зависит от количества потребителей.

Для нашего случая нагрузки жилых домов рассчитываем по формуле:

(1.4)

где — расчетная нагрузка жилых домов, кВт;

• коэффициент одновременности для суммирования нагрузок в сетях 0,38 кВ;
• количество домов, шт;
• удельная нагрузка одного дома, кВт/дом.

Значение берем в соответствии с руководящими материалами.

При наличии годового потребления электроэнергии производственных потребителей расчетная нагрузка определяется исходя из годового числа часов использования максимальной нагрузки [2]:

(1.5)

где — максимальная расчетная нагрузка, кВт;

• годовое потребление электроэнергии, кВт•ч;
• число часов использования максимума в зависимости от характера нагрузки, ч.

При смешенной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с производственными и общественными помещениями, предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов одновременности. Суммирование нагрузок участков сети производиться по формуле:

(1.6)

где — большая из слагаемых нагрузок, кВт;

• добавка к наибольшей слагаемой нагрузке, в зависимости от значения наименьшей слагаемой, кВт.

Расчетная нагрузка существующих ТП 10/0,4кВ на расчетный год определяется по формуле:

(1.7)

где — существующая нагрузка на ТП, кВт;

• коэффициент роста нагрузок.

Суммарная нагрузка ТП на линиях ищется в зависимости от количества ТП с учетом коэффициента одновременности для сетей 6−20кВ.

Реактивная нагрузка на ТП определяется по формуле:

(1.8)

где — активная нагрузка ТП, кВт;

• коэффициент мощности характеризующий нагрузку ТП.

Принимаем для ТП со смешенной нагрузкой —, для ТП с производственной нагрузкой —, для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой -.

Рассмотрим расчет нагрузки на ТП с коммунально-бытовой нагрузкой (рисунок 1.1).

От ТП с номером 425 питаются n=23 дома. Коэффициент одновременности согласно принимаем равным ko=0.333, а удельную нагрузку одного дома принимаем равным Руд=10 кВт/дом. Согласно формуле (1.4):

кВт.

Тогда согласно (1.7) активная нагрузка на ТП-425 будет составлять:

кВт.

Реактивную нагрузку находим по (1.8):

кВАр.

Аналогично рассчитываем нагрузки на других ТП с коммунально-бытовыми нагрузками. Полученные значения сведены в таблицу 1.1.

Нагрузка на ТП с производственными потребителями ищется в соответствии с (1.5), (1.7).

Так, например, от ТП номер 437 питается кирпичный завод. Тогда по (1.5):

кВт.

Следовательно, активная нагрузка на ТП-437:

кВт.

Тогда реактивная нагрузка имеет следующее значение:

кВАр.

Рассмотрим ТП со смешенной нагрузкой. От ТП номер 6 питаются 10 домов и магазин. Нагрузка магазина в соответствии с равняется 4 кВт. Тогда нагрузки на ТП-6 по (1.6), (1.7) и (1.8) будут равны:

• кВт;
• кВАр.

Остальные нагрузки рассчитываются аналогично. Полученные значения по всем ТП занесены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Результаты расчетов нагрузок по всем ТП

Номер ТП	Мощность ТП, кВА	Потребители	Активная нагрузка, кВт	Реактивная нагрузка, кВАр
		жилые дома	161,616	69,4949
		жилые дома	252,84	108,72
		жилые дома	151,20	65,016
		жилые дома, магазин	163,23	125,58
		жилые дома, детский сад, фельдшеро-акушерский пункт	165,13	123,848
		жилые дома	189,00	81,27
		жилые дома, дом культуры, магазины, школа, сельсовет, административные здания	375,27	281,453
		жилые дома, столовая	25,20	18,90
		жилые дома, аптека	159,67	119,753
		жилые дома	107,226	46,107
		жилые дома	67,20	28,896
		жилые дома, магазин	62,792	46,62
		жилые дома	107,226	46,107
		свинотоварная ферма	42,56	51,072
		кирпичный завод	34,72	41,664
		точок	406,00	487,20
		машинотракторный пункт	102,667	123,20
		молочно-товарная ферма	250,07	300,084
		жилые дома	164,08	70,554
		жилые дома	67,20	28,896
		жилые дома	103,18	44,367
		жилые дома	63,140	27,15
		жилые дома	42,00	18,06
		жилые дома	103,283	44,412
		мельница	324,45	389,34
		птицефабрика	799,5	959,4

Найдем суммарное значение нагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8−9. На этом участке находиться четыре ТП (ТП-419,ТП-437,Т-15,ТП-14).

В соответствии с коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарная активная нагрузка ТП на линии 8−9 будет составлять:

кВт.

Аналогично рассчитываются суммарные нагрузки ТП на всех остальных участках линий. Полученные значения сводим в таблицу 1.2.

1.3 Определение потерь мощности и отклонения напряжения При передаче энергии от электрических станций к потребителям во всех звеньях электрических сетей имеются потери активной мощности. Эти потери возникают как в кабельных и воздушных линиях различных напряжений, так и в трансформаторах подстанций.

В среднем потери в сетях энергосистемы составляют примерно 10% от отпускаемой электрической энергии в сети электроснабжающих организаций. Значительная часть этих потерь расходуется в линиях передачи всех напряжений и меньшая часть — в трансформаторах (ТР).

Таблица 1.2 — Полученные значения нагрузок по линиям

Участок линии	Составляющие ТП	Суммарная активная нагрузка ТП на линии,, кВт
1−2	ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301	1105,7677
2−4-Туровка	ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350	1215,8124
Центр	ТП-426	375,27
5−8	ТП-318, ТП-360	285,543
7−8-Передел	ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13	375,161
8−9	ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437	408,581
Активная нагрузка на РП		3766,13

Потери активной и реактивной мощности в общем виде для трансформаторов и для линий определяется по формулам:

(1.9)

(1.10)

где , — потери активной и реактивной мощности соответственно, кВт,

(кВАр);

• активная и реактивная нагрузка, кВт, (кВАр);
• активное и реактивное сопротивления линии либо трансформатора, Ом.

Параметры линий и трансформаторов выбираем из [4−8] и заносим в таблицы 1.3, 1.4.

Таблица 1.3 — Параметры используемых сечений проводов линий

Марка провода	Удельное активное сопротивление, Ом/км	Удельное реактивное сопротивление, Ом/км	Расчетный диаметр, мм
АС-35	0,85	0,3582	8,4
А-35	0,92	0,3655	7,5
А-50	0,64	0,354
АС-50	0,65	0,3498	9,6
АС-70	0,46	0,407	11,4

Таблица 1.4 — Параметры используемых трансформаторов

Марка трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Потери, кВт	кВАр	%	%	Ом	Ом
ТМ-25/10У1		0,13	0,6	0,8	4,5	3,2
ТМ-40/10У1		0,19	0,88	1,2	4,5			112,5
ТМ-63/10У1		0,26	1,28	1,26	4,5		32,25	71,43
ТМ-100/10У1		0,36	1,97	2,6	4,5	2,6	19,7
ТМ-160/10У1		0,56	2,65	3,84	4,5	2,4	10,35	28,13
ТМ-250/10У1		0,82	3,7	5,75	4,5	2,3	5,92
ТМ-400/10У1		1,05	5,5	8,4	4,5	2,1	3,44	11,25

Схемы замещения для расчетов потерь в трансформаторах и на линиях приведены на рисунках 1.2 и 1.3.

Рассмотрим пример расчета потерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1 [https:// , 18].

По формулам (1.9), (1.10) находим потери активной и реактивной мощности на низкой стороне трансформатора:

Вт;

• ВАр.

Мощность на высокой стороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе:

(1.11)

(1.12)

где — мощность на низкой стороне трансформатора, кВт;

• потери мощности в трансформаторе, кВт.

Следовательно:

• кВт;
• кВАр.

Активные и реактивные сопротивления на участке линии определяется в зависимости от ее длины:

(1.11)

(1.12)

где , — удельные активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

• длина линии, км.

Тогда:

Ом,

Ом.

Найдем потери мощности в линии в соответствии с (1.9), (1.10):

кВт,

кВАр.

Потери мощности в остальных линиях и трансформаторах находятся аналогично. Полученные результаты сведены в таблицах 1.5, 1.6.

Потери напряжения ищутся по формуле:

(1.14)

где % — потери напряжения;

• номинальное напряжение, кВ.

Полученные значения потерь напряжения на линиях сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.5 — Потери мощности в трансформаторах

Номер ТП	Номер ТР	Мощность ТР	Потери на низкой стороне	Мощность на высокой стороне
			кВт	кВАр	кВт	кВАр
			4,484	1,363	258,144	128,106
			2,4308	4,972	45,1808	57,244
			2,824	5,294	37,674	40,8145
			4,4103	11,983	170,1004	139,671
			1,149	2,351	43,339	21,611
			2,490	5,688	142,626	68,391
			5,067	1,573	108,093	137,373
			0,953	1,786	26,283	21,486
			4,124	1,1203	164,354	134,796
			9,0331	2,747	259,923	333,299
			1,7256	3,822	69,186	33,978
			7,564	2,475	383,884	314,607
			3,299	8,965	167,859	83,359
			1,726	3,822	69,186	33,978
			2,485	5,677	106,025	52,644
			1,523	3,374	64,923	31,784
			3,302	8,972	167,942	83,366
			4,5347	1,232	172,535	141,746
			2,8041	7,619	154,564	76,475
			2,506	7,619	192,326	94,639
			1,3826	4,5247	420,876	540,85
		2х160	13,294	36,12	338,86	433,14
			2,6838	6,1305	110,269	54,838
			2,6838	6,1305	110,269	54,838
			1,947	4,312	64,367	52,192
		2х400	2,6806	8,773	803,55	966,232

Таблица 1.6 — Потери мощности и напряжения в линиях

№ линии	Длина линии, км	Марка провода	Потери мощности	Потери напряжения, %	Суммарные потери напряжения на линии, %
			кВт	кВАр
	0,2	АС-35	0,14	0,059	0,053	10,569
	0,4	АС-35	0,018	0,0076	0,0195
	0,7	АС-35	170,45	71,83	1,391
	0,6	АС-35	158,52	66,8047	1,454
	0,9	А-35	280,38	2,34	2,589
	0,1	АС-35	0,002	0,841	0,0045
	2,9	А-50	0,792	0,44	0,438
		А-50	0,196	0,108	0,118
	0,4	А-50	0,356	0,124	0,108
	0,4	АС-35	0,0039	0,165	0,012
	0,4	А-50	0,424	0,235	0,118
	0,5	А-50	1,231	0,681	0,224
	0,4	А-35	0,65	0,261	0,144
	0,5	А-35	209,18	83,105	2,044
	0,5	АС-50	156,401	84,168	1,852
	0,3	АС-35	0,62	0,265	0,132	0,564
	0,7	АС-50	1,124	0,6048	0,252
	0,5	АС-50	162,296	87,339	0,181
	0,4	АС-50	0,154	0,831	0,0227	8,139
	0,4	АС-50	0,1819	0,979	0,0781
	0,3	АС-50	0,027	0,0147	0,0262
	0,5	АС-50	0,0169	0,0091	0,0267
	2,4	АС-50	3,236	1,741	0,806
	0,2	АС-35	0,571	0,595	0,1057
	0,7	АС-35	14,928	6,291	0,943
	0,8	А-50	23,582	13,0438	1,194
	0,2	А-50	8,698	4,811	0,3694
	0,4	А-50	19,143	10,588	0,778
	0,4	А-50	22,887	12,659	0,844
	0,5	АС-50	5,1327	2,762	0,4301
	0,7	АС-50	86,279	46,431	2,1471
	0,1	АС-50	12,862	6,922	0,315

В таблице (1.7) указаны отклонения напряжения у удаленных потребителей.

Таблица 1.7 — Отклонение напряжения у удаленных потребителей

Номер ТП
Потеря напряжения, %	14,55	19,83	15,57	5,61	12,38

Определим ориентировочные потери электроэнергии по методу, использующий число часов наибольших потерь мощности [6]:

кВт

• ч, (1.15)

где — суммарные потери активной мощности, кВт;

• время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь определяем по графику из при и числе часов использования максимума ч, тогда ч. Следовательно:

кВт

• ч/год.

В соответствии с для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения:

• на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик — от -5% до +5%;
• на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей — от -7,% до +7,5%.

В нашем случае для большинства электроприемников потери напряжения превышают допустимые нормы. Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также не выполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция сети электроснабжения поселка городского типа Наумовка. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижению отклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающем напряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ, питающей село Наумовка.

2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

расположения ПС Расположение ПС

(2.1)

(2.2)

где — расчетная мощность;

• и — координаты отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей;
• число потребителей.

Расчетное место расположения проектируемой ПС изображено крестиком на рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает на топографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. В данном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию. Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится на незначительном удалении от центра.

2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов В соответствии с в проектируемом районе к потребителям I категории относятся молочно-товарная ферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также есть потребители II категории: школа, детский сад, клуб.

На ПС 35/10кВт, питающих потребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случае если суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных на расстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВА и уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей I категории к соседним подстанциям невозможно.

В нашем случае общая нагрузка потребителей I категории

1705,98 кВА > 1100 кВА.

Запитать часть потребителей от соседних подстанций невозможно. Следовательно, на нашей подстанции необходимо ставить два трансформатора.

от ПС Корюковка

Выбор мощности трансформаторов осуществляется по суммарной расчетной нагрузке по условиям нормального и послеаварийного режимов.

Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]:

(2.3)

где — номинальная мощность трансформатора, кВА;

• расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.

В соответствии с допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должно выполнятся условие:

(2.4)

где — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.

Полученное расчетное значение округляется до ближайшего большего, стандартного значения шкалы мощностей трансформаторов.

Активную и реактивную нагрузку на шинах РП 10кВ получим, просуммировав найденные выше нагрузки. Получаем следующие значения:

• кВт;
• кВАр.

Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле:

(2.5)

Тогда:

кВ.

Мощность на РП с учетом потерь в линиях и с учетом динамики роста нагрузки:

(2.6)

где — коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки, равный 1,3;

• коэффициент, учитывающий потери в линиях.

Получаем:

кВА.

Следовательно, мощность одного трансформатора равняет:

кВА.

Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА.

Проверяем трансформаторы в условиях послеаварийного режима по формуле (2.4):

5600 кВА < 6854,368 кВА.

Условие (2.4) не выполняется.

Однако, учитывая тот факт, что от проектируемой подстанции питается значительная часть потребителей ІІІ-й категории по надежности, то при повреждении одного из трансформаторов неответственные потребители могут быть отключены в максимум нагрузки. Поэтому окончательно выбираем трансформатор мощностью 4000 кВА.

Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:

(2.7)

где — коэффициент загрузки.

Получаем:

Выбираем два трансформатора марки ТМ-4000/35. Он имеет следующие параметры: Рхх=5,3кВт, Ркз=33,5кВт, uк=7,5%, Іхх=0,9%.

2.3 Обеспечения норм надежности потребителей На рассматриваемой ПС установлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двусторонним питанием.

В этом случае эквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, так и районной подстанции, принимается равной нулю, т. е. Тп=0, Тп/пс=0.

Поэтому вся нормируемая эквивалентная продолжительность отключения на шинах 10кВ потребительской подстанции может быть отнесена к распределительной линии:

ч/год, (2.8)

где — удельная продолжительность отключений распределительной линии

10кВ, час/год•км, принимаем ;

• суммарная длина распределительной линии 10кВ, включая ответвления,

км.

Откуда предельная длина участка распределительной линии, который нет необходимости ни секционировать, ни резервировать, чтобы обеспечить норму надежности, равна:

км. (2.9)

На практике возможно два варианта:

• длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) меньше км. В этом случае норма надежности выполняется без каких-либо дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя;

— — длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) больше км. В этом случае норма надежности не выполняется и необходимо применять дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя, такие как секционирование и резервирование.

Схема расположения отходящих линий от ПС после установки ПС 35/10кВ изображена на рисунке 2.1.

Найдем длину отходящих линий, вмести с ответвлениями, просуммировав длины всех участков. Получаем:

км;

км;

км.

<16,5 км; <16,5 км; <16,5 км.

Надежность на наших линиях выполняется, следовательно, дополнительных мероприятий по повышению надежности предпринимать не надо. Так как в зоне исследования имеются потребители I категории, существующий резерв от соседней подстанции Софиевка по ВЛ 10 кВ реконструироваться не будет.

3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

Определим нагрузки на линиях по новой схеме питания аналогично пункту 1.2. Полученные значения сведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Расчетные нагрузки по питающим линиям

Участок линии	Составляющие ТП	Суммарная активная нагрузка ТП на линии,, кВт
1−12-Центр	ТП-426, ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301	1481,04
	ЗТП-350
2−4-Туровка	ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350	886,02
5−8	ТП-318, ТП-360	285,54
7−8-Передел	ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13	375,16
8−9	ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437	408,58
Активная нагрузка на РП		3836,09

Выбор сечений проводов и кабелей напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям с использованием метода экономических интервалов.

Для нахождения сечения провода определяем расчетный ток Iр [14],[16]:

, (3.1)

где — расчетный ток, А;

• расчетная мощность на линии, кВА;
• номинальное напряжение, кВ;
• , — расчетная активная и реактивная нагрузка на линии, кВт (кВАр).

Из выбираем сечения проводов по методу экономических интервалов, который учитывает дискретность изменения стандартных параметров линии и конкретные особенности элементов передачи.

В данном дипломном проекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного силанольно-сшитого полиэтилена марки СИП-3. Применение таких изолированных проводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требований к устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширении существующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных или металлических опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлять подвесную линейно-сцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимость проекта. Также можно перечислить следующие преимущества СИП:

• провода защищены от схлестывания;
• на таких проводах практически не образуется гололеда;
• исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

— существенно уменьшены габариты линии и требования к просеке при прокладке и в процессе эксплуатации;

• простота монтажных работ и уменьшение их сроков;
• высокая механическая прочность проводов;

— пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении короткого замыкания (КЗ) при схлестывании;

— сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже голых).

При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%);

• возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;

— снижение энергопотерь в линиях электропередач за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым».

Рассмотрим пример определения сечения провода на участке линии № 1., По формуле (3.1) определяем расчетный ток:

А.

Выбираем провод маркой СИП-3 сечением 35 мм².

Остальные сечения рассчитываются аналогично. Полученные значения расчетного тока и выбранные сечения проводов занесены в таблицу 3.2.

Далее проверяем выбранные нами сечения проводов в послеаварийном режиме, когда отключаются участки 30, 32, 18, 15 (рисунок 3.1) и наши потребители запитаны по резервным линиям 10 кВ от ПС Софиевка .

Послеаварийный режим рассмотрим на примере расчета участка линии № 14. В послеаварийном режиме отключен участок под № 15 и по участку № 14 протекает одна нагрузка от ТП 318. Тогда по (3.1) расчетный ток, протекающий по этому участку, имеет следующие значение:

А.

Из выбираем провод марки СИП-3 сечением 35 мм². В нормальном режиме на данном участке было выбрано сечение 50 мм². Окончательно выбираем большее из получившихся значений, следовательно на участке № 14 остается сечение 50 мм².

В таблице 3.2 указаны значения расчетных токов и выбранных сечений в нормальном и послеаварийном режимах. В таблице 3.3 указаны окончательно выбранные сечения проводов с параметрами.

Таблица 3.2 — Сечения проводов в нормальном и послеаварийном режимах

№ участка	Нормальный режим	Послеаварийный режим
	Расчетный ток, А	Выбранное сечение, мм2	Расчетный ток, А	Выбранное сечение, мм2
	15,89		15,89
	3,83		76,3
	6,27		75,07
	18,98		62,47
	29,49		50,58
	2,64		2,64
	8,22		8,22
	9,26		9,26
	16,99		16,99
	1,82		1,82
	17,19		17,19
	25,69		25,69
	22,55		22,55
	77,13		4,22
	78,58		;	;
	27,08		27,08
	27,08		27,08
	106,88		;	;
	26,62		91,99
	62,54		55,96
	79,801		27,08
	4,22		4,22
	13,08		13,08
	6,48		6,48
	3,97		3,97
	20,61		20,61
	43,601		43,601
	65,0		65,0
	65,78		65,78
	84,49		;	110,53	;
	36,05		65,78	72,1
	36,05		110,53	;		;
	;	;	111,57
	;	;	78,64
	;	;	190,19

Таблица 3.3 — Сечения проводов марки СИП-3 по участкам линии

№ линии	Номинальное сечение жилы, мм2	Наружный диаметр, мм	Наружный диаметр жилы, мм	Удельное активное сопротивление, Ом/км
		11,2	6,7	1,043
		12,6	8,1	0,72
		12,6	8,1	0,72
		12,6	8,1	0,72
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		12,6	8,1	0,72
		12,6	8,1	0,72
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		14,3	9,7	0,493
		14,3	9,7	0,493
		12,6	8,1	0,72
		12,6	8,1	0,72
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		11,2	6,7	1,043
		12,6	8,1	0,72
		12,6	8,1	0,72
		14,3	9,7	0,493
		12,6	8,1	0,72
		14,3	9,7	0,493
		14,3	9,7	0,493
		12,6	8,1	0,72
		16,0	11,3	0,363

Пересчитаем реактивное сопротивление выбранных нами сечений в соответствии с формулой (3.2):

, (3.2)

где — реактивное удельное сопротивление, Ом/км;

• расстояние между проводами равное 0,4 м;
• номинальный наружный диаметр жилы, мм.

Получаем следующие значения:

для сечения 35 мм Ом/км;

• для сечения 50 мм Ом/км;
• для сечения 70 мм Ом/км;
• для сечения 95 мм Ом/км.

Проверка выбранных нами марок проводов на термическую стойкость производиться в пункте 4.2.2.

4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Возможные варианты схемы электрических соединений на ПС «Наумовка» 35/10 кВ

4.1.1 Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 10 кВ На стороне 10 кВ используются следующие варианты схемы электрических соединений:

• с одной системой сборных шин (рисунок 4.1, а);
• с двумя системами сборных шин (рисунок 4.1, б).

а) б) Рисунок 4.1 — Варианты схем электрических соединений на стороне 10 кВ а) с одной системой сборных шин, б) с двумя системами сборных шин Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин.

Источники питания и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. При повреждении линии достаточно отключить только один выключатель. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Такая схема позволяет использовать комплектные распределительные устройству (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановок.

Недостатки схемы:

• много коммутационной аппаратуры;

— при повреждении шины и шинных разъединителей, а также при их ремонте необходимо отключить источники питания, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей;

• при КЗ на сборных шинах также вызывает отключение источников питания и потребителей.

Эти недостатки частично устраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых соответствует числу источников питания. Секционирование может быть осуществлено с помощью только разъединителей и с помощью разъединителей и выключателя (рисунок 4.2).

Схема с секционным выключателем сохраняет все достоинства схемы с одной системой шин, кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей.

В схеме с двумя системами сборных шин каждый элемент присоединяется через развилку из двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин (рисунок 4.1, б).

Такая схема позволяет производить ремонт одной системы сборных шин, сохраняя в работе все присоединения. К недостаткам относятся: большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружения КРУ, использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что увеличивает количество ошибочных операций производимых персоналом.

Рисунок 4.2 — Схема с секционным выключателями и с разъединителями На стороне 10 кВ выбираем схему с двумя секциями сборных.

4.1.2 Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 35 кВ На стороне 35 кВ используются следующие схемы электрических соединении:

• схема блок трансформатор-линия;
• схема мостиков;
• кольцевые схемы.

Схема блок трансформатор-линия является упрощенной схемой электрических соединений, которая используется при небольшом количестве присоединений (рисунок 4.3, а).

Такие схемы позволяют уме6ньшить расход электрооборудования и строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж.

а) б)

в) Рисунок 4.3 — Варианты схем электрических соединений на стороне 35 кВ а) схема блок трансформатор-линия, б) схема кольцевая, в) схема мостиковая.

мощность напряжение трансформатор электрический схема Мостиковая схема применяется при двух линиях и двух трансформаторах. По существу это схема двух блоков трансформатор-линия, соединенных между собой на высокой стороне перемычкой (мостиком) (рисунок 4.3, в).

В перемычке устанавливается выключатель, в цепях трансформаторов предусматриваются отделители, а также ремонтная перемычка с разъединителями. Достоинством такой схемы является экономичность и простота. Конструкция позволяет осуществить переход от схемы мостика к другим схемам при расширении.

В кольцевых схемах выключатели соединяются между собой, образуя кольцо (рисунок 4.3, б).

Каждый элемент — линия, трансформатор присоединяется между двумя соседними выключателями. Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника. Присоединение каждого элемента через два выключателя увеличивает гибкость схемы и надежность работы, при этом число выключателей не превышает числа присоединений. В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы. Конструктивное выполнение распределительных устройств по кольцевым схемам позволяет достаточно просто переходить от схемы треугольника к схеме четырехугольника, а затем к схеме блоков трансформатор шины или к схемам со сборными шинами.

На стороне 35 кВ выбираем мостиковую схему с выключателями в сторону трансформаторов.

4.2 Расчет токов КЗ Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики.

Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему (рисунок 4.4, а) с указанными на ней мест нахождения токов КЗ (точки К1 и К2), а также исходными данными для их определения. По ней составляем схему замещения (рисунок 4.4, б).

Расчет будем вести в именованных единицах. Базисное напряжение для каждой ступени берем на 5% больше, соответственно для стороны 35 кВ принимаем кВ, а для стороны 10 кВ кВ. Ток КЗ находим по формуле [18]:

; (4.1)

где — ток короткого замыкания, кА;

• базисное напряжение, кВ;
• эквивалентное сопротивление участка от источника питания до точки КЗ, Ом.

а) б)

Рисунок 12 — Схемы для расчета токов КЗ: а) расчетная схема сети; б) схема замещения., Для выбора аппаратуры также нужно знать ударный ток КЗ который определяется по формуле [18]:

, (4.2)

где — ударный коэффициент.

Ударный коэффициент может быть определен следующим образом [18]:

, (4.3)

где Та — постоянная времени затухания апериодического тока, с.

Постоянную времени затухания апериодического тока находим по формуле:

, (4.4)

где , — эквивалентные реактивные и активные сопротивления до точки КЗ, Ом.

В качестве примера приведем расчет тока КЗ в точке К1, для этого найдем сопротивления всех элементов находящихся до этой точки.

Параметры проводов сечением АС-70 берем из таблицы 1.3. Находим активное и реактивное сопротивления линии по формулам (1.11−1.12).

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Находим эквивалентное активное и реактивное сопротивления на участке до точки К1. Так как линии включены параллельно, тогда:

Ом,

Ом.

Тогда полное эквивалентное сопротивление имеет следующее значение:

Ом.

Следовательно, ток КЗ равняется:

кА.

Найдем постоянную времени затухания апериодического тока, ударный коэффициент и ударный ток по формулам (4.2−4.4):

кА.

Ток КЗ в точке К2 рассчитывается аналогично. Для нее получаем следующие значения:

кА,, , кА.

4.3 Проверка выбранных сечений проводов на термическую стойкость Проверка сечений выбранных проводов проводится в соответствии с соотношением:

, (4.5)

где — тепловой импульс тока КЗ, А2•с;

• ток термической стойкости из справочника, кА.
• допустимое время действия тока термической стойкости, с.

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле:

, (4.6)

где — ток КЗ протекающий по линии, кА;

• время отключения головного выключателя релейной защиты, с.

Принимаем время отключения с.

Ток термической стойкости и допустимое время его действия для разных сечений СИП-3 указаны в таблице 4.1.

Рассчитаем токи КЗ на всех участков линий аналогично пункту 4.2. Для участка 1 ток КЗ равен:

кА.

Следовательно:

кА2•с.

Получаем что 1,88 кА2•с < 10,24 кА2•с. Условие выполняется.

Полученные значения токов КЗ, допустимого времени действия тока КЗ, тепловой импульс тока КЗ по участкам заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.1 — Токи термической стойкости и допустимое время его действия

Сечение провода, мм2	Ток термической стойкости, кА	Время действия тока термической стойкости, с	Тепловой импульс тока термической стойкости, кА2•с
	3,2		10,24
	4,3		18,49
	6,4		40,96
	8,6		73,96

Таблица 4.2 — Токи КЗ по участкам линии

№ линии	кА	кА2•с	кА2•с
	1,69	1,71	10,24
	1,43	1,23	18,49
	1,55	1,44	18,49
	1,77	1,88	18,49
	2,09	2,62	10,24
	0,86	0,44	10,24
	0,87	0,45	10,24
	1,25	0,94	10,24
	1,61	1,66	10,24
	1,81	1,97	10,84
	2,09	2,62	10,24
	2,45	3,6	10,24
	2,71	4,41	18,49
	3,14	5,92	18,49
	4,95	14,7	18,49
	2,57	3,96	10,24
	2,98	5,33	10,24
	4,75	13,54	40,96
	1,702	1,74	40,96
	1,75	1,84	18,49
	2,07	2,57	18,49
	1,11	0,74	10,24
	1,11	0,74	10,24
	1,15	0,79	10,24
	1,13	0,77	10,24
	1,28	0,98	10,24
	2,85	4,87	10,24
	3,13	5,88	18,49
	3,56	7,60	18,49
	4,36	11,41	40,96
	3,56	7,6	18,49
	3,74	8,39	40,96

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры (КА) на ПС «Наумовка» 35/10 Кв

4.4.1 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ ПС «Наумовка»

На стороне 35 кВ выбираем комплектную трансформаторную подстанцию (КТП) блочную марки КТПБР-М-35/10−5АН-2×4000-Б-I-95-У1 Ровенского завода высоковольтной аппаратуры. Такая подстанция предназначена для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей. Схема электрических соединений и план-разрез комплектной ПС 35/10 кВ находятся в приложениях.

Коммутационная аппаратура на стороне 35 кВ выбирается по следующим условиям [18]:

по номинальному напряжению:

, (4.7)

где — номинальные напряжения электрической установки и где предполагается установка КА, кВ;

• номинальное напряжение КА, кВ;

2) по рабочему току:

, (4.8)

где — номинальный ток КА, А;

• максимальный рабочий ток, который может протекать через КА, А;

3) по конструктивному исполнению;

4) по динамической устойчивости:

, (4.9)

где — ток динамической устойчивости КА, кА;

• расчетный ударный ток при трехфазном КЗ, кА.

5) по термической устойчивости:

, (4.10)

где — тепловой импульс тока КЗ, (формула 4.6);

• ток термической стойкости из справочника, кА;
• допустимое время действия тока термической стойкости, с.

  Выбираем разъединитель РДЗ-35/1000УХЛ1.

Проверяем его по условиям 4.7−4.10.

1) по номинальному напряжению:

кВ, кВ, следовательно .

Условие выполняется.

2) по рабочему току:

А, А, следовательно ., Условие выполняется.

3) по конструктивному исполнению разъединитель наружной установки;

4) по динамической устойчивости:

кА, кА, .

Условие выполняется.

5) по термической устойчивости:

кА2•с, кА2•с.

Получаем что. Следовательно условие выполняется.

Выбираем выключатель вакуумный наружной установки ВБЗП-35−20/1000У1. Выключатели проверяются аналогично разъединителям и дополнительно выбираются по следующему условию:

• коммутационной способности на семеричный ток:

, (4.11)

где — действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени после начала расхождения дугогасильных контактов выключателя;

• номинальный ток при КЗ, который способен выключить выключатель.

Выбор выключателя сведен в таблицу 4.3. Как видно из этой таблицы выключатель подходит по всем условиям.

Выбираем предохранитель марки ПВТ104−35−100−3,2У1. Предохранители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

Для выбранного предохранителя кВ, для установки кВ., Условие выполняется.

2) по рабочему току:

В нашем случае А, А.

3) по роду установки:

предохранитель ПВТ104−35−100−3,2У1 наружной установки.

Условие выполняется., Таблица 4.3 — Выбор выключателя на высокой стороне

Расчетные параметры	Каталожные параметры
Наименование	Числовое значение	Наименование	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ		Номинальное напряжение, кВ
Максимальный рабочий ток, А	63,94	Номинальный ток, А
Ударный ток КЗ, кА	19,009	Ток динамической стойкости, кА
Тепловой импульс тока КЗ, А2•с	96,774	Тепловой импульс тока термической стойкости, А2•с
Периодическая составляющая тока КЗ, кА	12,7	Номинальный ток отключения, кА

Произведем выбор шины на стороне 35 кВ. Согласно сборные шины не выбираются по экономической плотности тока. Поэтому выбор будем производить по минимально допустимому сечению, по номинальному току и по условию динамической стойкости. Согласно рекомендациям сборные шины на стороне высокого напряжения ПС 35/10 кВ выполняют гибкими, и тем же проводом, что и питающую линию.

Питающая линия выполнена проводом марки АС-70 и рабочий ток в ней равен 63,94 А. Таким образом принимаем, что шины ОРУ 35 кВ будут изготовлены из провода марки АС-70.

Проверяем выбранную нами шину по следующим условиям:

1) по длительно допустимому току:

, (4.12)

А, А. Условие выполняется.

2) на термическую стойкость:

, (4.13)

мм2, мм2. Условие выполняется.

3) на динамическую стойкость:

, (4.14)

МПа МПа, следовательно условие выполняется.

Выбираем маслонаполненные трансформаторы тока марки ТОЛ-35III-УХЛ1 и напряжения марки ЗНОЛЭ-35-У1. Проверка выбранных трансформаторов тока и напряжения сведены в таблицы 4.4−4.5.

На стороне 35 кВ также нужно поставить ограничитель перенапряжений (ОПН), который будем выбирать в соответствии с [25]:

1) Для 35 кВ выбираем ОПН серии ОПН-ВР/TEL.

2) Так как возможна не симметрия нагрузки принимаем .

3) Для этого ограничителя по таблице из находим допустимое рабочее напряжение равное кВ.

4) Выбираем ОПН марки ОПН-ВР/TEL-35/40,5-УЧЛ1, предназначенный для внешней установки.

5) При номинальном разрядном токе равном кА остаточное напряжение для него составляет кВ.

6) Соответствующий вентильный разрядник III группы обеспечивает остаточное напряжение кВ.

Выбранный ОПН по всем параметрам подходит., Таблица 4.4 — Проверка трансформатора тока

Условие выбора	Параметры сети	Параметры трансформатора тока	Выполнение условия
	Наименование	Числовое значение	Наименование	Числовое значение
	Номинальное напряжение, кВ		Номинальное напряжение, кВ		Да
	Максимальный рабочий ток, А	63,94	Номинальный первичный ток А		Да
	Ударный ток, кА	19,009	Ток электодинамической стойкости,, кА		Да
	Тепловой импульс тока КЗ, А2•с	96,774	Тепловой импульс тока термической стойкости, А2•с		Да
	Номинальная нагрузка сети, Ом	1,17	Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора, Ом	1,2	Да

Таблица 4.5 — Проверка трансформатора напряжения

Условие выбора	Параметры сети	Параметры трансформатора тока	Выполнение условия
	Наименование	Числовое значение	Наименование	Числовое значение
	Номинальное напряжение, кВ		Номинальное напряжение, кВ		Да
	Номинальная мощность сети, В•А		Номинальная мощность в классе точности, В•А		Да

4.4.2 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ ТП «Наумовка»

На стороне 10 кВ условия выбора КА такие же, как для КА на высокой стороне ПС. Дополнительно на низкой стороне выбираем комплектные распределительные устройства (КРУ) и трансформатор собственных нужд (ТСН).

Выбираем комплектное распределительное устройство марки КРУ/TEL-10−16/400−1-У2. В состав КРУ включаем выключатель марки ВВ/TEL-10−12,5/630, ТСН маркой ТВП/10/0,1/0,22−225/2250, разъединитель марки РВЗ-10/630−1-УХЛ4, трансформатор тока ТОЛ-10−1У2, трансформатор напряжения марки ЗНОЛ.06−10У3, ограничитель перенапряжения марки ОПН-КР/TEL-10/11,5-УХЛ1.Параметры выбранной аппаратуры приведены в таблицах 4.6−4.10. Из таблиц видно, что по всем проверкам выбранная аппаратура подходит.

Таблица 4.6 — Параметры КРУ/ТЕL-10−16/400−1-У2

Наименование параметра	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток главных цепей, А
Ток термической стойкости протекающий в течении 3 с, кА
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА	41,0

Таблица 4.7 — Параметры разъединителя марки РВЗ-10/630−1-УХЛ4

Наименование параметра	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Ток термической стойкости протекающий в течении 3 с, кА
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА	51,0

Таблица 4.8 — Параметры выключателя ВВ/TEL-10−12,5/630

Расчетные параметры	Каталожные параметры
Наименование	Числовое значение	Наименование	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ		Номинальное напряжение, кВ
Максимальный рабочий ток, А	106,9	Номинальный ток, А
Ударный ток КЗ, кА	17,296	Ток динамической стойкости, кА
Тепловой импульс тока КЗ, А2•с	362,91	Тепловой импульс тока термической стойкости, А2•с	468,75
Периодическая составляющая тока КЗ, кА	6,119	Номинальный ток отключения, кА	12,5

ТСН имеет следующие параметры:

• номинальное напряжение: 10 кВ;
• номинальные вторичные линейные напряжения соответствующих обмоток: 100/220 В;
• класс точности по напряжению 100 В: 0,5;
• мощность стовольтовой обмотки в классе точности 0,5: 225 В•А;

— — мощность максимальной обмотки напряжением 220 В: 2250 В•А.

Таблица 4.9 — Параметры трансформатора тока ТОЛ-10−1У2

Наименование параметра	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Ток термической стойкости протекающий в течении 1 с, кА	12,5
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА	31,8
Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора, Ом

Таблица 4.10 — Параметры трансформатор напряжения марки ЗНОЛ.06−10У3

Наименование параметра	Числовое значение
Номинальное напряжение, кВ
Номинальная мощность в классе точности, В•А

Таблица 4.11 — Параметры ограничителя перенапряжения марки ОПН-КР/TEL-10/11,5-УХЛ1

Наименование параметра	Числовое значение
Класс напряжения, кВ
Длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	11,5
Номинальный разрядный ток, кА
Остаточное напряжение, кВ	35,8
Группа вентильного разрядника	IV
Остаточное напряжение разрядника, кВ

5 НАДЕЖНОСТЬ

5.1 Расчет параметров надежности до реконструкции Преобразуем нашу схему для расчета основных параметров надежности. Исходя из того, что сеть не резервируемая и отказ любого элемента приводит к отказу всей сети на время ремонта или оперативных переключений, то схема соединений элементов по надежности будет последовательной (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 — Схема замещения для расчета параметров надежности до реконструкции Основными параметрами надежности являются [26]:

• погонная частота отказов .

Для проводов маркой, А и АС год-1/км.

• частота отказа:

год-1, (5.1)

где — длина участка, км.

• вероятность отказа:

, (5.2)

где — промежуток времени, за который рассчитывается вероятность отказа, в нашем случае год.

• недоотпуск электроэнергии:

кВт•ч/год, (5.3)

где — среднее время восстановления электроснабжения, ч.

Для проводов маркой, А и АС время ремонта участка линии ч. Время переключений ч зависит от категории потребителей находящихся на этом участке, есть ли резерв и чем этот резерв обеспечивается. В нашем случае для потребителей первой категории резерв обеспечивается при помощи выключателя, а для потребителей второй категории разъединителем, следовательно: ч, ч.

Рассмотрим расчет параметров надежности на примере участка № 10. На этом участке протекает мощность от ТП 418 равная 67,2 кВт. К этому участку подключены потребители только III категории, следовательно, время восстановления электроснабжения для этих потребителей равняется времени ремонта часов. Параметры надежности для этого участка имеют следующие значения:

год-1,

кВт•ч/год.

Аналогично рассчитываем параметры надежности для остальных участков сети. Полученные значения заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 — Параметры надежности до реконструкции

№ участка	Частота отказа, год-1	Вероятность отказа	Недоотпуск электроэнергии, кВт•ч/год
	0,2	0,181	1673,58
	0,125	0,118	1045,99
	0,1	0,095	836,79
	0,1	0,095	836,79
	0,05	0,049	418,39
	0,6	0,451	5020,73
	0,075	0,0722	627,59
	0,125	0,118	1045,99
	0,1	0,095	836,79
	0,1	0,095	836,79
	0,2	0,181	1673,58
	0,175	0,161	1079,11
	0,05	0,488	308,32
Суммарное значение по линии		1,759	15 612,84
	0,125	0,118	234,54
	0,175	0,161	328,36
	0,075	0,0723	140,73
Суммарное значение по линии	0,375	0,35	703,63
	0,125	0,118	778,36
	0,125	0,118	778,36
	0,1	0,095	622,69
	0,125	0,118	778,36
	0,1	0,095	622,69
	0,1	0,095	622,69
	0,1	0,095	622,69
	0,25	0,221	1556,71
	0,725	0,516	4514,47
	0,025	0,247	155,67
	0,225	0,201	1401,04
	0,15	0,139	934,03
	0,05	0,488	311,34
	0,175	0,161	1089,69
	0,1	0,095	622,69
Суммарное значение по линии	2,475	2,139	15 411,45
Общее суммарное значение	4,85	4,248	31 727,93

5.2 Расчет параметров надежности после реконструкции На рисунке 5.2 изображена схема замещения для расчетов параметров надежности после реконструкции. Параметры надежности рассчитываются аналогично пункту 5.1. Для изолированных проводов маркой СИП-3 время ремонта участка линии ч. Время переключения остается таким же. Погонная частота отказов принимается равной год-1/км. Полученные значения параметров сведены в таблицу 5.2.

Рисунок 5.2 — Схема замещения для расчета параметров надежности после реконструкции., Таблица 5.2 — Параметры надежности после реконструкции

№ участка	Частота отказа, год-1	Вероятность отказа	Недоотпуск электроэнергии, кВт•ч/год
	0,0125	0,0124	11,47
	0,0125	0,124	11,47
	0,0125	0,0124	11,47
	0,0094	0,0093	8,602
	0,0063	0,0062	5,73
	0,075	0,0723	68,82
	0,016	0,0155	14,34
	0,0094	0,0093	8,602
	0,0125	0,0124	11,47
	0,125	0,0124	11,47
Суммарное значение по линии	0,291	0,175	163,44
	0,034	0,034
	0,0156	0,0155	15,49
	0,0219	0,0216	21,69
	0,0094	0,0093	9,296
	0,066	0,064