Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Таким образом, электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии (напряжения, тока) на подстанциях и ее распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников.

Для успешного решения основных задач энергетики требуется не только обеспечение бесперебойного снабжения объектов электроэнергией, но и анализ экономических результатов деятельности, экономическая рационализация и оптимизация.

Система распределения электроэнергии должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях.

Особенностями энергетического производства являются: одновременность выработки электроэнергии и её потребление, непрерывность и автоматическое протекание всего технического процесса, тесная связь электроэнергетических предприятий с промышленностью, транспортом, сельским и коммунальным хозяйством.

Основным технологическим звеном энергопроизводства является энергосистема, представляющая собой совокупность электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно-диспетчерское управление.

Работники энергообъектов обязаны:

- поддерживать качество отпускаемой энергии - нормированную частоту и напряжение электрического тока, давление и температуру теплоносителя;

- соблюдать оперативно-диспетчерскую дисциплину;

- содержать оборудование, здания и сооружения в состоянии эксплуатационной готовности;

- обеспечивать максимальную экономичность и надежность энергопроизводства;

- соблюдать правила промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений;

- выполнять правила охраны труда;

- снижать вредное влияние производства на людей и окружающую среду;

- обеспечивать единство измерений при производстве, передаче и распределении энергии;

- использовать достижения научно-технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности и безопасности, улучшения экологии энергообъекта и окружающей среды.

Целью данного дипломного проекта является проектирование электросети западной части Краснохолмского района на тридцать потребительских подстанций напряжением 10/0,4 кВ. Работа над дипломным проектом позволяет студенту углубить и систематизировать теоретические знания полученные при изучение дисциплин. При работе над дипломным проектом студент получает навыки практического применения знаний, знакомится с нормативными материалами и нормативами проектирования сети.

1. Проектная часть

1.1 Экономико-географическая характеристика района

Проектируемый участок электросети расположен в Западной части Краснохолмского района Тверской области. Рельеф местности равнинный с небольшими уклонами. Грунт - суглинок. Влажность грунта - средняя. В соответствии с картой районирования территории по скоростным напорам ветра - район по ветру II (Максимальный нормативный скоростной напор ветра Q = 400 Н/м). В соответствии с заданием на дипломный проект климатический район по гололеду II (Толщина стенки гололеда 15 мм). Температура воздуха при образовании гололеда -5 °С. Высшая температура воздуха +40 °С, низшая -45 °С.

1.2 Характеристика и план расположения потребителей электроэнергии

В исходном районе расположены сельскохозяйственные потребители, для электроснабжения которых необходимо спроектировать и рассчитать электрическую сеть на 30 ПС 10/0,4 кВ. Место расположения подстанций и величина максимальных электрических нагрузок потребителей и категории по надежности электроснабжения определены в задании на проектирование. Для питания сети 10/0,4 кВ предлагается сооружение понижающей подстанции, которая будет расположена в центре электрических нагрузок данного района. Питание понижающей подстанции будет осуществляться по ВЛ - 110 кВ. Для обеспечения строительства новой сети электроснабжения в районе имеется достаточно развитая инфраструктура, включая транспортные пути. Основными потребителями электроэнергии в данном районе являются производственные, хозяйственные потребители сельскохозяйственного направления и бытовые абоненты. По надежности электроснабжения потребители относятся ко 2 и 3 категориям.

На рисунке 1 выполнена схема потребительских подстанций с привязкой ее к системе координат в масштабе 1:250000 (в 1 см - 2,5 км). Место расположения подстанций определено в задании на проектировании.

1.3 Анализ исходных данных на основе требований нормативно-технических документов

Исходные данные, заданные в задании указывают на характер нагрузки в соответствии с принятыми показателями вечернего и дневного максимумов и времени использования максимальной нагрузки. Условия расчета линий электропередач по метеоусловиям приняты в соответствии с картами районирования территории Российской Федерации по различным показателям. Таким образом, исходные данные соответствуют нормативным положениям ПУЭ и позволяют произвести необходимые расчеты и выбрать оборудование участка сетей основываясь на нормативных положениях ПУЭ.

1.4 Определения месторасположения РТП

В соответствии с нормами технологического проектирования РТП должна располагаться в центре электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам:

(1)[4]

где Xi - координаты подстанций 10/0,4 кВ по заданию;

Si - нагрузка подстанций в расчетном режиме, кВА.

, (2)[4]

где Yi - координаты подстанций 10/0,4 кВ по заданию;

Таблица 1 - Расчет координат центра электрических нагрузок

Номер точки на схеме	Sд, кВА	Sв, кВА	Х	Y	Sд*Х	Sд*У	Sв*Х	Sв*У
1	60	80	12	20	720	1200	960	1600
2	120	160	9	18	1080	2160	1440	2880
3	110	130	6	19	660	2090	780	2470
4	95	110	9	14	855	1330	990	1540
5	180	240	12	13	2160	2340	2880	3120
6	40	65	10	10	400	400	650	650
7	105	140	7	9	735	945	980	1260
8	240	310	5	12	1200	2880	1550	3720
9	120	140	3	10	360	1200	420	1400
10	130	150	2	7	260	910	300	1050
11	180	210	2	15	360	2700	420	3150
12	60	90	8	6	480	360	720	540
13	85	170	11	5	935	425	1540	700
14	115	230	14	8	1610	920	2380	1360
15	210	180	16	5	3360	1050	4320	1350
16	75	190	13	2	975	150	1170	180
17	120	160	9	2	1080	240	1530	340
18	185	315	6	3	1110	555	1380	690
19	130	230	3	3	390	390	540	540
20	180	210	20	7	3600	1260	3800	1330
21	115	160	19	10	2185	1150	3040	1600
22	270	315	22	13	5940	3510	6930	4095
23	210	230	21	16	4410	3360	4830	3680
24	170	210	18	18	3060	3060	3780	3780
25	160	190	19	21	3040	3360	3610	3990
26	310	370	25	19	7750	5890	3250	7030
27	130	170	28	16	3640	2080	4760	2720
28	180	210	26	12	4680	2160	5460	2520
29	110	140	25	9	2750	990	3500	1260
30	105	160	29	8	3045	840	4640	1280
Итого:	4300	5420			62830	49905	72550	61825

Для дневного максимума нагрузки:

Для вечернего максимума нагрузки:

Определим среднее значение:

Дальнейший расчет нагрузок ведем по величине вечернего максимума, так как дневные нагрузки меньше вечерних. Найденную точку наносим на схему расположения подстанций, намечаем место расположения РТП.

1.5 Выбор схемы распределительной сети 10 кВ и питающих линий

Выбор наиболее целесообразной схемы электроснабжения потребителей производится на основе технико-экономического сопоставления сравниваемых вариантов.

Упрощенный метод технико-экономического сравнения вариантов заключается в следующем:

- разрабатываем 2 схемы сети 10 кВ;

- определяем экономический коэффициент Q_э каждого фидера по обеим схемам сети;

- находим сумму всех Q_э фидеров для обеих схем;

- сравниваем полученные суммы и принимаем для дальнейшего проектирования схему с меньшей суммой Q_э всех фидеров.

Экономический коэффициент фидеров рассчитывается по формуле:

Q_э.=? Si Li, кВА*км (3)[4]

где Si - мощность, протекающая по i-тому участку фидера, кВА.

Li - длина i-того участка фидера, км.

i - номер подстанции фидера.

Длина линии определяется замером линии на плане с последующим умножением на масштаб с точностью до десятых долей.

Протекающая мощность определяется суммированием нагрузок, присоединенных после данного участка с учетом резервирования

Таблица 2 - Экономический момент нагрузки для схемы 1

Участок фидера	Мощность по участку S, кВА	Длина по участку L, км	Qэ, кВА*км
Фидер1
0-20	190	10	1900
0-15	270	16	4320
0-16	90	21,75	1957,5
0-17	170	27,25	4632,5
Итого Ф1:	12810
Фидер 2
0-21	160	7	1120
0-29	140	15,25	2135
0-30	160	21	3360
1	2	3	4
Итого Ф2:	6615
Фидер 3
0-22	315	10,75	3386,2
0-28	210	16,25	3412,5
0-27	170	21,75	3697,5
0-26	370	27,25	10082,5
Итого Ф3:	20578,7
Фидер 4
0-23	230	11,25	2587,5
0-24	210	16,25	3412,5
0-25	170	21,75	4132,5
Итого Ф4:	10132,5
Фидер 5
0-5	240	3,25	780
0-4	110	7,75	852,5
0-2	160	12,75	2040
0-3	130	17,25	2242,5
0-1	80	22,25	1420
Итого Ф5:	7335
Фидер 6
0-6	65	5,75	373,7
0-7	140	10	1400
0-10	150	17,25	2587,5
0-8	310	21,75	6742,5
0-11	120	20	4200
0-9	140	18	2520
Итого Ф6:	17823,7
Фидер 7
0-14	170	4,25	722,5
0-13	140	10	1400
0-12	90	14,25	1282,5
0-18	230	19,25	4427,5
0-19	180	22,25	4005
Итого Ф7:	11837,5
Всего по схеме 1:	87131,9

Таблица 3 - Экономический момент нагрузки для схемы 2

Участок фидера	Мощность по участку S, кВА	Длина по участку L, км	Qэ, кВА*км
Фидер1
0-21	160	7	1120
0-20	190	11	2090
0-15	270	17	4590
0-16	90	22,75	2047,5
Итого Ф1:	9847,5
Фидер 2
0-22	315	11	3465
0-28	210	16,75	3517,5
0-29	140	21	2940
0-30	160	26,75	4280
Итого Ф2:	14202,5
Фидер 3
0-23	230	11,25	2587,5
0-25	190	17,5	3325
0-26	370	23,5	8695
0-27	170	29	4930
Итого Ф3:	19537,5
Фидер 4
0-24	210	10	2100
0-2	160	23,75	3800
0-3	130	28	3640
Итого Ф4:	11040
Фидер 5
0-5	240	3,5	840
0-4	110	8,25	3075
0-11	210	17,75	3727,5
Итого Ф5:	7642,5
Фидер 6
0-6	65	5,75	373,75
0-7	140	10	1400
0-10	150	17,5	2625
0-9	140	21,5	2450
0-8	310	25,25	7827,5
Итого Ф6:	14676,25
Фидер 7
0-14	170	7	1190
0-13	140	12,5	1750
0-12	90	17	1530
0-17	170	26,5	4505
0-19	180	26,25	4725
Итого Ф7:	18760
Всего по схеме 2:	95078,15

Суммарный момент нагрузки по варианту схемы 1 меньше, поэтому к дальнейшему расчету выбираем схему 1.

1.6 Выбор схемы РТП, числа и мощности трансформаторов РТП

Потребители в точках 5,8,15,22 и 26 относятся ко второй категории по степени надежности электроснабжения, а все остальные потребители - к третьей категории.

Мощность трансформатора выбираем по нагрузке. В режиме максимальных нагрузок она составляет 5420 кВА.

Условие выбора (при установке трансформатора): S_т (6300кВА) > 0,7·S_н (0,75420 = 3794 кВА).

Для подстанций 10/0,4 кВ выбираем трехфазные двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМ. На каждой подстанции устанавливаем один или два трансформатора, в зависимости от нагрузки. Выбор силовых трансформаторов сводим в таблицу 5.

Условие выбора (при установке трансформатора): S_т > S_н (мощность трансформатора больше максимальной нагрузки).

Таблица 4 - Выбор силовых трансформаторов

Номер нагрузки на плане	SД, кВА	SВ, кВА	Smax, кВА	Количество тр-ов	Sт, кВА
1	60	80	80	1	100
2	120	160	160	1	160
3	110	130	130	1	160
4	95	110	110	1	100
5	180	240	240	1	250
6	40	65	65	1	100
7	105	140	140	1	160
8	240	310	310	2	160
9	120	140	140	1	160
10	130	150	150	1	160
11	180	210	210	1	250
12	60	90	90	1	100
13	85	170	170	1	160
14	115	230	230	1	160
15	210	180	180	2	160
16	75	190	190	1	100
17	120	160	160	1	160
18	185	315	315	1	250
19	130	230	230	1	160
20	180	210	210	1	250
21	115	160	160	1	160
22	270	315	315	2	160
23	210	230	230	1	250
24	170	210	210	1	250
25	160	190	190	1	250
26	310	370	370	2	160
27	130	170	170	1	160
28	180	210	210	1	250
29	110	140	140	1	160
30	105	160	160	1	160

Таблица 5 - Характеристики выбранных трансформаторов

Марка тр-ра	Мощность Sном ,кВ*А	В	Н	Uк.з, %	?Pк.з,кВт	?Pxх кВт	Iхх, %	Rтр, Ом	Xтр, Ом
ТМ-100/10	100	10	0,4	4,6	2,12	0,33	2,6	22,7	40,8
ТМ-160/10	160	10	0,4	4,6	2,81	0,5	2,4	4,35	10,2
ТМ-250/10	250	10	0,4	4,5	4	1,05	2,3	6,7	15,6

1.7 Предварительный выбор проводов питающих линий и распределительной сети (по экономической плотности тока, по нагреву, по условиям коронирования, по допустимым потерям напряжения, по области применения)

Выбор сечений проводов производится по экономической плотности тока в соответствии с п. 1.3.25 ПУЭ.

Сначала определяем ток нагрузки на участке фидера по формуле:

I=S_нагр/U_номv3, А (4)[9]

где S_нагр - мощность нагрузки на участке, кВА

U_ном - номинальное напряжение участка сети, кВ

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле:

F=I_нагр/г_эк мм² (5)[9]

где I_нагр - ток, протекающий по участку провода, А;

г_эк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм².

Экономическая плотность тока г_эк принимается в зависимости от времени использования наибольшей нагрузки Т_макс в соответствии с таблицей 1.3.36 ПУЭ.

Т_макс для всех потребителей электрической сети не превышает 3000 ч, поэтому принимаем гэк = 1,3 для всех участков.

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 35,50,70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ. В соответствии с этими требованиями минимальное допустимое сечение проводов в сети 10 кВ - АС-35, на питающей линии - АС-70.

Расчеты сведем в таблицу 6.

Таблица 6 - Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

Участки линий	Длина l уч., км.	Мощность S уч, кВА	Ток I уч, А	Fрасч, мм2	Выбранная марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км
Фидер 1
16-17	5,5	170	9,8	7,5	АС-35/6,2	0,79	0,36
15-16	5,75	237	13,6	10,4	АС-35/6,2	0,79	0,36
20-15	6	456	26,3	20,2	АС-50/8	0,6	0,35
0-20	10	603	34,8	26,7	АС-95/16	0,31	0,33
Фидер 2
29-30	5,75	160	9.2	7,07	АС-35/6,2	0,79	0,36
21-29	8,25	266	15,3	11,7	АС-35/6,2	0,6	0,36
0-21	7	389	22,4	17,2	АС-70/11	0,43	0,34
Фидер 3
27-26	5,5	370	21,3	16,3	АС-95/11	0,31	0,33
28-27	5,5	501	28,9	22,2	АС-95/11	0,31	0,33
22-28	5,75	664	38,3	29,4	АС-95/11	0,31	0,33
0-22	10,75	910	52,5	40,4	АС-95/11	0,31	0,33
Фидер 4
24-25	5,5	190	10,9	8,3	АС-35/6,2	0,79	0,36
23-24	4,75	357	20,6	15,8	АС-35/6,2	0,79	0,36
0-23	11,25	535	30,9	23,7	АС-95/16	0,31	0,33
Фидер 5
2-3	4,5	130	7,5	5,7	АС-35/6,2	0,79	0,36
2-1	5	80	4,6	3,5	АС-35/6,2	0,79	0,36
4-2	5	317,5	18,3	14	АС-35/6,2	0,79	0,36
5-4	4,5	399,5	23,09	17,7	АС-35/6,2	0,79	0,36
0-5	3,25	585,5	33,8	26	АС-70/11	0,43	0,34
Фидер 6
8-11	5,5	210	12,1	9,3	АС-35/6,2	0,79	0,36
8-9	3,5	140	8,09	6,2	АС-35/6,2	0,79	0,36
7-8	4,5	578	33,4	25,6	АС-35/6,2	0,79	0,36
7-10	7,25	150	8,6	6,6	АС-50/8	0,6	0,35
6-7	4,25	799	46,1	35,4	АС-70/11	0,43	0,34
0-6	5,75	847	48,9	37,6	АС-95/16	0,31	0,33
Фидер 7
12-18	5	230	13,2	10,1	АС-35/6,2	0,79	0,36
12-19	8	180	10,4	8	АС-35/6,2	0,79	0,36
13-12	4,25	436	25,2	19,3	АС-35/6,2	0,79	0,36
14-13	5,75	542	31,3	24,0	АС-70/11	0,43	0,34
0-14	4,25	673	38,9	29,9	АС-70/11	0,43	0,34

Рассчитаем ток нагрузки высоковольтной сети по формуле (4):

(А)

Определим сечение провода по формуле (5):

где I_л - ток нагрузки высоковольтной сети, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм².

С учётом рекомендации ПУЭ принимаем провод АС-70.

Выбор проводников по нагреву производиться в соответствии с таблицей 1.3.29 ПУЭ. Согласно этой таблице выбранные провода отвечают необходимым требованиям, т.к. ток нагрузки в выбранных проводах не превышает допустимого предела.

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию:

?U_доп > ?U_факт, В (6)[9]

где ?U_доп - допустимая потеря напряжения в линии, В.

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети 10 кВ составляет 8% от номинального.

?U_факт - фактическая потеря напряжения в линии до наиболее удаленного потребителя, В.

Максимальная, фактическая потеря напряжения в линии не должна превышать допустимых значений.

Максимальная, фактическая потеря напряжения определяется как сумма потерь напряжения по отдельным участкам.

?U_факт=??U_уч, В

?U_уч=v3·I_уч·l_уч·(r_oCosц+x_oSinц), В (7)[4]

где I_{уч -} ток нагрузки, А;

l_{уч -} длина участка, км;

r_{o -} удельное активное сопротивление, Ом/км;

x_o - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км;

сosц - коэффициент мощности нагрузки участков сети 10 кВ.

Расчеты по проверке на потерю напряжения сводим в таблицу 7

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимых значений для сельскохозяйственных потребителей.

Таблица 7 - Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Участки линий	Длина Iуч, км	Ток Iуч, А	r0, Ом/км	xo, Ом/км	Cosц	Sinц	?U	Ry
Фидер 1
16-17	5,5	9,8	0,79	0,36	0,83	0,55	79,6	4,31
15-16	5,75	13,6	0,79	0,36	0,83	0,55	115,4	4,54
20-15	6	26,3	0,6	0,35	0,83	0,55	188,5	3,6
0-20	10	34,8	0,31	0,33	0,83	0,55	264,1	3,1
Фидер 2
29-30	5,75	9.2	0,79	0,36	0,83	0,55	77,8	4,54
21-29	8,25	15,3	0,6	0,35	0,8	0,55	150,7	4,95
0-21	7	22,4	0,43	0,34	0,35	0,55	142,1	0,43
Фидер 3
27-26	5,5	21,3	0,31	0,33	0,83	0,55	88,9	1,7
28-27	5,5	28,9	0,31	0,33	0,83	0,55	120,6	1,7
22-28	5,75	38,3	0,31	0,33	0,83	0,55	159,9	1,7
0-22	10,75	52,5	0,31	0,33	0,83	0,55	428,4	3,3
Фидер 4
24-25	5,5	10,9	0,79	0,36	0,83	0,55	88,5	4,37
23-24	4,75	20,6	0,79	0,36	0,83	0,55	144,5	3,75
0-23	11,25	30,9	0,31	0,34	0,83	0,55	263,8	3,48
Фидер 5
2-3	4,5	7,5	0,79	0,36	0,83	0,55	49,8	3,5
2-1	5	4,6	0,79	0,36	0,83	0,55	33,9	3,95
4-2	5	18,3	0,79	0,36	0,83	0,55	135,1	3,95
5-4	4,5	23,09	0,79	0,36	0,83	0,55	153,4	3,5
0-5	3,25	33,8	0,43	0,34	0,83	0,55	99,5	1,39
Фидер 6
8-11	5,5	12,1	0,79	0,36	0,83	0,55	98,2	4,31
8-9	3,5	8,09	0,79	0,36	0,83	0,55	41,8	2,76
7-8	4,5	33,4	0,79	0,36	0,83	0,55	221,9	3,5
7-10	7,25	8,6	061	0,35	0,83	0,55	74,48	4,35
6-7	4,25	46,1	0,43	0,34	0,83	0,55	184,3	1,82
0-6	5,75	48,9	0,31	0,33	0,83	0,55	213,4	1,78
Фидер 7
12-18	5	13,2	0,79	0,36	0,83	0,55	97,4	3,95
12-19	8	10,4	0,79	0,36	0,83	0,55	122,8	6,32
13-12	4,25	25,2	0,79	0,36	0,83	0,55	158,1	3,35
14-13	5,75	31,3	0,79	0,36	0,83	0,55	265,8	4,54
0-14	4,25	38,9	0,43	0,34	0,83	0,55	149,8	1,82

Потери напряжения в ВЛ-110 кВ составляют:

Д U =v3·20,9·25,25·(0,42·0,83+0,43·0,55) = 520,3(В)

При напряжении 110 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента негладкости проводников.

При этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.

Проверку на отсутствие короны выполним по условию:

Е_ф ? 0,9Е₀ (8)[9]

Начальную напряженность электрического поля определим по формуле:

Е₀ = 30,3m(1+), кВ/см (9)[9]

где m - коэффициент, учитывающий негладкость поверхности провода, (равный 0,82);

- коэффициент, учитывающий атмосферные условия, (равный 1);

r₀ - радиус провода, (см).

Е₀ = 30,30,91(1+) = 30,7 (кВ/см)

Фактическую напряженность электрического поля определим из формулы:

Е_ф = , кВ/см (10)[9]

где U - эксплуатационное напряжение в линии, кВ;

D - среднее расстояние между проводами фаз, см.

Е_ф = =24 (кВ/см)

Условие выдержано, корона на проводах отсутствует.

Выбор проводников по области применения проводится в соответствии с таблицей 3.2 [17], согласно которой выбранные сечения и марка провода отвечают необходимым требованиям.

1.8 Разработка схемы замещения

Определяем нагрузки на подстанции

S_max = S_ф1+S_ф2+S_ф3+S_ф4+S_ф5=603+389+910+535+585,5+673=4542,5(кВА)

S_min=S_max0,35=4542,50,35=1589,7 (кВА)

При cosц=0,83 ,sinц=0,55

Рассчитываем активную и индуктивную нагрузки:

P_max = S_maxcosц =4542,50,83=3770,2 (кВт)

Q_max = S_maxsinц =4542,50,55=2498,3 (кВар)

P_min = S_mincosц =1589,70,83=1319,5 (кВт)

Продолжаем расчет:

Q_min = S_minsinц =1589,70,55=306 (кВар)

Активные потери:

, кВт (11)[4]

где S_макс- максимальная расчетная нагрузка;

S_ном- мощность трансформатора;

-потери короткого замыкания в трансформаторе.

(кВт)

Реактивные потери:

, кВАр (12)[4]

где S_макс- максимальная расчетная нагрузка;

S_ном- мощность трансформатора;

U_кз -напряжение короткого замыкания трансформатора.

Мощность, входящая на обмотку 110кВ составит:

S_лmax = Р_max + ? Р_тр + ј (Q_max + ? Q_тр ), кВА (13)[4]

Поясняем значения формулы:

где Р_max , Q_max - активная (реактивная) нагрузка;

? Р_тр ,? Q_тр - активные (реактивные) потери мощности в трансформаторе.

S_лmax =3770,2+ 24,9 + ј (306 + 343,9) = 3795+ ј 649,9(кВА)

Модуль полной нагрузки:

S_лmax= , кВА

S_лmax= (кВА)

где Р_тр- активная нагрузка трансформатора;

Q_тр- реактивная нагрузка трансформатора.

Рассчитываем сечение проводов ВЛ-110 кВ:

(А)

(мм²)

По условию механической прочности для ВЛ-110 кВ принимаем сечение провода АС-70.

Питающая линия 110 кВ выполнена на железобетонных трехцепных опорах проводом АС-70 с расположением фаз треугольником. Среднегеометрическое расстояние между фазными проводами равно 3500 мм.

Линия 110 кВ с трансформатором РТП образуют электропередачи 110 кВ от энергосистемы распределительную сеть 10кВ. Для расчета потерь в электропередаче составим схему замещения и определяем её параметры.

Рисунок 4 - Схема замещения электропередачи 110 кВ

Определим потери мощности в трансформаторе по формулам:

Для линии 110 кВ активное сопротивление линии определим по формуле:

R_л=r₀L, Ом/км (14)[4]

где r₀ - удельное активное сопротивление, Ом/км;

L - длина линии, км.

R_л = 0,4225,25=10,6 (Ом/км)

Удельное индуктивное сопротивление линии найдем по формуле:

Х_л=х₀L, Ом/км (15)[4]

где х₀ - удельное активное сопротивление, Ом/км;

L - длина линии, км.

Х_л =0,4325,25=10,8 (Ом/км)

Определяем зарядную мощность линии:

кВар (16)[9]

Поясняем значения формулы:

где В_л - проводимость линии, См;

B_л=b_ol_л, См.

(17)[9]

Для всей линии получим

В=2,610^-625,25=66*10^-6 (См)

Q_В=115²6610^-610³=872,8 (кВАр)

Зарядную мощность прикладываем по концам схемы замещения линии поровну

Потери мощности в линии:

Активные потери:

? Р_л=, кВт

где Р_тр, Q_тр - активная (реактивная) мощность трансформатора;

U_ном - напряжение на шинах ВН, кВ;

?Р_л=(кВт)

Реактивные потери:

? Q_л=, кВар

где Р_тр, Q_тр - активная (реактивная) мощность трансформатора;

U_ном - напряжение на шинах ВН, кВ;

Х_л - реактивное сопротивление линии, Ом.

?Q_л= (кВар)

Мощность поступающая из энергосистемы составит:

S_эс=Р_тр++j(Q_тр+), кВА

S_эс=3795+12,9+j(649,9+13,2)=3807,9+j663,1

Модуль мощности:

S_эс=, кВА

S_эс==3865,2 (кВА)

Аналогичный расчет проведем для режима минимальных нагрузок:

(кВт)

(кВар)

Мощность, поступающая в обмотку:

S₁₁₀=P_min+ДP_тр+j(Q_min+ДQ_тр), кВА

S₁₁₀ =1319,5+3,05 + ј (306+42,1) = 1322,5+ j348,13 (кВА)

Модуль полной мощности:

S₁₁₀=, кВА

S₁₁₀= (кВА)

?Р_л=(кВт)

?Q_л=(кВар)

Мощность, поступающая из энергосистемы:

S_эс=Р_тр++j(Q_тр+), кВА

S_эс=1322,5+1,63+j(348,1+1,63)=1324,1+j349,7

Модуль мощности из энергосистемы:

S_эс==1369,5, кВА

1.9 Расчет токов короткого замыкания в питающей линии и распределительной сети

Расчет токов КЗ начинаем с составления схемы замещения на основе оперативно - расчетной схемы.

Параметры элементов схемы замещения определяем в именованных единицах путем приведения действительных значений параметров различных элементов к основной ступени напряжения с учетом действительных коэффициентов трансформации трансформаторов.

Для трансформаторов учитываем только индуктивные сопротивления.

Полное удельное сопротивление провода:

, Ом/км (18)[18]

Результаты расчетов удельных сопротивлений проводов сводим в таблицу 8.

где r₀ - удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

x₀ - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

Полное сопротивление участка линии:

Z_вл=Lz₀, Ом (19)[18]

где L - длина участка линии, км;

z₀ - полное удельное сопротивление провода, Ом/км.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

, Ом (20)[18]

где U_КЗ - напряжение КЗ трансформатора, %;

U_НОМ - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_Т - мощность трансформатора, МВА.

Таблица 8 - Сопротивления проводов

Марка провода	R0, Ом	Х0, Ом	Z0, Ом
АС - 35	0,790	0,358	0,86
АС - 50	0,603	0,340	0,72
АС - 70	0,429	0,392	0,6
АС - 95	0,306	0,328	0,45

Таблица 9 - Сопротивления трансформаторов

Sт, кВА	Zт, Ом
63	73
100	46
160	28
250	18,8

Для расчета токов КЗ составим схемы замещения для каждого фидера и определим параметры элементов схем замещения.

Результаты расчетов сопротивлений линий по отдельным участкам сводим в таблицу 10.

Таблица 10 - Сопротивления участков линии

Участок	Провод	Длина участка L, км	Z0	Zвл, Ом
Фидер 6
8-11	АС-35	5,5	0,86	4,73
8-9	АС-35	3,5	0,86	3,01
7-8	АС-35	4,5	0,86	3,87
7-10	АС-50	7,25	0,72	5,22
6-7	АС-70	4,25	0,60	2,55
0-6	АС-95	5,75	0,449	2,58

R_Л = 0,42·25,25 = 10,6 (Ом)

Х_Л = 0,43·25,25 = 10,8(Ом)

Ток трехфазного КЗ в точке 1:

Сопротивление силового трансформатора:

Ток трехфазного КЗ в точке 2:

Ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ:

Сопротивление системы:

Таблица 11- Расчет токов КЗ для фидера 4

Точки КЗ	Формула	ZРЕЗ, Ом
3	ZC+Z0-6	2,76	2234,04
4	ZC+Z0-6+ZТ6	48,76	124,5
5	ZC+Z0-6+Z6-7	5,31	1153,8
6	ZC+Z0-6+Z6-7+ZТ7	33,31	182,2
7	ZC+Z0-6+Z6-7+Z7-10	10,53	576,9
8	ZC+Z0-6+Z6-7+Z7-10+ ZТ10	38,53	157,6
9	ZC+Z0-6+Z7-8	6,63	921,05
10	ZC+Z0-6+Z7-8+ Zт8	34,63	175,2
11	ZC+Z0-6+Z7-8+Z8-9	9,64	632,2
12	ZC+Z0-6+Z7-8+Z8-9 + ZТ9	37,64	161,2
13	ZC+Z0-6+Z6-7+Z7-8+ Z8-11	13,91	437,5
14	ZC+Z0-6+Z6-7+Z7-8+ Z8-11+ ZТ11	32,71	185,8

1.10 Окончательный выбор проводов питающих линий и распределительной сети (по механической прочности, по термической стойкости при наличии БАПВ, с учетом области применения)

Провода воздушных линий электропередач испытывают различные постоянно действующие механические нагрузки, связанные с собственным весом провода, снеговыми и гололедными отложениями, ветровыми и др.

Целью расчета является определение максимальных механических нагрузок и напряжений в проводах, которые могут возникать при выбранном пролете в заданных условиях, а так же максимальной стрелы провеса провода в пролете.

Для проведения расчета выписываем механические характеристики проводов по ГОСТ 839-80.

Таблица 12- Механические характеристики проводов

Тип, марка провода	АС-35	АС-50	АС-70	АС-95
Диаметр провода d, мм	8,4	9,6	11,4	13,4
Расчетная площадь сечения провода Fрасч., мм2	43,1	56,24	79,3	111,3
Масса 1 км провода Go, кг/км	148	195	276	384
Допустимое напряжение разрыва провода удоп, МПа	128,1	128,1	120,7	120,7
Температурный коэффициент удлинения б l/(К*1000000)	19,2*10-6	19,2*10-6	19,2*10-6	19,2*10-6
Модуль упругости Е*103, МПа	82,5	82,5	82,5	82,5

Проведем механический расчет для питающей линии провода АС-70 в следующем порядке.

Нагрузка от собственной массы провода по формуле:

(29)[4]

где g=9,81 м/с² ускорение свободного падения;

G₀ - масса 1 м провода, кг

Удельная нагрузка от гололеда на проводах:

(30)[4]

Где b - толщина стенки гололеда, 15 мм

Подставляем значения в формулу (30):

Суммарная вертикальная нагрузка:

(31)[4]

Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда по формуле:

(32)[4]

где б - коэффициент учитывающий неравномерность скорости ветра, 0,85;

с_х - коэффициент аэродинамического сопротивления провода, 1,2;

Q - напор ветра, 400 Н/м²

электроэнергия сеть напряжение трансформатор

Провод с гололедом:

Результирующие нагрузки:

(33)[4]

(34)[4]

Рассчитаем длину критического пролета:

Принимаем длину пролета в линии 110 кВ - L_пр= 150 м.

Определим стрелу провеса провода в пролете по формуле:

(35)[4]

где L - принятая длина пролета, м;

г_х - удельная нагрузка расчетного режима, МПа;

у₀ - напряжение разрыва провода в расчетном режиме, МПа

За расчетный режим принимаем два случая:

1. Наличие гололеда на проводах.

2. Максимальная температура +40єС

Напряжение при температуре -5єС найдем из уравнения состояния провода в пролете по формуле 8.19 [5]

Решая методом подбора получим =128 (МПА)

При максимальной температуре +40єС получим

Решая методом подбора получим =49,5 (МПА)

(м)

Стрела провеса в допустимых пределах.

Расчет для ВЛ-10кВ проводов АС - 35,АС - 50,АС - 70 и АС - 95 проводим аналогично.

Результаты расчетов сведем в таблицу 13 .

Таблица 13 - Механический расчет проводов

Тип, марка провода	АС-35	АС-50	АС-70	АС-95
Нагрузка от собственной массы провода г1 , Н/м3	3,43*	3,38*	3*	3,38*
Толщина стенки гололеда в, мм	15	15	15	15
Удельная нагрузка от гололеда на проводах г2 , Н/м3	22,63*	18,2*	13,8*	10,6*
Суммарная вертикальная нагрузка г3 , Н/м3	26,06*	21,5*	16,8*	13,98*
Коэффициент, учитывающий неравномерность скорости ветра б	0,85	0,85	0,85	0,85
Коэффициент аэродинамического сопротивления провода сх	1,2	1,2	1,2	1,2
Напор ветра Q, Н/м3	400	400	400	400
Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда г4 , Н/м3	7,9*	9,09*	6*	4,94*
Нагрузка от давления ветра на провод с гололедом г5 , Н/м3	9,09*	9,38*	21,3*	3,98*
Результирующая нагрузка г6 , Н/м3	8,6*	9,6*	6,7*	5,9*
Результирующая нагрузка г7 , Н/м3	27,5*	23,4*	27,1*	14,5*
Длина критического пролета Lкр, м	66,1	72,4	92,9	113,7
Принятая длина пролета Lпр, м	60	70	75	80
Напряжение разрыва провода при наличии гололеда на проводах у-5, МПа	132	122	143	119
Стрела провеса при наличии гололеда на проводах f-5, м	0,9	0,79	0,7	0,93
Напряжение разрыва провода при максимальной температуре у-40, МПа	52	60	51	36
Стрела провеса при максимальной температуре f+40, м	0,29	0,25	0,41	0,75

Выбор проводов с учетом области применения был выполнен в пункте 1.7.

1.11 Выбор устройств регулирования напряжения и трансформаторов РТП (с учетом диапазона работы устройства РПН)

Для регулирования напряжения на РТП используется устройство регулирования под нагрузкой (РПН), включенное со стороны высокого напряжения на трансформаторах ТМН-6300/110. Пределы регулирования напряжения составляют 9 * 1,78 % номинального напряжения.

Напряжение источника питания - 115 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ - 110 кВ:

U_В=115 - 0,52 = 114,48 (кВ)

Потери напряжения в трансформаторе:

(28)[4]

где Р - активная нагрузка, кВт;

Q - реактивная нагрузка, кВар;

R - активное сопротивление трансформатора, Ом;

X - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

U_ВН - напряжение на шинах ВН, кВ.

Приведение напряжения стороны НН:

U_HH = U_BH - U_T, кВ (29)[4]

где U_BH - напряжение на шинах ВН, кВ;

U_T - потери напряжения в трансформаторе, кВ.

Номер отпайки РПН:

(30)[4]

Где U_НH - приведенное напряжение стороны НН, кВ;

U_Н - номинальное напряжение, кВ.

Коэффициент трансформации:

(31)[4]

где U_Н - номинальное напряжение, кВ;

U_НH - номинальное напряжение стороны НН = 10,5 кВ;

N - номер стороны РПН;

U_СТ - ступень регулирования.

Действительное напряжение на шинах НН:

(32)[4]

где U_НH - приведенное напряжение стороны НН, кВ;

К_Т - коэффициент трансформации.

Отклонение напряжения:

(33)[4]

где U_Н - действительное напряжение НН, кВ;

U_НH - напряжение стороны НН = 10,5 кВ.

Таблица 14 - Выбор ответвлений трансформатора РПН

UB, кВ	Р, кВт	R, Ом	Q, кВар	Х, Ом	UТ, кВ	UНН, кВ	N	KT	UH, кВ	U, %
114,48	4498,6	16	2971,1	22,4	1,2	113,28	-0,8	10,7	10,6	0,9

Для регулирования напряжения в трансформаторах 10/0,4 кВ используется устройство переключения без возбуждения (ПВБ) с пределами регулирования ±22,5% номинального напряжения. Составим таблицу регулирования с помощью ПВБ.

Таблица 15- Величины напряжения ступеней ПВБ

Положение ПБВ	Напряжение, кВ	Положение ПБВ	Напряжение, кВ
0	10	0	10
+ 1	10,25	- 1	9,75
+ 2	10,50	- 2	9,50

1.12 Выбор марок и числа опор ЛЭП

Опоры служат для подвески проводов на определенной (в зависимости от напряжения) высоте над уровнем земли или воды.

В качестве опор ВЛ - 10 кВ используем одноцепные железобетонные опоры на стойках СНВ - 3,2 - 11. Анкерная опора устанавливается из расчета одна опора на 2 км линии. Концевая опора устанавливается в начале фидеров и у каждой ТП - 10/0,4 кВ.

В качестве опор ВЛ - 110 кВ используем одноцепные железобетонные опоры. Анкерная опора устанавливается из расчета одна опора на 3 км линии. Концевые опоры устанавливаются в начале и в конце линии.

Количество опор по ВЛ 10 кВ и ВЛ 110 кВ сведем в таблицы 16, 17 и 18.

Таблица 16 - Длина линий и количество опор по сечениям провода

Марка провода	Длина ВЛ, км	Длина пролета, м	Количество опор
60	1985	60	1379
75	233	70	307
100	50	75	250
АС - 95	54,25	80	678
Всего ВЛ-10 кВ	177,25		2614
АС - 70	25,25	150	168
Всего ВЛ - 110 кВ	25,25		168

Таблица 17- Количество опор ВЛ-10 кВ по типам

Тип опоры	Количество, шт.
Анкерная концевая: А10-2	18
Анкерная угловая: УА10-2	9
Анкерная угловая ответвительная: УОА10-2	4
Анкерная: А10-2	118
Промежуточная: П10-3	2465
Всего по ВЛ-10 кВ	2614

Таблица 18- Количество опор ВЛ-110 кВ по типам

Тип опоры	Количество, шт.
Анкерная концевая: КБ-35-110-1	2
Анкерная: КБ-35-110-1	8
Промежуточная: ПБ35-1	158
Всего по ВЛ - 35 кВ	168

1.13 Выбор марок и числа изоляторов ЛЭП

Изоляторы предназначены для подвески проводов к опорам и создания необходимого электрического сопротивления между проводом, находящимся под напряжением, и опорой.

На ВЛ-10 кВ применяются штыревые изоляторы типа ШФ20-В и подвесные изоляторы типа ПС70Е.

Количество изоляторов на ВЛ 10 кВ покажем в таблице 19.

Таблица 19 - Количество изоляторов на ВЛ-10 кВ

Тип опоры	Количество изоляторов на 1 опору, шт.	Количество изоляторов всего, шт.
	ШФ20-В	ПС70Е	ШФ20-В	ПС70Е
Анкерная концевая: А10-2	1	12	18	216
Анкерная угловая: УА10-2	2	12	18	108
Анкерная угловая ответвительная: УОА10-2	5	18	20	72
Анкерная: А10-2	1	12	118	1416
Промежуточная: П10-3	3	-	7395
ИТОГО	-	-	7569	1812

На ВЛ-110 кВ применяются изоляторы типа ПС70Е.

Количество изоляторов на ВЛ 110 кВ покажем в таблице 20.

Таблица 20 - Количество изоляторов на ВЛ-110 кВ

Тип опоры	Количество изоляторов на 1 опору, шт.	Количество изоляторов всего, шт.
	ПС70Е	ПС70Е
Анкерная концевая: КБ-35-110-1	18	36
Анкерная: А10-2	18	144
Промежуточная: П10-3	18	2844
ИТОГО	-	3024

1.14 Расчет потерь электроэнергии и определение КПД сети

Одним из важных показателей, характеризующих спроектированную сеть является ее КПД, который определяется как отношение отпущенной потребителям за год электроэнергии (W_отп.) к полученной с ним РТП.

Полученная электроэнергия складывается как сумма отпущенной с потерями в распределенной сети (?W10). Потери электроэнергии в распределенной сети складываются из потерь в воздушных линиях (?W_л) и потерь в трансформаторах подстанций 10/0,4кВ (?W_тр.), кВт*ч.

Потери электрической энергии в линии за год:

?W_л = S²_нагр /U²_ном r_оLф 10 ^-3 , кВт*ч (34)[4]

где S_нагр - наибольшая нагрузка в линии в расчетном режиме, кВА;

r_о - удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

ф - время максимальных потерь, ч.;

L - длина участка сети, км.

Время максимальных потерь рассчитывается по формуле

ф=(0,124+ Т_макс0,0001)²8760, ч (35)[4]

где Т_макс - среднее время использования максимальной нагрузки, ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по формуле:

?W_тр=?Р_кз(S_нагр/S_т)² ф +n?Р_хх8760, кВт*ч (36)[4]

где ?Р_кз, ?Р_хх - потери короткого замыкания и холостого хода трансформаторов;

ф - время максимальных потерь в трансформаторах, ч.;

S_нагр - мощность нагрузки трансформатора, Ква;

S_т - номинальная мощность трансформатора, Ква.

Дальнейшие расчеты сводим в таблицы 21 и 22.

Таблица 21 - Потери электрической энергии в ВЛ-10 кВ

Участок линии	Нагрузка на участкеS, кВА	Дина участка l, км	Удельное активное сопротивление ro, Ом/км	Потери электроэнергии в линии, ?Wл , кВт*ч
Фидер1
16-17	170	5,5	0,79	1692,7
15-16	237	5,75	0,79	3465,5
20-15	456	6	0,79	10173,06
0-20	603	10	0,31	15318,4
Итого по Ф1:	30649,6
Фидер 2
29-30	160	5,75	0,79	1579,4
21-29	266	8,25	0,6	4182,8
0-21	389	7	0,43	884,2
Итого по Ф2:	6646,4
Фидер 3
27-26	370	5,5	0,31	3162,8
28-27	501	5,5	0,31	5798,8
22-28	664	5,5	0,31	10155,3
0-22	910	10,75	0,31	37137,8
Итого по Ф3:	56254,7
Фидер 4
24-25	190	5,5	0,79	2114,4
23-24	357	4,75	0,79	6495,1
0-23	535	11,25	0,31	13536,4
Итого по Ф4:	22145,9
Фидер 5
2-3	130	4,5	0,79	803,8
2-1	80	5	0,79	343,5
4-2	317,5	5	0,79	5411,3
5-4	399,5	4,5	0,79	7691,3
0-5	585,5	3,25	0,43	8475,7
Итого по Ф5:	20985,6
Фидер 6
8-11	210	5,5	0,79	2583,06
8-9	140	3,5	0,79	735,16
7-8	578	4,5	0,79	15890,7
7-10	150	7,25	0,6	1330,1
6-7	799	4,25	0,43	15790,08
0-6	847	5,75	0,31	17354,2
Итого по Ф6:	53683,74
Фидер 7:
12-18	230	5	0,79	2839,6
12-19	180	8	0,79	2782,7
13-12	436	4,25	0,79	8654,4
14-13	542	5,75	0,79	18124,8
0-14	673	4,25	0,43	11202,6
Итого по Ф7:	43604,1

Таблица 22 - Потери электроэнергии в трансформаторах распределительной сети

Точка на плане	Sнагр кВА	Sт, кВА	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	ф, ч	?Wтр , кВт*ч
Фидер 1
20	190	250	1,05	4	1359	9545,9
15	270	160	0,5	2,8	1359	19454,9
16	90	100	0,34	2	1359	9861,7
17	170	160	0,34	2,8	1359	10295,1
Итого Ф1	49157,7
Фидер 2
21	160	160	0,5	2,8	1359	10120
29	140	160	0,5	2,8	1359	9801,4
30	160	160	0,5	2,8	1359	10120
Итого Ф2	30041,4
Фидер 3
22	315	160	0,5	2,8	1359	20153,7
28	210	250	1,05	4	1359	9718,9
27	170	160	0,5	2,8	1359	8761,12
26	370	160	0,5	2,8	1359	21153,7
Итого Ф3	59787,47
Фидер 4
23	230	250	1,05	4	1359	9910,2
24	210	250	1,05	4	1359	9718,9
25	190	250	1,05	4	1359	9544,9
Итого Ф4	29174
Фидер 5
5	240	250	1,05	4	1359	10012,4
4	110	100	0,34	2	1359	10404,3
2	160	160	0,5	2,8	1359	10120
1	80	100	0,34	2	1359	9629,7
3	130	160	0,5	2,8	1359	9657,1
Итого Ф5	49823,5
Фидер 6
6	65	100	0,34	2	1359	9334,17
7	140	160	0,5	2,8	1359	9800,48
10	150	160	0,5	2,8	1359	9954,4
8	310	160	0,5	2,8	1359	17521,8
11	210	250	1,05	4	1359	9718,9
9	140	160	0,5	2,8	1359	9800,48
Итого Ф6	66130,23
Фидер 7
14	170	160	0,5	2,8	1359	8761,12
13	140	160	0,5	2,8	1359	9800,48
12	90	100	0,34	2	1359	9860,79
18	230	250	1,05	4	1359	9910,2
19	180	160	0,5	2,8	1359	13163,16
Итого Ф7	51503,75

Таблица 23 - Определение отпущенного количества электроэнергии и КПД сети

№ фидера	cos ц	Время использования максимальной нагрузки Тмакс, ч	Отпущенная электроэнергия Wотп , кВт*ч	Потери электроэнергии в трансформаторах ?Wтр , кВт*ч	Потери электроэнергии в линии, ?Wл , кВт*ч	КПД сети з, %
1	2	3	4	5	6	7
1	0,83	2700	1944000	49157,77	30649,6	96
2	0,83	2700	1242000	30041,4	6646,4	97
3	0,83	2700	2875500	59787,47	56254,7	96
4	0,83	2700	1701000	29174	22145,9	97
5	0,83	2700	1944000	49823,5	20985,6	96
6	0,83	2700	2740500	66130,23	53683,74	95
7	0,83	2700	2187000	51503,75	43604,1	94

Эффективность выбора схемы сети и сечения проводов определяется величиной КПД, которая представляет собой отношение электроэнергии полезно-отпущенной потребителям к потреблению электроэнергии в %.

з=W_{отп ф} /(W_{отп ф}+?W_ф)100% (37)[4]

где W_{отп ф -} отпущенная электроэнергия, кВт*ч;

?W_ф - потери электроэнергии в сети 10 кВ, кВт*ч.

Потери электроэнергии в сети 10 кВ складываются:

?W_ф=?W_л+?W_тр, кВтч/год (38)[4]

где ?W_{л -} потери в линиях, кВтч;

?W_тр - потери в трансформаторах, кВтч.

Отпущенная электроэнергия определяется по формуле

W_{отп ф}=Т_срS_ф , кВтч (39)[4]

где S_ф- мощность нагрузки фидера, кВА;

Т_макс - число часов использования максимальной мощности за год, ч.

Полученные результаты вносим в таблицу 24.

Таблица 24 - Коэффициент полезного действия сети

Фидер	Нагрузка	Отпущенная энергия	Потери в трансформаторах, кВт	Потери в линиях, кВт	КПД,
1	885	2478000	40941,3	34453,7	97
2	1425	3990000	76343	80511	96
3	895	2595500	55095,9	35257,2	97
4	940	2726000	41615,5	67318,1	96
5	1160	3306000	59565,9	125374,6	95
Итого:	5305	15095500	273561,6	342914,6	96

1.15 Спецификация электрооборудования питающих линий распределительной сети

Количество трансформаторных подстанций сведем в таблицу 25

Таблица 25 - Количество ТП-10/0,4 кВ

№ фидера	Мощность ТП, кВА
	100	160	250
1	1	2	1
2		3
3		3	1
4			3
5	2	2	1
6	1	4	1
7	1	3	1
Всего:	5	17	8

Спецификацию выбранного оборудования питающей линии и распределительной сети сведем в таблицу 25.

Таблица 26 - Спецификация оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество
Комплектная трансформаторная подстанция мощностью 100 кВА	шт.	5
Комплектная трансформаторная подстанция мощностью 160 кВА	шт.	17
Комплектная трансформаторная подстанция мощностью 250 кВА	шт.	8
ВЛ-10 кВ
Анкерная концевая опора: А10-2	шт.	18
Анкерная угловая опора: УА10-2	шт.	9
Анкерная угловая ответвительная опора: УОА10-2	шт.	4
Анкерная опора: А10-2	шт.	118
Промежуточная опора: П10-3	шт.	2465
Провод АС-35	км	1379
Провод АС-50	км	307
Провод АС-70	км	250
Провод АС-95	км	678
Изолятор ШФ20В	Шт.	7569
Изолятор ПС70Е	Шт.	1812
ВЛ 110 кВ
Анкерная опора	Шт.	2
Анкерная концевая опора	Шт.	8
Промежуточная опора	Шт.	158
Провод АС70	км	168
Изолятор ПС70Е	Шт.	3024

2. Технологическая часть

2.1 Схема управления РЭС

Начальник РЭС назначается на должность и освобождается от занимаемой должности приказом заместителя генерального директора - Директора филиала по представлению заместителя директора по техническим вопросам - главного инженера филиала.

Назначение, перемещение и освобождение от работы остальных работников РЭС производится приказом заместителя генерального директора - директора филиала на основании представления начальника РЭС.

Начальник РЭС непосредственно подчиняется заместителю генерального директора - директору филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго».

Начальник Краснохолмского РЭС координирует и отвечает за обеспечение, контроль и успешное выполнение функций в соответствии с настоящим Положением.

Начальник РЭС является материально ответственным лицом по основным средствам и несет ответственность за сохранность и качество управления основными средствами.

В случае отсутствия начальника РЭС (отпуск, болезнь и прочее) его обязанности исполняет главный инженер Краснохолмского РЭС. Данное лицо приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее исполнение возложенных на него обязанностей.

Работники Краснохолмского РЭС осуществляют свою деятельность в соответствии с должностными инструкциями и настоящим положением.

Начальник РЭС распределяет работу между сотрудниками подразделения, устанавливает сроки ее выполнения, контролирует качество выполненной работы согласно настоящему Положению.

В Краснохолмский РЭС распоряжением начальника РЭС назначается уполномоченный по качеству. Обязанности уполномоченного по качеству определяются Инструкцией роли Уполномоченный по качеству.

Краснохолмский РЭС в лице начальника и других должностных лиц в соответствии с действующим законодательством несут административную, дисциплинарную, материальную ответственность за:

Своевременное и эффективное выполнение функций, возложенных настоящим Положением.

Выполнение приказов, распоряжений и указаний ИА ОАО «МРСК Центра», филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго».

Своевременное и полное достижение стратегических целей.

Эффективное взаимодействие с другими подразделениями филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» в интересах достижения стратегических целей Общества.

Соблюдение действующего законодательства, правил, приказов, методик и указаний.

Нанесение ущерба вверенных Краснохолмскому РЭС материальных ценностей.

Соблюдения трудового распорядка работниками Краснохолмского РЭС.

Совершенные в процессе своей деятельности правонарушения и причинение материального ущерба - в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством РФ;

Совершение действий или бездействия в части соблюдения требований охраны труда, предусмотренных статьями №143, 293 Уголовного Кодекса РФ.

Начальник Краснохолмского РЭС несет ответственность за работу персонала всего Краснохолмского РЭС а каждый работник - за участок работы в пределах обязанностей, возложенных на него должностной инструкцией.

Ответственность работников устанавливается должностными инструкциями

2.2 Замена гирлянды изоляторов в пролете ВЛ-110-РТП

Изоляторы на ВЛ предназначены для изоляции неизолированных проводов от заземленных элементов опор. Они изготовляются из фарфора, закаленного щелочного стекла, стеклопластика и других материалов.

При осмотрах с земли не всегда удается проверить состояние верхней части опоры, узлов крепления гирлянд к опоре, гирлянд изоляторов с арматурой и мест крепления грозозащитных тросов. Поэтому на ВЛ напряжением 35кВ и выше с периодичностью не реже одного раза в 6 лет производится верховой осмотр линий с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах.

Линейные подвесные изоляторы собирают в гирлянды, которые бывают поддерживающими и натяжными. Количество и тип изоляторов в гирляндах выбирают в зависимости от номинального напряжения линии, материала опор, загрязненности атмосферы в местах прохождения линии.

Для контроля изоляции ВЛ один раз в 6 лет проводится контроль электрической прочности подвесных фарфоровых изоляторов штангой. Измерение электрической прочности стеклянных изоляторов в процессе эксплуатации не проводится, так как их состояние определяется визуально при осмотрах линий. Контроль изоляторов штангой заключается в измерении распределения напряжения по отдельным изоляторам гирлянды. Сумма измеренных на изоляторах напряжений должна всегда равняться приложенному к гирлянде фазному напряжению. Признаком дефектности считается резкое снижение напряжения на изоляторе. Дефектным считается изолятор, падение напряжения на котором меньше 50 напряжения, приходящегося на исправный изолятор.

При замене дефектных изоляторов гирлянды стягивают с помощью стяжных устройств. Стяжные устройства принимают на себя тяжение проводов и позволяют расцепить гирлянду для замены дефектного изолятора без опускания гирлянды на землю.

При необходимости замену дефектных изоляторов в гирлянде выполняют без снятия напряжения с ВЛ, применяя изолирующие средства: тяги, подвесные лестницы, телескопические вышки с изолирующими звеньями из дельта-древесины и другие приспособления.

Штыревые изоляторы надевают на крюки и штыри, используя полиэтиленовые колпачки, которые в дополнение ко всему в определенной степени изолируют изолятор от земли.

Для подвесных изоляторов применяется линейная арматура, с помощью которой гирлянды крепятся к траверсам опор, а провода - к гирляндам изоляторов.

3. Специальная часть

3.1 Расчет уставок релейной защиты в распределительной сети 10 кВ (РТП - отходящая линия)

Защита ввода ВН на ТП - 10/0,4 кВ осуществляется кварцевыми предохранителями с током плавкой вставки, зависящем от S_Т, кВА.

Защита ввода НН осуществляется предохранителями ПН-2.

Выбор предохранителей проводим по следующему условию:

(17)[14]

где I_пл.вст.- номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А;

I_{пл.вст.расч.}- расчетный номинальный ток плавкой вставки, А

Номинальный ток трансформатора определим по формуле:

I_ном.Т =S_ном.Т / U_BH , А

где I_ном.Т.- номинальный ток трансформатора, А

S_ном.Т -номинальная мощность трансформатора, кВА

U_BH - напряжение на шинах ВН, кВ;

Расчетный ток плавкой вставки определим по формуле:

(18)[14]

где k_Н=1,2 - коэффициент надежности;

I_ном.Т.- номинальный ток трансформатора, А

Выбор предохранителей сведем в таблицу 27.

Таблица 27 - Выбор предохранителей

SТ ,кВА	Iном.Т , А	Iпл.вст. ,А	Предохранитель
100	5,7	8	ПКТ-101-10-8-31,5У3
160	9,2	16	ПКТ-101-10-16-31,5У3
250	14,4	20	ПКТ-101-10-20-31,5УЗ

К аппаратуре РЗА ток подводится при помощи трансформаторов тока, поэтому, вначале выбираем для каждого фидера трансформаторы тока.

Трансформаторы тока будем выбирать в соответствии с условием:

I_{ном ТТ} > I_Н.макс

где I_{ном ТТ} - номинальный ток трансформатора тока, А;

I_Н.макс - максимальный ток фидера, А

Таблица 28 - Трансформаторы тока

Фидер	Ток фидера, А	Выбранные трансформаторы тока
		Номинальные токи, А	Коэффициент трансформации, N т.т.	Схема соединений	Коэф-нт схемы, k СХ
6	157,1	300/5	60	Неполная звезда	1

Ток срабатывания МТЗ:

, А (19)[14]

где I_С.З. - ток срабатывания защиты, А;

k_Н - коэффициент надежности, равен 1,2;

k_З - коэффициент самозапуска, для сельскохозяйственных сетей равен 1,2;

k_В - коэффициент возврата, для РТ - 85 равен 0,85;

Ток срабатывания реле:

, А (20)[14]

где I_С.Р. - ток срабатывания реле, А;

k_СХ - коэффициент схемы соединений Т.Т.;

N_Т.Т. - коэффициент трансформации Т.Т.

Расчет МТЗ фидера 10 кВ сведем в таблицу 29.

Таблица 29 - Расчет МТЗ фидера 10 кВ

Фидер	I Н. МАКС, А	N Т.Т.	k Н	k З	k В	k СХ	I С.З., А	I С.Р, А
6	157,1	60	1,2	1,2	0,85	1	266,1	4,43

Токовой отсечкой называется защита с ограниченной зоной действия, имеющая мгновенное действие, в отличие от МТЗ селективность действия отсечки достигается не выдержкой времени, а ограничением зон ее действия. Для этого ток срабатывания отстраивается не от тока нагрузки, как у МТЗ, а от тока КЗ при КЗ в конце линии.

Ток срабатывания защиты:

,А (21)[14]

где I_С.З. - ток срабатывания защиты, А;

k_Н - коэффициент надежности, для РТ - 85 равен 1,3;

I⁽³⁾_КЗ - минимальный ток трехфазного КЗ защищаемой линии, А.

Ток срабатывания реле:

, А (22)[14]

где I_С.Р. - ток срабатывания токовых реле, А;

k_СХ - коэффициент схемы соединения Т.Т., равен 1;

I_С.З. - ток срабатывания защиты, А;

N_Т.Т. - коэффициент трансформации Т.Т.

Таблица 30 -Выбор реле серии РТ - 85

Тип	I Н , А	I С.Р, А	Время срабатывания, сек
РТ 85/1	10	9	1

Пересчитываем ток срабатывания защиты с учетом выбранного стандартного тока срабатывания защиты.

Рассчитываем ток срабатывания защиты

I_С.З. = I_С.Р N _Т.Т. / k _СХ , А

где I_С.З. - ток срабатывания защиты, А;

I_С.Р. - ток срабатывания токовых реле, А;

N_Т.Т. - коэффициент трансформации Т.Т.

k_СХ - коэффициент схемы соединения Т.Т., равен 1.

I_С.З. =10 60 / 1 = 540 , А

Токовая отсечка не используется поскольку не велико различие между токами КЗ в месте подключения ближайшего трансформатора и в месте установки защиты линии.

4. Технико-экономический расчет сети

4.1 Расчет стоимости основных фондов сети

Основные производственные фонды - это средства труда, которые многократно участвуют в процессе производства, выполняя качественно различные функции.