Загрузка...
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 потребителя
Исходные данные
Количество, шт.
PД,
кВт
PВ,
кВт
K0
1. Одноквартирный жилой дом
11
3,5
6
—
2. Двухквартирный жилой дом
22
3,5
6
0,75
3. Магазин продовольственный
2
10,0
10
—
4. Водокачка
1
15,0
1
—
5. Котельная
1
15,0
15
—
6. магазин промышленный
1
2,0
4
—
7. Насосная
1
20,0
20
—
8. Столовая
1
12,0
5
—
9. Пожарная часть
1
9,0
4
—
10. Восьмиквартирный жилой дом
1
3,5
6
0,46
Фидер №1
По формуле (1.5) мощность на участке
17-18 в часы вечернего максимума:
= 6 + 2,4 = 8,4 кВт.
На участке 16-17
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 9 + 5,1 = 14,1 кВт.
На участке 15-16
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 14,1+ 5,4 = 19,5 кВт.
На участке 14-15
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 19,5 +5,4 = 24,9 кВт.
На участке 13-14
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 24,9+ 5,4 = 30,3 кВт
На участке 12-13
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 30,3 + 6 = 36,3 кВт.
На участке 11-12
расчётная нагрузка по формуле (1.5):
= 36,3 + 5,4 = 41,7 кВт.
На участке 5-11 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 41,7 + 5,4 = 47,1 кВт.
На участке 9-10
расчётная нагрузка по формуле (1.2):
кВт.
На участке 8-9 расчётная
нагрузка по формуле (1.2):
кВт.
На участке 7-8 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 13,92 + 0,6 = 14,52
кВт.
На участке 6-7 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 14,52 + 3,6 = 18,12
кВт.
На участке 5-6 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 18,12 + 3,6 = 21,72
кВт.
На участке 4-5 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 47,1 + 13,5+5,4 = 66
кВт.
На участке 3-4 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 66 + 5,4 = 71,4 кВт.
На участке 19-20
расчётная нагрузка по формуле (1.2):
кВт.
На участке 3-19
расчётная нагрузка по формуле (1.2):
кВт.
На участке 2-3 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
=71,4 + 20,4 + 5,4 =
97,2 кВт.
На участке 0-2 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 97,2 + 2,4 = 99,6 кВт.
Фидер №2
По формуле (1.5)
мощность на участке 0-1 в часы вечернего максимума:
= 20 + 9,2 = 29,2 кВт.
Фидер №3
Для удобства расчета
примем для 3-х квартир по формуле (1.2):
кВт.
для 4-х квартир по
формуле (1.2):
кВт.
По формуле (1.5) мощность на участке
8-9 в часы вечернего максимума:
= 10 + 3 = 13 кВт.
На участке 7-8 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 13 + 5,4 = 18,4 кВт.
На участке 6-7 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 18,4 + 7 = 25,4 кВт.
На участке 5-6 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 25,4 + 7 = 32,4 кВт.
На участке 4-5 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 32,4 + 8,5 = 40,9 кВт.
На участке 3-4 расчётная
нагрузка по формуле (1.5):
= 40,9 + 7 = 47,9 кВт.
На участке 2-3 расчетная
нагрузка по формуле (1.5):
= 47,9 + 7 = 54,9 кВт.
На участке 1-2 расчетная
нагрузка по формуле (1.5):
= 54,9 + 7 = 61,9 кВт.
На участке 0-1 1
расчетная нагрузка по формуле (1.5):
= 61,9 + 7 = 68,9 кВт.
Нагрузку уличного освещения
определяют исходя из удельной нормы уличного освещения по /5, стр. 49/ и общей
длины улицы:
, (1.6)
Уличное освещение осуществляется от
фидера №1 600 м и фидера №3 — 400 м (норма уличного освещения-8 Вт/м). По
формуле (1.6):
кВт,
тогда 
99,6
+ 4,8 = 104,4 кВт.
кВт,
тогда 
68,9
+ 3,2 = 72,1 кВт.
Суммарная активная
нагрузка ТП по формуле (1.5):
= 104,4 + 18,4 + 49,4 =
172,2 кВт.
Полная расчётная
мощность ТП со смешанной нагрузкой при коэффициенте мощности 0,83 по формуле
(1.4):
= 
=
207,5 кВ*А
На ТП установлен трансформатор типа
ТМ 250/10 мощностью 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 участка
Р, кВт
S,
кВ*А
дневн.
вечерн.
дневн.
вечерн.
1
2
3
4
5
Фидер №1
0 — 2
66,0
99,6
82,5
120,0
2 — 3
64,7
97,2
81,0
117,0
3 — 19
11,2
31,9
12,4
34,7
19 — 20
8,8
25,2
9,8
27,4
3 — 4
54,9
71,4
68,6
86,0
4 — 5
51,7
66,0
64,6
79,5
5 — 6
22,0
21,7
27,5
26,2
6 — 7
20,0
18,1
25,0
21,8
7 — 8
18,0
14,5
22,5
17,5
8 — 9
4,9
13,9
5,4
15,1
9 — 10
4,0
11,5
4,5
12,5
5 — 11
35,9
47,1
44,9
56,8
11 — 12
32,8
41,7
41,0
50,2
12 — 13
29,6
36,3
37,0
43,7
13 — 14
23,6
30,3
29,5
36,5
14 — 15
20,5
24,9
25,6
30,0
15 — 16
17,3
19,5
21,6
23,5
16 — 17
14,2
14,1
17,7
17,0
17 — 18
11,0
8,4
13,8
10,1
Освещение
—
4,8
—
5,9
Фидер №2
0 — 1
29,2
29,2
36,5
35,2
Фидер №3
0 — 1
39,2
68,9
49,0
74,9
1 — 2
36,7
61,9
45,8
67,3
2 — 3
34,2
54,9
42,7
59,7
3 — 4
31,7
47,9
39,6
52,1
4 — 5
29,2
40,9
36,4
44,5
далее рассматривается второй вариант
схемы электроснабжения населённого пункта с изменением её конфигурации. Изменяя
конфигурацию сети (см. рис. 1.2), тем самым, уменьшая протяжённость линий,
питающихся от одной ТП, добиваясь равномерного распределения нагрузки по
фидерам, за счёт изменения месторасположения ТП на местности (изменяя центр
электрических нагрузок) и уменьшения её мощности, заменяя провода малого
сечения на более большее сечение — тем самым, можно получить наивыгоднейший
вариант схемы электроснабжения.
Расчет центра питания
определяется по следующими формулам:
(1.7)
(1.8)
где 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 потребителя
Исходные данные
количество, шт.
PД,
кВт
PВ,
кВт
K0
1. Одноквартирный жилой дом
11
3,5
6
—
2. Двухквартирный жилой дом
22
3,5
6
0,75
3. Магазин продовольственный
2
10,0
10
—
4. Водокачка
1
15,0
1
—
1
15,0
15
—
6. магазин промышленный
1
2,0
4
—
7. Насосная
1
20,0
20
—
8. Столовая
1
12,0
5
—
9. Пожарная часть
1
9,0
4
—
10. Восьмиквартирный жилой дом
1
3,5
6
0,46
Результаты расчётов дневных,
вечерних и полных нагрузок второго варианта схемы электроснабжения участка
населённого пункта, питающегося от ТП «Заречная», представлены в таблице 1.4.
Таблица 1.4. Результаты расчётов
нагрузок предлагаемого варианта схемы
Номер участка
Р, кВт
S,
кВ*А
дневн.
вечерн.
дневн.
вечерн.
1
2
3
4
5
Фидер №1
0 — 1
37,2
71,0
30,0
59,0
1 — 2
3,1
9,0
2,8
8,3
1 — 3
24,0
52,3
19,2
43,4
3 — 4
10,2
29,1
9,2
26,8
4 — 5
8,8
25,2
8,0
23,2
5 — 6
7,8
22,3
7,0
20,5
6 — 7
6,4
18,3
5,8
16,8
7 — 8
4,9
13,9
4,4
12,8
3 — 9
14,7
28,3
11,8
23,5
9 — 10
7,8
22,3
7,0
20,5
10 — 11
6,4
18,3
5,8
16,8
11 — 12
4,9
13,9
4,4
12,8
1 — 13
18,2
21,3
14,5
17,7
По /1, стр. 8/ с учётом
экономических интервалов и допустимых систематических перегрузок, выбираем для
ТП «Заречная» трансформатор типа ТМ-160/10 номинальной мощностью 160 кВ*А с
коэффициентом загрузки равном 1,13.
1.2 электрический расчет
вариантов схем электроснабжения
Электрический расчёт вариантов схем
электрических сетей низкого напряжения проводится с целью выявления потерь в воздушных
линиях и силовых трансформаторах 10/0,4 кВ, а также уровня падения напряжения
от шин на вводах ТП до удалённых участков сети 0,38 кВ. Для этого в линиях
определяются расчётные токи по естественному токораспределению, принятому для
разомкнутой сети с учётом законов Кирхгофа в максимумы нагрузок и выбираются
сечения и марки проводов.
Расчётный ток определяется по
формуле:
, (1.9)
где 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 фидера
Номер участка
Марка провода
Длина, км
Расчётные данные
Pм,
кВт
I,
А
∆W,
кВт*ч/год
∆U,
%
Фидер №1
0-2
СИП-50
0,08
188,3
344,7
12202,2
6,45
2-3
СИП-50
0,04
184,3
337,4
5844,6
3,15
3-19
СИП-50
0,04
49,3
81,6
439,4
0,85
19-20
СИП-50
0,04
31,3
51,8
177,0
0,54
3-4
СИП-50
0,04
126,0
230,7
3513,4
2,51
4 -5
СИП-50
0,04
117,0
214,2
3029,4
2,33
5-6
СИП-35
0,04
34,0
62,3
511,7
1,10
6-7
СИП-35
0,04
28,0
51,3
347,0
0,91
7-8
СИП-35
0,04
22,0
40,3
214,2
0,71
8-9
СИП-35
0,04
21,0
34,8
159,6
0,62
9-10
СИП-35
0,04
15,0
24,8
81,4
0,45
5-11
СИП-50
0,04
74,0
135,5
1211,9
1,47
11-12
СИП-50
0,04
65,0
119,0
935,0
1,29
12-13
СИП-50
0,04
56,0
102,6
694,0
1,11
13-14
СИП-50
0,04
46,0
84,2
468,3
0,91
14-15
СИП-50
0,04
37,0
67,8
303,0
0,74
15-16
СИП-50
0,04
28,0
51,3
173,5
0,56
16-17
СИП-50
0,04
19,0
34,8
79,9
0,38
17-18
СИП-50
0,04
10,0
18,3
22,1
0,20
Итого до наиболее удаленной точки сети
21,10%
Фидер №2
0-1
СИП-50
0,08
35,0
64,1
760,1
1,74
1-2
СИП-50
0,04
15,0
30,4
85,4
0,41
Итого до наиболее удаленной точки сети
2,15%
Фидер №3
0-1
СИП-50
0,04
132,0
241,9
5408,3
3,29
1-2
СИП-50
0,04
117,0
214,4
4248,3
2,91
2-3
СИП-50
0,04
102,0
186,9
3228,1
2,54
3-4
СИП-50
0,04
87,0
159,5
2350,3
2,17
4-5
СИП-50
0,04
72,0
132,0
1609,4
1,79
5-6
СИП-50
0,04
54,0
99,0
905,3
1,34
6-7
СИП-50
0,04
39,0
71,5
472,0
0,97
СИП-50
0,04
24,0
44,0
178,6
0,60
8-9
СИП-50
0,04
15,0
27,5
69,9
0,37
Итого до наиболее удаленной точки сети
15,98%
Таблица 1.6. Результаты
электрического расчёта предлагаемого варианта схемы
Номер фидера
Номер участка
Марка провода
Длина, км
Расчётные данные
Pм,
кВт
I,
А
∆W,
кВт*ч/год
∆U,
%
Фидер №1
0-1
СИП-50
0,04
153
280,4
5189,6
3,05
1-2
СИП-50
0,04
12
22,0
64,0
0,39
1-3
СИП-50
0,04
109
199,8
3689,5
2,71
3-4
СИП-50
0,04
54
89,3
736,7
1,20
4 -5
СИП-50
0,04
45
74,4
511,8
1,00
5-6
СИП-50
0,04
36
59,5
327,2
0,80
6-7
СИП-50
0,04
27
44,6
184,2
0,60
7-8
СИП-50
0,04
18
29,8
82,0
0,40
3-9
СИП-50
0,04
46
84,4
658,0
1,15
9-10
СИП-50
0,04
36
59,5
327,2
0,80
10-11
СИП-50
0,04
27
44,6
184,2
0,60
11-12
СИП-50
0,04
18
29,8
82,0
0,40
1-13
СИП-50
0,04
31
56,8
425,7
1,00
13-14
СИП-50
0,04
25
45,8
277,1
0,81
14-15
СИП-50
0,04
19
34,9
160,3
0,62
15-16
СИП-50
0,04
10
18,3
44,3
0,32
Итого до наиболее удаленной точки сети
9,75%
Фидер №2
0-1
СИП-50
0,08
70,3
128,8
3066,4
3,5
1-2
СИП-50
0,04
55,3
101,4
949,8
1,38
2-3
СИП-50
0,04
35,3
64,7
386,6
0,88
3-4
СИП-50
0,04
26,3
48,2
214,9
0,66
Итого до наиболее удаленной точки сети
6,41%
Фидер №3
0-1
СИП-50
0,04
132
241,9
5408,3
3,29
1-2
СИП-50
0,04
45
74,4
511,8
1,00
2-3
СИП-50
0,04
30
49,6
227,5
0,67
3-4
СИП-50
0,04
15
24,8
56,9
0,33
1-5
СИП-50
0,04
72
132,0
1609,4
1,79
5-6
СИП-50
0,04
54
99,0
905,3
1,34
6-7
СИП-50
0,04
39
71,5
472,0
0,97
7-8
СИП-50
0,04
24
44,0
178,6
0,60
Итого до наиболее удаленной точки сети
7,99%
Суммарные потери по второму варианту
составили 26931,3 кВт*ч/год, что на 22792,1 кВт*ч/год меньше, чем в первом
варианте
Определим потери электроэнергии в
силовых трансформаторах:
, (1.14)
где 
—
потери холостого хода трансформатора, кВт;
T
— продолжительность работы трансформатора, ч;
— потери короткого
замыкания, кВт;
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 оборудования
Единица измерения
количество
Сметная стоимость, тыс. руб.
единицы
общая
1. Провод АС-25
м
800
0,025
20,00
2. Провод А-35
м
1920
0,034
64,51
3. Провод АС-35
м
1920
0,047
90,24
4. Провод АС-50
м
480
0,062
29,76
5. Трансформатор ТМ-250
шт.
1
93,42
93,42
Итого:
297,93
К=Коб + Ксмр +Кпр = 297,93 +238,34
+59,59= 595,86 тыс. руб.
Таблица 1.13. Сметная стоимость
оборудования
Наименование оборудования
Единица измерения
количество
Сметная стоимость, тыс. руб.
единицы
общая
1. СИП-3х35+1х37+1х16
м
800
0,125
100
2. СИП-3х50+1х54,4+1х16
м
3680
0,187
688,16
3. СИП-3х25+1х32
м
238
0,080
19,04
4. Трансформатор ТМ-160
шт.
1
70,870
70,87
Итого:
908,07
К=Коб + Ксмр +Кпр = 908,07+ 177,63 +
44,41 = 1130,11 тыс. руб.
ежегодные эксплуатационные издержки
на воздушные линии 0,38 кВ для первого и второго вариантов схем
электроснабжения по формуле (1.19):
тыс. руб./год;
тыс. руб./год.
Издержки, связанные с
потерями электроэнергии в сетях, для первого и второго вариантов по формуле
(1.20):
руб./год;
руб./год.
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)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
квт. ч/год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0-1
АС-70
70
0,332
0,4
0,6
10
2361
1581
2500
19 681,9
1_2
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
2258
1512
2500
22 502,4
2_3
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
2235
1497
2500
22 050,0
3_4
АС-70
70
0,332
0,4
0,65
10
2174
1456
2500
18 080,0
4_5
АС-70
70
0,332
0,4
3
10
1464
980
2500
37 829,9
Таблица 3.3. Расчет потерь
напряжения Ф-4 Вознесеновка (вечерний максимум)
участок
Провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
0-1
АС-70
70
0,332
0,4
0,6
10
1771
1581
2500
0,73
1_2
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
1648
1512
2500
0,86
2_3
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
1625
1497
2500
0,85
3_4
АС-70
70
0,332
0,4
0,65
10
1564
1456
2500
0,72
4_5
АС-70
70
0,332
0,4
3
10
1464
980
2500
2,63
5_6
АС-70
70
0,332
0,4
0,15
10
1381
925
2500
0,12
6_7
АС-70
70
0,332
0,4
0,1
10
1320
884
2500
0,08
7_8
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1259
843
2500
0,30
8_9
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1099
736
2500
0,26
9_10
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1075
720
2500
0,26
10_11
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1052
704
2500
0,25
11_12
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
892
597
2500
0,21
12_13
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
831
556
2500
0,20
13_14
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
770
515
2500
0,18
14_15
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
747
500
2500
0,18
15_16
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
686
459
2500
0,16
16_17
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
663
444
2500
0,16
17_18
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
403
2500
0,14
18_19
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
589
394
2500
0,14
19-20
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
489
327
2500
0,12
20_21
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
428
286
2500
0,10
21_22
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
415
278
2500
0,10
22_23
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
392
262
2500
0,09
23_24
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
331
222
2500
0,08
24_25
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
293
196
2500
0,07
25_26
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
193
129
2500
0,05
26_27
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
83
55
2500
0,02
итого:
9,09
0-1
АС-70
70
0,332
0,4
0,6
10
1050
703,5
2500
0,38
1_2
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
927
621
2500
0,42
2_3
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
904
605
2500
0,41
3_4
АС-70
70
0,332
0,4
0,65
10
843
564
2500
0,33
4_28
АС-70
70
0,332
0,4
0,25
10
743
497
2500
0,11
28_29
АС-70
70
0,332
0,4
11,2
10
583
390
2500
3,91
29-30
АС-70
70
0,332
0,4
1,05
10
522
349
2500
0,33
30-31
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
461
308
2500
0,11
31-32
АС-70
70
0,332
0,4
0,55
10
361
241
2500
0,12
32-33
АС-70
70
0,332
0,4
0,55
10
261
174
2500
0,09
33-34
АС-70
70
0,332
0,4
0,2
10
83
55,6
2500
0,01
итого:
6,21
Таблица 3.4. Расчет потерь
электроэнергии Ф-4 Вознесеновка (дневной максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
квт. ч/год
0-1
АС-70
70
0,332
0,4
0,6
10
2469
1851
2500
23 212,5
1_2
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
2266
1699
2500
24 442,4
2_3
АС-70
70
0,332
0,4
0,75
10
2245
1683
2500
23 988,8
3_4
АС-70
70
0,332
0,4
0,65
10
2185
1638
2500
19 693,7
4_5
АС-70
70
0,332
0,4
3
10
1398
1048
2500
37 208,4
5_6
АС-70
70
0,332
0,4
0,15
10
1339
1004
2500
1 707,0
6_7
АС-70
70
0,332
0,4
0,1
10
1279
959
2500
1 038,3
7_8
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1220
915
2500
3 779,5
8_9
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1065
798
2500
2 878,2
9_10
АС-70
0,332
0,4
0,4
10
1043
782
2500
2 761,7
10_11
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
1022
766
2500
2 651,0
11_12
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
867
650
2500
1 908,2
12_13
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
807
605
2500
1 653,2
13_14
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
748
561
2500
1 420,7
14_15
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
726
544
2500
1 337,5
15_16
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
667
500
2500
1 129,3
16_17
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
645
483
2500
1 055,2
17_18
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
586
439
2500
871,3
18_19
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
573
429
2500
832,7
19-20
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
475
356
2500
572,6
20_21
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
416
312
2500
439,4
21_22
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
403
302
2500
412,2
22_23
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
382
285
2500
368,5
23_24
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
322
241
2500
262,9
24_25
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
285
214
2500
206,4
25_26
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
187
140
2500
88,7
26_27
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
80
60
2500
16,3
5_28
АС-70
70
0,332
0,4
0,25
10
847
634
2500
1 136,1
28_29
АС-70
70
0,332
0,4
11,2
10
691
518
2500
33 937,3
29-30
АС-70
70
0,332
0,4
1,05
10
632
474
2500
2 662,4
30-31
АС-70
70
0,332
0,4
0,4
10
572
429
2500
830,8
31-32
АС-70
70
0,332
0,4
0,55
10
476
357
2500
791,1
32-33
АС-70
70
0,332
0,4
0,55
10
379
284
2500
501,2
33-34
АС-70
70
0,332
0,4
0,2
10
80
60
2500
8,1
итого:
195 803,8
Таблица 3.5. Расчет потерь
напряжения Ф-4 Вознесеновка (дневной максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
0-1
АС-70
70
0,3316
0,4
0,6
10
1776
1332
2500
0,67
1_2
АС-70
70
0,3316
0,4
0,75
10
1574
1180
2500
0,75
2_3
АС-70
70
0,3316
0,4
0,75
10
1554
1165
2500
0,74
3_4
АС-70
70
0,3316
0,4
0,65
10
1494
1120
2500
0,61
4_5
АС-70
70
0,3316
0,4
3
10
1398
1048
2500
5_6
АС-70
70
0,3316
0,4
0,15
10
1339
1004
2500
0,13
6_7
АС-70
70
0,3316
0,4
0,1
10
1279
959
2500
0,08
7_8
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
1220
915
2500
0,31
8_9
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
1065
798
2500
0,27
9_10
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
1043
782
2500
0,26
10_11
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
1022
766
2500
0,26
11_12
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
867
650
2500
0,22
12_13
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
807
605
2500
0,20
13_14
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
748
561
2500
0,19
14_15
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
726
544
2500
0,18
15_16
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
667
500
2500
0,17
16_17
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
645
483
2500
0,16
17_18
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
586
439
2500
0,15
18_19
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
573
429
2500
0,14
19-20
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
475
356
2500
0,12
20_21
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
416
312
2500
0,11
21_22
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
403
302
2500
0,10
22_23
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
381,5
285
2500
0,10
23_24
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
322
241
2500
0,08
24_25
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
285
214
2500
0,07
25_26
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
187
140
2500
0,05
26_27
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
80
60
2500
0,02
итого:
8,78
0-1
АС-70
70
0,3316
0,4
0,6
10
1224
918
2500
0,46
1_2
АС-70
70
0,3316
0,4
0,75
10
1022
766
2500
0,48
2_3
АС-70
70
0,3316
0,4
0,75
10
1001
750
2500
0,47
3_4
АС-70
70
0,3316
0,4
0,65
10
942
706
2500
0,39
4_28
АС-70
70
0,3316
0,4
0,25
10
846,5
634
2500
0,13
28_29
АС-70
70
0,3316
0,4
11,2
10
691
518
2500
4,89
29-30
АС-70
70
0,3316
0,4
1,05
10
632
474
2500
0,42
30-31
АС-70
70
0,3316
0,4
0,4
10
572
429
2500
0,14
31-32
АС-70
70
0,3316
0,4
0,55
10
476
357
2500
0,17
32-33
АС-70
70
0,3316
0,4
0,55
10
284
2500
0,13
33-34
АС-70
70
0,3316
0,4
0,2
10
80
60
2500
0,01
итого:
7,70
Таблица 3.6. Расчет существующей
схемы фидера 4-Вознесеновка
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
1,26
0,4
0,6
10
2469
1851
2500
88 207,3
1_2
АС-25
25
1,26
0,4
0,75
10
2266
1699
2500
92 881,0
2_3
АС-25
25
1,26
0,4
0,75
10
2245
1683
2500
91 157,5
3_4
АС-25
25
1,26
0,4
0,65
10
2185
1638
2500
74 836,1
4_5
АС-25
25
1,26
0,4
3
10
1398
1048
2500
141 391,8
5_6
АС-25
25
1,26
0,4
0,15
10
1339
1004
2500
6 486,5
6_7
АС-25
25
1,26
0,4
0,1
10
1279
959
2500
3 945,5
7_8
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
1220
915
2500
14 362,1
8_9
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
1065
798
2500
10 937,1
9_10
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
1043
782
2500
10 494,6
10_11
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
1022
766
2500
10 073,9
11_12
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
867
650
2500
7 251,3
12_13
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
807
605
2500
6 282,3
13_14
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
748
561
2500
5 398,8
14_15
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
726
544
2500
5 082,6
15_16
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
667
500
2500
4 291,3
16_17
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
645
483
2500
4 009,9
17_18
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
586
439
2500
3 310,8
18_19
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
573
429
2500
3 164,2
19-20
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
475
356
2500
2 176,0
20_21
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
416
312
2500
1 669,9
21_22
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
403
302
2500
1 566,2
22_23
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
381,5
285
2500
1 400,4
23_24
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
322
241
2500
999,0
24_25
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
285
214
2500
784,4
25_26
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
187
140
2500
337,0
26_27
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
80
60
2500
61,8
5_28
АС-25
25
1,26
0,4
0,25
10
846,5
634
2500
4 317,2
28_29
АС-25
25
1,26
11,2
10
691
518
2500
128 961,8
29-30
АС-25
25
1,26
0,4
1,05
10
632
474
2500
10 117,2
30-31
АС-25
25
1,26
0,4
0,4
10
572
429
2500
3 157,1
31-32
АС-25
25
1,26
0,4
0,55
10
476
357
2500
3 006,2
32-33
АС-25
25
1,26
0,4
0,55
10
379
284
2500
1 904,6
33-34
АС-25
25
1,26
0,4
0,2
10
80
60
2500
30,9
Схема фидера 1-Эдэрмык.
Рис. 2.3
Таблица 3.7. Расчет
потерь напряжения и электроэнергии Ф-1 Эдэрмык (вечерний максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
0,59
0,4
0,3
10
194
130
2500
0,05
118,4
1_2
АС-25
25
0,59
0,4
0,65
10
133
89,4
2500
0,07
120,8
итого:
0,12
итого:
239,2
Таблица 3.8. Расчет потерь
напряжения и электроэнергии Ф-1 Эдэрмык (дневной максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
0,592
0,4
0,3
10
188
141
2500
0,05
119,5
1_2
АС-25
25
0,592
0,4
0,65
10
128
96
2500
0,07
120,7
итого:
0,12
итого:
240,2
Схема фидера 3 — Куорка
Рис. 2.4
Таблица 3.9. Расчет
потерь напряжения и электроэнергии Ф-3 — Куорка (вечерний максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
1,26
0,4
0,6
10
269
180
2500
0,25
971,1
1_2
АС-25
25
1,26
0,4
4,5
10
169
113
2500
1,16
2 874,6
2_3
АС-25
25
1,26
0,4
8
10
146
97,8
2500
1,78
3 814,1
3_4
АС-25
25
1,26
0,4
4
10
20,8
13,9
2500
0,13
38,5
итого:
3,32
итого:
7 698,3
S01в=P01веч/
=269/0.8=324
кВА
I01=S01 /
*Uн=324/
*10=18,7 А
Таблица 3.10. Расчет
потерь напряжения и электроэнергии Ф-3 Куорка (дневной максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
1,26
0,4
0,6
10
260
195
2500
0,24
978,4
1_2
АС-25
25
1,26
0,4
4,5
10
163
122
2500
1,14
2 865,3
2_3
АС-25
25
1,26
0,4
8
10
141
106
2500
1,76
3 832,9
3_4
АС-25
25
1,26
0,4
4
10
20
15
2500
0,12
38,6
итого:
3,27
S01д=P01д/=260/0.8=325
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)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
0-1
АС-25
25
0,592
0,4
12
10
20,4
16,32
2500
0,22
63,37
1_2
АС-25
25
0,592
0,4
12,8
10
12,4
9,92
2500
0,14
23,4
итого:
0,15
Таблица 3.12. Расчет потерь
напряжения и электроэнергии Ф-5 АВМ (дневной максимум)
участок
провод
сече-
Ro
Xo
L
Uн
Р
Q
Tm
U
W
кабель
ние
Ом/км
Ом/км
км
кВ
кВт
Квар
час.
%
квт. ч/год
0-1
АС-25
25
0,592
0,4
12
10
17,1
13,68
2500
0,21
59,21
1_2
АС-25
25
0,592
0,4
12,8
10
8,4
6,4
2500
0,09
10,35
итого:
0,17
2.4 Выбор проводов и
марок проводов ВЛ-10 кВ
Фидер №1 Эдэрмык
Полная расчетная мощность:
S01в=P01веч/=194/0.83=241,25
кВА
ток на головном участке:
I01=S01в /
*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:
Ррасч’ТП = 2469+ Р доб
(234,4) + Р доб(269)+Р (20,4) = 2469+200+204+17=2890 кВт
Полная расчётная
мощность ПС со смешанной нагрузкой при коэффициенте мощности 0,83 
=
2890/0,83= 3481 кВ*А.
Так как на ПС 35/10 для
увеличения надежности потребителей устанавливают два транс форматора то каждый
из трансформаторов должен выдерживать перегрузку равную полной мощности
потребителей на период устранения неполадок.
Номинальная мощность
силового трансформатора 35/10 кВ для ПС определяется по экономическим
интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок при
температуре охл. воздуха -10 град. (Сибирь).
выбираем мощность
трансформаторов на ПС: Sтп=2*2500
кВА.
Коэффициент загрузки
одного трансформатора Кз=S/Sном=341/2500=1,39 <Кздоп=1,4
окончательно принимаем
трансформатор мощностью 2500 кВА
2.6
Технико-экономический сравнение вариантов схемы по зоне действия опорной
подстанции
капитальные затраты сводятся в
таблицы 2.6 и 2.7 для первого и второго вариантов схем электроснабжения
соответственно.
Таблица 3.13. капитальные затраты
Наименование оборудования
Единица измерения
количество
Сметная стоимость, тыс. руб.
единицы
общая
1. Провод АС-25
км
24,00
25
600
Итого:
600
ежегодные эксплуатационные издержки
на воздушные линии 10 кВ и трансформаторные пункты 10/0.4 кВ для первого и
второго вариантов схем электроснабжения по (1.16):
тыс. руб.;
тыс. руб.;
Таблица 3.14.
капитальные затраты
Наименование оборудования
Единица измерения
количество
Сметная стоимость, тыс. руб.
единицы
общая
1. Провод АС-70
км
24,00
100
2400
Итого:
2400
Издержки, связанные с потерями на
передачу электроэнергии по фидерам для первого и второго вариантов схем
электроснабжения по (1.18):
тыс. руб./год.
тыс. руб./год;
Общие суммарные
ежегодные издержки для двух вариантов схем:
тыс. руб./год;
тыс. руб./год.
Приведенные затраты
определяем без учёта ущерба от недоотпуска электроэнергии, т. к. варианты схем
электроснабжения по степени надежности равнозначны. годовые приведенные затраты
для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.13):
тыс. руб.;
тыс. руб.
Предлагаемый вариант
реконструкции оказался дешевле на 483,4 тыс. руб.
3.
повышение надёжности схемы электроснабжения
Повышение уровня
надежности электроснабжения является технико-экономической задачей, при решении
которой минимизируются приведенные к одному году затраты, включающие
капитальные вложения, издержки эксплуатации и ущерб от недоотпуска
электрической энергии.
Ущерб от недоотпуска
электрической энергии согласно определяется по следующему выражению:
(3.1)
где 
—
удельный ущерб, т.е. ущерб, отнесенный к единице недоотпущенной электроэнергии,
руб./кВт*ч; 
—
ожидаемый объем недоотпуска электроэнергии, кВт*ч;
(3.2)
где S — расчетная мощность
трансформаторной подстанции,
cos φ — коэффициент мощности (для смешанной нагрузки cosφ = 0,83);
— число часов максимума
нагрузки, ч.;
— эквивалентное 
— эквивалентное Данные показатели для
элементов рассматриваемой СЭС приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. показатели
надежности элементов
Элемент СЭС
№ на схеме замещения
Частота отказов, ω, 1/год
Средн. время восстановления, τ, ч
1. Воздушная линия 35 кВ
1
0,08
6
2. Маслянный выключатель 35 кВ
2,3
0,05
3,5
3. Разъеденитель 35 кВ
4,5
0,05
3,5
4. Трансформатор 35/10 кВ
6,7
0,03
25
5. Масляный выключатель 10кВ
8,9
0,015
5
6.РУ 10кВ ІІ секция
10
0,151
2,10
7.РУ 10кВ І секция
11
0,176
2,04
Для обеспечения надежности
электроснабжения предусматриваются следующие основные технические мероприятия:
Повышение надежности отдельных
элементов электрических сетей (в том числе за счет применения новых
материалов); — Секционирование сетей при помощи выключателей с АПВ,
разъединителей;
Резервирование, как сетевое, так и
местное энергетическое и технологическое;
установка более совершенного
оборудования.
Произведем расчет величины ущерба от
недоотпуска электрической энергии за год:
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 замещения
Частота отказов, ω, 1/год
Средн. время восстановления, τ, ч
1. Воздушная линия 35 кВ
1,2
0,08
6
2. Элегазовый выключатель 35 кВ
3,4
0,002
4,5
3. Трансформатор 35/10 кВ
5,6
0,03
25
4. Вакуумный выключатель 10 кВ
7,8
0,002
4,5
5.РУ 10 кВ ІІ секция
9
0,151
2,10
6.РУ 10 кВ І секция
10
0,176
2,04
Схема замещения
Производим расчет, аналогичный
расчету для СЭС 1 варианта, в результате которого получаем следующие
показатели:
= 0,176 ,
=
2,14 ч.
= 543,32 кВт*ч/год
= 0,005* 543,32 =2,71
тыс. руб./год
Рис. 3.2
Из выше приведенных
расчетов показателей надежности, что ущерб от недоотпуска электрической энергии
для второго варианта меньше на 3,32 тыс. руб./год, чем ущерб от недоотпуска
электрической энергии для первого варианта.
4. Регулирование
напряжения
Для нормальной работы
потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах
питающей подстанции и на шинах потребительских ТП. В электрических сетях
предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является —
изменение коэффициента трансформации, определяемого как отношение первичного
напряжения ко вторичному:
(5.1)
где W1 — число витков
первичной обмотки, ед.;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 сети
потери и отклонения напряжения, %
Трансформатор Т-1
Трансформатор Т-2
max 100%
min 25%
max 100%
min 25%
1. Шины 10 кВ
5
5
5
5
2. сеть 10 кВ
-0,73
-0,1825
-8,36
-2,09
3. ТП 10/0,4
3.1 Потери
-4
-1
-4
-1
3.2 Уставка ПБВ
2,5
2,5
2,5
2,5
4. сеть 0,38 кВ
-7,77
-1,9425
-0,14
-0,035
5. Потребитель
-5
4,375
-5
4,41
Таблица 5.2. Встречное регулирование
Элемент сети
потери и отклонения напряжения, %
Трансформатор Т-1
Трансформатор Т-2
max 100%
min 25%
max 100%
min 25%
1. Шины 10 кВ
5
0
5
0
2. сеть 10 кВ
-0,73
-0,1825
-8,36
-2,09
3. ТП 10/0,4
3.1 Потери
-1
-4
-1
3.2 Уставка ПБВ
2,5
2,5
2,5
2,5
4. сеть 0,38 кВ
-7,77
-1,9425
-0,14
-0,035
5. Потребитель
-5
-0,625
-5
-0,59
5. Расчёт электрической
части питающей подстанции
5.1 Выбор числа и
мощности трансформаторов
Задачей данного раздела является
проектирование электрической части подстанции 35/10 кВ «Вознесеновка»,
удовлетворяющей как технологическим, так и экономическим критериям. Основное
внимание уделяется выбору трансформаторов, главной схемы подстанции, выбору
электрического оборудования первичных цепей, измерительных трансформаторов,
выбору схем собственных нужд.
Начнём с определения числа и
мощности силовых трансформаторов.
Для надежного
электроснажения потребителей и для минимизаций перерыва элоктроснабженияне, а
также для исключения перерыва электроснабжения больше 24 часов поэтому
количество трансформаторов на подстанции принимается равным 
.
Полная мощность
нагрузки:
, (5.1)
где
—
максимальная активная мощность нагрузки, МВт;
— коэффициент мощности,
о.е.
Полная мощность нагрузки
по (5.1):
МВ*А.
Мощность трансформатора:
, (5.2)
— коэффициент аварийной
перегрузки, показывает перегрузочную способность трансформатора, о.е.; 
.
Мощности трансформаторов
=3,461/1,5=2,307
Исходя из рассчитанной
мощности — 
выбираем
по /6/ трансформатор 2*ТМН-2500/35.
5.2 Разработка схемы
главных соеденений подстанции
При выборе главной схемы
электрических соединений должен учитываться ряд факторов: электрическая схема
должна соответствовать условиям работы подстанции, обеспечивать нормальное
питание потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах,
доступной для дальнейшего развития и экономически выгодной.
С учётом напряжения,
числа присоединений, типа проектируемой подстанции, а также перечисленных выше
требований производим выбор главной схемы подстанции с напряжением 35 кВ на
высокой стороне. Для нашей подстанции выбрана типовая схема подстанции — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны
линии.
5.3 Расчет токов
короткого замыкания
Для выбора оборудования
подстанции, типа устройств релейной защиты и автоматики, её параметров
определяют токи короткого замыкания в расчётных точках. Для определения токов в
расчетных точках составляют схему замещения (рис. 5.1) и определяют значения
сопротивлений элементов схем.
Сопротивление системы на
питающей подстанции:
, (5.3)
где U1 — номинальное напряжение на высокой стороне, кВ;
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 КЗ
параметры расчета
Iк(3), кА
Iк(2), кА
Iy, кА
U, кВ
К1
4,12
3,57
6,99
35
К2
1,62
1,4
7,87
10
К3
1,35
1,13
5,47
10
К4
9,62
8,33
16,33
0,4
К5
5,5
4,76
9,33
0,4
5.4 Выбор и проверка
электрооборудования
Проводники и аппараты
электроустановок должны удовлетворять расчётным условиям их работы при
различных режимах функционирования электроустановок. Правильное определение
расчётных условий на основе анализа возможных в эксплуатации режимов
функционирования электроустановок с учётом перспективы их развития является
необходимой предпосылкой правильного выбора проводников и аппаратов. Проводники
и электрические аппараты выбирают по расчётным условиям нормального режима (по
номинальным напряжению и току) и проверяют на работоспособность в условиях
анормальных режимов (допустимый нагрев продолжительным расчётным током,
термическая и электродинамическая стойкость при коротких замыканиях, опасное
сближение гибких проводников под действием электродинамических сил при КЗ,
коммутационная способность (для коммутационных аппаратов).
При выборе разъединителей учитываем
следующие условия:
, (5.10)
Максимальный рабочий ток:
, (5.11)
А.
Т.к. номинальный ток
разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по /6, стр.
271/ выбираем разъединитель типа: РНДЗ-2-35/630 УХЛ 1 с параметрами: 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 
— 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
трех 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 данные
Условие
Единица измерения
Паспортные данные
10,50
Uуст ≤ Uном
кВ
10,5
144,3
Iр.макс ≤ Iном
А
630,0
1,62
Iк ≤ Iотк.ном
кА
20,0
2,75
iу ≤ iвкл
кА
52,0
2,75
iу ≤ iдин
кА
52,0
7,87
Вк ≤ Вк. тер
кА2·с
1200,0
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 ρ = 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 данные
Условие
Единица измерения
Паспортные данные
10,50
Uуст ≤ Uном
кВ
10,50
2,75
iу ≤ iдин
кА
25,00
7,87
Вк ≤ Вк. тер
кА2·с
6072,00
2,75
iу ≤Кэд·√2·I1ном
кА
106,00
0,21
z2≤
z2ном
Ом
0,60
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) 2725х3100×750 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. Под общей редакцией В.Я Путилова. Экология энергетики:
Учебник. М., 2003 г.