Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Иркутский государственный аграрный университет имени А.А. Ежевского

Энергетический факультет

Кафедра электроснабжения и электротехники

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

Проектирование электропитающей сети

По курсу «Электропитающие системы и электрические сети»

Монгуш А.Л.

Иркутск 2019

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• 1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
• 1.1 Краткая природно-климатическая характеристика района
• 1.2 Топографичекая схема
• 2. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПИТАЮЩЕЙ СЕТИ
• 3.ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• 3.1 Расчёты токов в сети
• 3.2 Выбор сечения проводов
• 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТИПОВ ПОДСТАНЦИЙ
• 4.1 Выбор трансформаторов
• 4.2 Выбор типов подстанций
• 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ
• 5.1 Капиталовложение в линии электропередачи
• 5.2 Капиталовложение в подстанционное оборудование
• 5.3 Годовые издержки производства
• 6. РАСЧЁТЫ И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЕТИ
• 6.1 Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах
• 6.2 Расчёт потокораспределения в электропитающей сети
• 6.3 Расчёт потерь мощности в электропитающей сети
• 6.4 Расчёт потерь напряжения в электропитающей системе
• 7. ВЫБОР СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
• 7.1 Регулирование коэффициента трансформации на трансформаторах
• 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 9. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ
• 10. ВЫБОР ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на локальные задачи, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: частей электрических сетей. В зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.

Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.

Курсовое проектирование должно способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами. По данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, в лабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономического анализа. напряжение заземление ток сеть

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.

Цель курсового проектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленное изучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыками самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.

В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения. Комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессе проектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Электрические системы и сети» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющие однозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать на вопросы.

Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для выполнения курсового проекта заданы следующие исходные данные для варианта №7:

Таблица 1.1 - Координаты узлов нагрузок (x; y)

Номер варианта	Координаты электроприёмников, мм ( М 1:500000)
	А	Б	В	Г	Д
7	(-35;-10)	(-25;60)	(10;65)	(60;70)	(55;50)

ИП (источник питания): 0, 0. Масштаб- 1: 500000.

Источник питания представляет собой районную понизительную подстанцию с шинами 110, 35, 10 кВ. Максимальные уровни напряжения ИП равны 1,1 . Два трансформатора по 40 МВА. Параметры питающей системы для расчетов токов К.З.: МВА, Ом

Таблица 1.2 - Мощность электропотребления центров нагрузки, МВт

Номер варианта	Мощность нагрузок, РН (пятилетней перспективой роста) в узлах
	А	Б	В	Г	Д
7	4,875	1,739	2,163	4,915	2,144

Таблица 1.3 - Характеристики потребителей в узлах нагрузки

Пункты, i	Коэффициент мощности, cos?нi	Потребители 1 категории, % от Рi	Потребители 2 категории, % от Рi	Потребители 3 категории, % от Рi	Число часов использования максимума нагрузки Тмаксi,ч
А	0,95	5	10	85	4000
Б	0,92	5	15	80	5600
В	0,93	5	20	75	4700
Г	0,96	0	20	80	2900
Д	0,90	10	25	65	5100

Таблица 1.4 - Характеристики групп потребителей и их удельный вес в объёме потребления ЭЭ в узлах нагрузки

Характеристики групп потребителей и их удельный вес в объёме потребления электроэнергии в узлах нагрузки (вариант"7")
Наименование потребителей	Тариф, руб./кВт*ч	Удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб./кВт*ч	Пункты	Процент потребителей
1.Население	0,777	10	А	40
			Б	60
			В	75
			Г	90
			Д	65
2. Сельхозпроизводство	2,35	20	А	30
			Б	20
			В	15
			Г	10
			Д	15
3. Промышленные потребители (до 750 кВА)	3,20	30	А	30
			Б	20
			В	10
			Г	0
			Д	20

Вид грунта в районе сооружения подстанций - Чернозем

1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1 Краткая природно-климатическая характеристика района.

Учёт природно-климатическая характеристика является обязательным условием при проектировании электроэнергетических объектов, поскольку эти характеристики в значительной степени влияют на вид и стоимость сооружаемых установок.

Климат Иркутской области, расположенной в центре материка, резко континентальный и характеризуется холодной зимой и теплым летом. Средняя температура в зимний период в среднем -25.°С - -30.°С, в летнее время +22.°С - +27.°С. Отопительный сезон в южной части длиться с 15 сентября по 15 мая.

Господствующие ветры - северо-западный и юго-восточный. Сила ветра до 10-15 м/с. Редко бывают штормовые ветра со скорость не более 25 м/с.

Среднегодовое количество осадков 400 мм. Колебание по годам от 200 до 800 мм в равнинной местности. Снежный покров к концу зимы достигает 40 см (+-5см от части Иркутской области). На протяжение 5 лет (с 2010 по 2015г.г.) среднегодовое кол-во осадков уменьшилось и зимы стали теплее на 5°С.

Грозовая деятельность незначительная, основной период гроз - июнь-август.

Нормативная толщина стенки гололёда для высоты 10-15 м равна 10-15 мм (II зона по гололёду).

1.2 Топографическая схема

Схема электрической сети определяется топографическим расположением источника питания и узлов нагрузки, а также категорийностью потребителей соответствующих узлов нагрузки.

Все схемы (включая топографическую) представлены на чертежах (рис. 1), приложенных к данному к курсовому проекту.

2. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПИТАЮЩЕЙ СЕТИ

Выбор рациональной ступени напряжения является важным этапом проектирования сети. В соответствие с имеющимися системами шин источника питания, сеть может быть выполнена на напряжение 110, 35 или 10кВ. Используя формулы (3.1 и 3.2)

, (2.1)

где - наиболее экономичный класс напряжения электрической сети, кВ;

- расстояние, на которую передаётся заданная мощность, км; (п.2.2)

- передаваемая мощность, МВт. (Табл. 1.2).

, (2.2)

где - рациональное напряжение сети (если < 60 МВт, а < 250 км), кВ.

Определим экономические рациональные ступени напряжения для принятых вариантов схем сети.

Таблица 3.1 - Значения предпочтительных напряжений в вариантах схемы сети

Номер варианта схемы	Линия электропередачи	Формула
		(1.1)	(1.2)
№1	ИП-А	42,9	42,48
	ИП-Б	26,24	34,5
	ИП-В-Г	46,02	57,14
	ИП-Д	30	34,1
№2	ИП-А-Б	47,04	55,84
	ИП-В-Д-Г	60,34	72,82
№3	ИП-Б-А-ИП	47,1	56,24
	ИП-В-Г-Д-ИП	60,28	71,15

Из данной таблицы следует, что вычисленные уровни предпочтительных напряжений ближе к номинальной ступени напряжения 35 кВ во всех трех вариантах. По этой причине за номинальное напряжение сети принимается 35 кВ.

3. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Сечение проводов выбирается из условия наименьших приведённых затрат в строительство и эксплуатацию ЛЭП. Каждому стандартному сечению проводников соответствует определённый диапазон значений расчётного тока линии, при котором использование этого сечения обеспечивает минимум приведённых затрат.

Экономическое сечение провода выбирается по загрузке ЛЭП в режиме максимальной нагрузки потребителей. Значение максимальных длительных токов линий определяется на основе электрического расчёта рассматриваемой сети по длинам линии с учётом числа параллельных цепей.

3.1 Расчёты токов в сети

Для определения токов, проходящих по участкам сети, исходят из прогнозируемых нагрузок по активной мощности и предварительно не учитывают потери мощности в сети.

Токи нагрузки в узлах электропотребления определяются по формуле

, (3.1)

где - номинальный ток, А;

- номинальная мощность, кВт; (Табл. 1.2)

- номинальное напряжение, кВ; ()

- коэффициент полезной номинальной мощности. (Табл. 1.2)

Определяются токи в сети по каждому варианту

Схема №1:

Схема №2:

Схема №3.

Расчёт токов в магистрально-кольцевой схеме несколько сложнее, чем в радиальной. Поэтому, при расчёте этой схеме используются формула (3.2) соответственно

, (3.2)

где - порядковый номер нагрузки;

- длина участков линии между соответствующими узлами, км.(п. 2.2).

Для участка ИП-А-Б-ИП приведена расчётная схема на Рисунке 3.1

Рисунок 3.1 - Расчётная схема участка ИП-А-Б-ИП схемы №3

Проверка:

Таким образом, на этом участке точка токораздела - узел нагрузки Б.

Для участка ИП-В-Г-Д-ИП приведена расчётная схема на Рисунке 3.2

Рисунок 4.2 - Расчётная схема участка ИП-В-Г-Д-ИП схемы №3



Проверка:

Таким образом, на этом участке точка токораздела - узел нагрузки.

3.2 Выбор сечения проводов

Из различных способов выбора сечений проводов в данном проекте применяется выбор по экономической плотности тока.

, (3.3)

где - экономическое сечение провода в фазе, ;

- расчётный ток в линии на 5-ом году эксплуатации после сооружения, А;

- число параллельных цепей проектируемой линии;

- экономическая плотность тока, А/.(Табл. 3.1)

Таблица 3.1 - Экономическая плотность тока

Проводники	Экономическая плотность, А/мм^2 при Тмакс, ч/год
	от 1000 до 3000	от 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: алюминиевые	1,3	1,1	1

Для линии одного и того же сечения, ответвляющимися по всей длине, экономическая плотность тока в начале линии увеличивается в раз, которая определяется по формуле

, (3.4)

где - ток в начале линии, А;

- полная длина линии, км.; (п. 2.2)

- токовая нагрузка i-го участка, А;

- длина i-го участка, км. (п. 2.2)

Таблица 3.2 - Результаты расчётов по выбору сечений проводов

Номер схемы	Линия электропередачи	Расчётный ток, А	Тмакс, ч/год	Ку	jэ, А/мм^2	Sэ, мм^2	Выбираемая марка провода
№1	ИП-А	33,68	4000	1	1,1	33,68	АС-35
	ИП-Б	15,61	5600	1	1	15,61	АС-35
	ИП-В	52,88	4700, 2900	1,06	1,1	45,35	АС-50
	ИП-Д	28,85	5100	1	1	28,85	АС-35
	В-Г	33,68	2900	1	1,3	25,91	АС-35
№2	ИП-А	49,3	4000, 5600	1,27	1,1	35,30	АС-35
	А-Б	15,61	5600	1	1	15,61	АС-35
	ИП-В	68,49	4700, 5100, 2900	1,05	1,1	59,09	АС-70
	В-Д	48,05	2900, 5100	1	1,3	36,96	АС-35
	Д-Г	62,52	2900	1	1,3	48,09	АС-35
№3	ИП-А	58,49	4000, 5600	1,67	1,1	31,91	АС-35
	А-Б	-8,88	5600	1	1	-8,88	АС-35
	ИП-Б	44,82	5600	1	1	44,82	АС-35
	ИП-В	60,81	4700, 2900	1,11	1,1	49,78	АС-50
	ИП-Д	82,21	5100, 2900	1,16	1	71,08	АС-95
	В-Г	21,77	2900	1	1,3	16,75	АС-35
	Д-Г	24,52	2900	1	1,3	18,86	АС-35

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТИПОВ ПОДСТАНЦИЙ

4.1 Выбор трансформаторов

В общем случае выбор трансформаторов не зависит от варианта электропитающей сети.

Согласно ПУЭ понижающие трансформаторные подстанции при наличии потребителей I и II категории выбираются двухтрансформаторными.

Следовательно, для заданных в данном варианте проекта условий подстанции в узлах нагрузки А, Б, В, и Д должны быть двухтрансформаторными, и только в узле Г, в котором отсутствуют потребители 1 категории, можно установить один трансформатор, если в энергосетевом районе имеется центральный резерв трансформаторов.

С учетом изложенного, на подстанции в узле А выбираем два трансформатора, мощность которых должна быть:

=

= (4.1)

где (I), (II), (III) -полная мощность узлов, учитывая потребителей всех категорий, МВА; ((I),(II), (III) в Табл. 1.4)

- выбираемые трансформаторные подстанции на каждый узел, МВА.

Мощность же одного трансформатора при отключении второго должен быть не ниже

=

= (0,05*5,131+0,15*5,131)/1,4=0,732 МВА (4,2)

В результате:

Таблица 4.1 - Результаты расчётов для выбора трансформаторов

Узлы нагрузки	Рмакс, МВт	cos?	Sмакс, МВА	S(I)+S(II), МВА	Число и марка трансформаторов	UВН/UНН, Кв
А	4,875	0,95	5,13	0,73	2*ТМН-2500/35	35/0,4
Б	1,739	0,92	1,89	0,378	2*ТМН-1000/35	35/0,4
В	2,163	0,93	2,33	0,58	2*ТМН-1600/35	35/0,4
Г	4,915	0,96	5,33	0,816	2*ТМН-2500/35	35/0,4
Д	2,144	0,9	3,49	1,22	2*ТМН-2500/35	35/0,4

Таблица 4.2 - Параметры выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	Sт ном, МВА	?Ркз, кВт	?Рхх, кВт	Iхх, %	Uкз, %	rт, Ом	xт, Ом	?Qх, кВАр	Схема соединение обмоток
ТМН-1000/35/0,4	1	12,2	2,35	1,5	6,5	7,9	49,8	22,4	Y/YH-0
ТМН-1600/35/0,4	1,6	18	3,1	1,4	6,5	11,2	49,2	17,6	Y/YH-0
ТМН-2500/35/0,4	2,5	23,5	2,9	1	6,5	5,1	31,9	27,5	Y/YH-0

Расчёт потерь в двухоботочных транформаторах.

Потери активной мощности в трансформаторе складываются из потерь в стали на вихревые токи и гистерезис и из потерь в обмотках:

, (4.5)

Где - потери в стали (потери холостого хода ) трансформатора, кВт; (Табл. 4.2)

- потери в обмотках трансформатора (потери К.З. ), кВт; (Табл. 4.2)

- номинальная мощность трансформаторов, кВА; (Табл. 4.2)

- суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, кВА; (Табл. 4.1)

- число параллельно работающих трансформаторов.

Результаты вычисления активных потерь в трансформаторах

; ; ; ; .

Потери реактивной мощности в трансформаторах складываются из потерь в стали на её намагничевание и потерь в обмотках на создание магнитного потока рассеяния:

, (4.6)

при этом ,

где - потери реактивной мощности, кВАр;

- потери в стали на её намагничевание, кВАр; (

- потери в обмотках, кВАр.

Результаты расчётов реактивных потерь в трансформаторах

; ; ; ; .

Потери ЭЭ в трансформаторах рассчитываются по формуле:

, (4.7)

где - мощность наибольшей нагрузки в данный период (год), кВА; (Табл. 5.1)

- время потерь при максимальной нагрузке, ч/год.

, (4.8)

где - значение числа часов использования максимальных потерь, ч. (Табл. 1.3)

Таблица 4.3 - Расчёты времени потерь для каждого узла участка ЭЭС

час/год;
час/год;
час/год;
час/год;
час/год.

Вычислив время потерь, получим потери ЭЭ в каждом трансформаторе

; ; ;; .

4.2 Выбор типов подстанций

По результатам выбора трансформаторов выбираются типы подстанций, их схемы и параметры.

Подстанция А и Б с распределительными устройствами 35 кВ и 0,4 кВ. Двухтрансформаторная, трансформаторы двухобмоточные, трёхфазные. На стороне 35 кВ имеются две подходящие к ПС воздушные ЛЭП. На стороне 0,4 кВ - две секции с секционным выключателем между ними.

Подстанции В,Г и Д. Распределительные устройства выполняются на напряжение 35 и 0,4 кВ. Двухтрансформаторная, трансформаторы двухобмоточные, трёхфазные. На стороне 35 кВ к подстанции подходят две ЛЭП. Для повышения оперативной управляемости схемы ЛЭП к подстанциям присоединены через выключатели. На стороне 0,4 кВ выполняются две секции с секционными выключателями между ними.

Данные подстанции были выбраны во всех схемах ЭЭС чтобы в дальнейшем проверить технико-экономической составляющей каждого варианта по отдельности и выбрать самый экономичный в данном курсовом проекте.

5. ОСНОВЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОПОСТАВЛЕНИЯ ВАРИАНТОВ

5.1 Капиталовложение в линии электропередачи

Для определения капитальных затрат в линию

, (5.1)

где - поправочный коэффициент, учитывающий провес проводов (1,02); прямолинейность трасс линии в горизонтальной и вертикальной проекциях (1,1); условия строительства линии (1,2);

- стоимость сооружения 1 км линии, тыс. руб.;[1]

- длина участка, км. (Табл. 6.1).

Таблица 5.1 - Капитальные затраты в сооружении линий

Номер схемы	ЛЭП	Длина, км.	Марка провода	Стоимость 1 км., тыс. руб.	Полная стоимость сооружения ЛЭП, тыс. руб.
1	ИП-А двухцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,82
	ИП-Б двухцепная	42,7	АС-50	27,2	1567,94
	ИП-В двухцепная	71,6	АС-50	27,2	2629,15
	В-Г двухцепная	18,0	АС-50	27,2	660,96
	ИП-Д двухцепная	70,7	АС-50	27,2	2596,10
	Итого:	243,3	-	-	8933,98
2	ИП-А двухцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,82
	А-Б двухцепная	35,4	АС-50	27,2	1299,89
	ИП-В двухцепная	33,5	АС-70	27,4	1239,17
	В-Д двухцепная	25,0	АС-50	27,2	918,00
	Д-Г двухцепная	31,6	АС-50	27,2	1160,35
	Итого:	165,8	-	-	6097,23
3	ИП-А одноцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,816
	ИП-Б одноцепная	42,7	АС-50	27,2	1567,944
	ИП-В одноцепная	71,6	АС-50	27,2	2629,152
	А-Б одноцепная	35,4	АС-50	27,2	1299,888
	В-Г одноцепная	18,0	АС-50	27,2	660,96
	Г-Д одноцепная	31,6	АС-50	27,2	1160,352
	ИП-Д одноцепная	70,7	АС-95	27,4	2615,193
	Итого:	310,3	-	-	11413,305

5.2 Капиталовложение в подстанционное оборудование

Кроме конфигураций и параметров электрической сети, варианты различаются схемами понижающих подстанций в энергетических узлах и составом коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ. Состав трансформаторов и схемы со стороны НН во всех вариантах одинаковые, поэтому их в сравнительных расчётах не учитывают.

Таблица 5.2 - Капитальные затраты в подстанционное оборудование на стороне 35 кВ

Номер схемы	Вид оборудования	Количество, шт.	Стоимость одного аппарата, тыс.руб.	Общая стоимость, тыс. руб.
1	Выключатели	14	5,72	80,08
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,70
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,20
	Итого:	-	-	128,62
2	Выключатели	10	5,72	57,2
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,7
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,2
	Итого:	-	-	105,74
3	Выключатели	10	5,72	57,2
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,7
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,2
	Итого:	-	-	105,74

5.3 Годовые издержки производства

А) амортизационные отчисления определяются по формуле

, (5.2)

Для ВЛ 35 кВ на железобетонных опорах , а силового электротехнического оборудования подстанции . С учётом этого, амортизационные отчисления определяются по формуле:

, (5.3)

где - общие капитальные затраты в сооружение линии для каждой схемы, тыс. руб.; (Табл. 5.1)

- общие капитальные затраты в подстанционное оборудование на стороне 35 кВ для каждой схемы, тыс. руб. (Табл. 5.2)

Таблица 5.3 - Результаты расчётов амортизационных отчислений, тыс. руб.

Схема №1	Схема №2	Схема №3
124,63	110,41	168,06

Б) годовые издержки включают в себя плату персонала и стоимость запасных частей и деталей, а также оснастки для ремонта оборудования

, (5.4)

где - стоимость одной у.е. с учётом отчислений на социальные нужды для сравниваемых вариантов;

- число у.е. на обслуживание данного вида оборудования. [1]

Таблица 5.4 - Результаты расчётов издержек на эксплуатацию оборудования, тыс. руб.

Номер варианта	Норма у.е. по ВЛ у.е./ км	Общая длина ВЛ, км.	Норма у.е. по выключателям, у.е./выкл	Количество выключателей, шт.	Норма у.е. по ОД и КЗ, у.е.	Количество ОД и КЗ, шт.	Суммарные издержки, ИОБi
№1	2,1	243,3	32,2	14,0	19,3	10,0	80,8
№2	2,1	165,8	32,2	10,0	19,3	10,0	60,4
№3	2,6	310,3	32,2	10,0	19,3	10,0	92,5

В) издержки на потери ЭЭ в линиях и трансформаторах.

Стоимость потерь в линии определяется

, (5.5)

где - максимальная загрузка ЛЭП в течение года, МВА; (Табл. 5.1)

- номинальное напряжение в ЛЭП в течение года;

- удельное активное сопротивление линии, Ом/км; [1]

- стоимость потерянного в линии кВт*ч.

Таблица 5.5 - Результаты расчётов стоимости потерь в линиях для , ,

Номер схемы	Наименование ЛЭП	Марка провода	Удельное активное сопротивление ro, Ом/км	Длина ЛЭП Lл, км	Число цепей n	Макс. Мощность Sмакс л, МВт	Издержки Ипот л, тыс.руб.
1	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	2	3,875	9,68
	ИП-Б	АС-50	0,603	42,7	2	1,739	2,07
	ИП-В	АС-50	0,603	71,6	2	2,163	5,36
	В-Г	АС-50	0,603	18,0	2	3,915	4,41
	ИП-Д	АС-50	0,603	70,7	2	3,144	11,18
	Итого	-	-	-	-	-	32,70
2	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	2	5,614	20,32
	А-Б	АС-50	0,603	35,4	2	1,85	1,94
	ИП-В	АС-70	0,33	33,5	2	8,179	19,62
	В-Д	АС-50	0,603	25,0	2	6,515	16,98
	Д-Г	АС-50	0,603	31,6	2	1,83	1,69
	Итого	-	-	-	-	-	60,55
3	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	1	0,65	0,54
	А-Б	АС-50	0,603	42,7	1	0,37	0,19
	ИП-Б	АС-50	0,603	71,6	1	1,48	5,02
	ИП-В	АС-50	0,603	35,4	1	2,67	8,06
	В-Г	АС-50	0,603	18,0	1	1,55	1,38
	Г-Д	АС-50	0,603	31,6	1	0,28	0,08
	ИП-Д	АС-95	0,46	70,7	1	2,88	14,36
	Итого	-	-	-	-	-	29,64

Годовые издержки на потери ЭЭ в трансформаторах понадобятся в дальнейшем при оценке себестоимости передачи ЭЭ от источника питания до потребителя.

Годовые издержки на потери ЭЭ в трансформаторах определяются по формуле

, (5.6)

где - стоимость потерянного кВт*ч при загрузке трансформатора;

- стоимость потерянного кВт*ч при холостом ходе трансформатора.

Таблица 5.6 - Результаты расчётов годовых издержек на потери ЭЭ в трансформаторах

Подстанция	Sмакс, МВА	Число трнсформаторов	Марка трансформатора	?Рхх, КВт	?Ркз, КВт	?максТ, час/год	Издержки Ипот т, тыс.руб.
А	4,08	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	2405,29	11,676
Б	1,89	2	ТМН-1000/35/0,4	2,1	12,2	4098,42	2,282
В	2,33	2	ТМН-1600/35/0,4	3,1	18	3090,84	3,757
Г	4,08	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	1501,43	7,725
Д	3,49	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	3521,13	12,424
Итого:	37,864

Ущерб от недоотпуска потребителям равен:

, (5.7)

где - плановый ремонт любого элемента сети;

Следовательно, для рассматриваемых вариантов

, (5.8)

где - удельный ущерб от ненадёжности электроснабжения, руб./кВт*ч. ( Табл. 1.4)

Так как выход из строя одновременно двух трансформаторов маловероятен, тогда допустим применение формулы

, (5.9)

где - количество недоотпущенной ЭЭ из-за повреждённой ЛЭП, кВт*ч;

- удельная повреждаемость к-го объекта, ч/год (=0,28; 0,7);

- длина к-ой линии, км. (=1);

- максимальная мощность нагрузки, погашенной при повреждении к-го элемента сети, кВт; ( Табл. 5.1)

- число часов использования максимальной нагрузки, ч. (Табл. 1.3)

Таблица 5.7 - Результаты расчётов ущерба от недоотпуска ЭЭ

Номер варианта	Сочетание отключающихся ЛЭП	Уо, руб./кВт*ч	?к, ч/год	Lк, км.	Рн макс, МВт	Тн макс, ч/год	У, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ИП-А обе цепи	21	0,28	40,3	3,875	4000	419,29
	ИП-Б обе цепи	19	0,28	42,7	1,7	5600	246,87
	ИП-В обе цепи	17,25; 15,5	0,28	71,6	1,01; 1,755	4700; 2900	87,68; 84,47
	В-Г обе цепи	15,5	0,28	18,0	1,755	2900	45,39
	ИП-Д обе цепи	18,75	0,28	70,7	2,34	5100	505,66
	Итого:	-	-	-	-	-	1389,36
2	ИП-А обе цепи	21; 19	0,28	40,3	1,23; 1,7	4000; 5600	105,68; 185,01
	А-Б обе цепи	19	0,28	35,4	1,7	5600	204,67
	ИП-В обе цепи	17,25; 18,75; 15,5	0,28	33,5	1,01; 2,34; 1,755	4700; 2900; 5100	87,68; 136,24; 148,55
	В-Д обе цепи	18,75; 15,5	0,28	25,0	2,34; 1,7	4700; 5100	118,64; 77,32
	Д-Г обе цепи	15,5	0,28	31,6	1,755	2900	79,68
	Итого:	-	-	-	-	-	1143,47
3	ИП-А, ИП-Б	21; 19	0,7	40,3;42,7	1,23; 1,7	4000; 5600	379,84; 664,93
	ИП-А, А-Б	21	0,7	40,3; 35,4	1,23	4000	379,84
	ИП-Б, А-Б	19	0,7	42,7;35,4	1,7	5600	578,23
	ИП-В, ИП-Д	17,25; 18,75	0,7	33,5;70,7	1,01; 2,34; 1,755	4700; 5100; 2900	238,88; 652,69; 278,38
	ИП-В, В-Г	17,25	0,7	33,5; 18	1,01	4700	91,65
	ИП-В, Г-Д	17,25; 18,75	0,7	31,6;33,5	1,01; 1,755	4700; 2900	134,19; 156,37
	ИП-Д, Г-Д	18,75	0,7	70,7;31,6	2,34	5100	366,61
	ИП-Д, В-Г	17,25; 15,5	0,7	70,7; 18	2,34; 1,755	5100; 2900	230,35; 88,3
	В-Г, Г-Д	15,5	0,7	18; 31,6	1,755	2900	129,24
	Итого:	-	-	-	-	-	4369,50

Определив все составляющие затрат по вариантам, вычислим суммарные приведённые затраты по каждому варианту

, (5.10)

Таблица 5.8 - Результаты расчётов суммарных приведённых затрат по каждому варианту

Для схемы №1, тыс.руб.	Для схемы №2, тыс.руб.	Для схемы №3, тыс. руб.
2820,05	2187,39	6183,99

Таким образом, вариант №2 является наиболее экономичным по сравнению с другими предложенными вариантами.

6. РАСЧЁТЫ И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЕТИ

6.1 Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах

Все формулы по данному пункту приведены в разделе 5. Расчёты приведены в Таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчётов потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах подстанции в узлах нагрузки

Подстанция	Sмакс, МВА	Число тр-ров, n	Марка тр-ра	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Ixx, %	Uкз, %	?Рт, кВт	?QT, кВАр
А	4,08	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	14,43	561,01
Б	1,89	2	ТМН-1000/35	2,1	12,2	1,5	6,5	25,08	146,09
В	2,33	2	ТМН-1600/35	3,1	18	1,4	6,5	11,85	204,44
Г	4,08	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	24,63	561,01
Д	3,49	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	27,59	279,41
СУММА	15,87	-	-	-	-	-	-	103,58	1751,96

6.2 Расчёт потокораспределения в электропитающей сети

Для варианта №2 составляется схема замещения участков линий с односторонним питанием для нормального режима.

Исходные данные приведены в Таблицах 6.2 - 6.5.

Таблица 6.2 - Исходные данные по участкам ЛЭП

Участок	Число цепей, марка провода	ro, Ом/км	хо, Ом/км	Длина участка l, км	rл, Ом	хл, Ом
ИП-А	2*АС-50	0,603	0,448	40,3	24,30	18,05
А-Б	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28
ИП-В	2*АС-70	0,429	0,432	33,5	14,37	14,47
В-Д	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28
Д-Г	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28

Результаты расчётов потокораспределения в электропитающей системе приведены в таблице 6.3

Таблица 6.3 - Исходные данные по узлам нагрузки

Узел нагрузки	Sмакс, МВА	Sмакс=Рмакс -jQмакс. МВА	SпотТ=?РТ - jQт, МВА	Sсумм=(Рмакс+?PT) -j*(Qмакс+?QT), МВА
А	4,08	1,23-j0,389	0,014-j0,084	1,244-j0,473
Б	1,89	1,7-j0,73	0,0251-j0,141	1,725-j0,871
В	2,33	1,04-j0,416	0,012-j0,071	1,052-j0,487
Г	4,08	1,755-j0,519	0,025-j0,139	1,78-j0,658
Д	3,49	2,34-j1,13	0,028-j0,182	2,368-j1,312

Таблица 6.4 - Результаты расчётов потокораспределения в схеме №1 в нормальном режиме максимальных нагрузок без учёта потерь в линиях

Наименование ЛЭП	S, МВА	S, МВА	I, кА
ИП-А	1,244-j0,473	1,33	0,022
ИП-Б	1,725-j0,871	1,93	0,032
ИП-В	1,052-j0,487	1,159	0,019
В-Г	1,78-j0,658	1,9	0,031
ИП-Д	2,368-j1,312	2,7	0,045

Где ток в линиях рассчитывается по формуле

, (6.1)

6.3 Расчёт потерь мощности в электропитающей сети

Потери активной и реактивной мощности в линиях определяются по формулам

, (6.2)

, (6.3)

Результаты расчётов потерь мощности в линиях представлены в таблице 6.5

Таблица 6.5 - Результаты расчётов потерь мощности в линиях для работы сети в максимальном режиме

Наименование ЛЭП	Sл, МВА	rл, Ом	РпотЛ, кВт	xл, Ом	QпотЛ, кВАр
ИП-А	1,33	21,23	30,66	15,77	22,77
ИП-Б	1,93	30,51	92,77	24,69	75,08
ИП-В	1,159	22,22	24,37	16,51	18,10
В-Г	1,9	9,29	27,38	6,9	20,33
ИП-Д	2,7	24,21	144,07	17,99	107,06
Суммарные потери	-	-	319,25	-	243,34

Также были рассчитаны и приведены значения потоков мощности в начале и конце каждого участка линий с учётом потерь мощности в линиях и трансформаторах (Таблица 6.6)

Таблица 6.6 - Значения мощностей в начале и конце каждой линии

Наименование линии	SнЛ=РнЛ-jQнЛ, МВА	?SпотЛ=РпотЛ-jQпотЛ, МВА	Sk=PкЛ-jQкЛ, МВА
ИП-А	1,275-j0,496	0,031-j0,023	1,244-j0,473
ИП-Б	1,818-j0,946	0,093-j0,0751	1,725-j0,871
ИП-В	1,296-j0,668	0,244-j0,181	1,052-j0,487
В-Г	1,807-j0,678	0,027-j0,02	1,78-j0,658
ИП-Д	2,515-j1,419	0,144-j0,107	2,368-j1,312

6.4 Расчёт потерь напряжения в электропитающей системе

По известному напряжению в начале линии напряжение на её конце определяется по формуле

, (6.4)

где - напряжение в начале линии, кВ (). [1]

Результаты расчётов для нормального режима максимальных нагрузок в Таблице 6.7

Таблица 6.7 - Результаты расчётов потерь напряжения в линиях электропитающей системы

Участки линий	U1, кВ	rЛ, Ом	хЛ, Ом	РнЛ-jQнЛ	?U, кВ	U2=U1-?U, кВ
ИП-А	38,5	21,23	15,77	1,275-j0,496	0,906	37,594
ИП-Б	38,5	30,51	24,69	1,818-j0,946	2,047	36,453
ИП-В	38,5	22,22	16,51	1,296-j0,668	1,034	37,466
В-Г	34,337	9,29	6,9	1,807-j0,678	0,625	33,712
ИП-Д	38,5	24,21	17,99	2,515-j1,419	2,245	36,255

Из результатов расчётов следует, что в узлах нагрузки на стороне 35 кВ будут следующие уровни напряжения. (Таблица 6.8)

Таблица 6.8 - Уровни напряжения в узлах в максимальном режиме электропотребления

Параметр	Узлы нагрузки (i)
	А	Б	В	Г	Д
Ui, кВ	37,6	36,5	37,5	33,7	36,3
?Ui=Uип-Ui, кВ	0,9	2,0	1,0	0,6	2,2
Uном=35 кВ/%	2,6/+7	1,5/+4,1	2,5/+7,7	1,3/-3,8	1,3/+3,6

Из неё видно, что отклонение напряжения на шинах 35 кВ узлов нагрузки в нормальном максимальном режиме находятся в допустимых пределах и дополнительных мероприятий по поддержанию напряжений не требует.

Для оценки допустимости потерь напряжения в аварийных режимах следует рассмотреть наиболее тяжёлые из них. Наиболее тяжёлыми будут отключения головных участков ИП-А, ИП-Б, ИП-В,В-Г и ИП-Д.

ИП-А: ;

ИП-Б: ;

ИП-В: ;

В-Г: ;

ИП-Д: .

Из результатов расчётов аварийных режимов следует, что в узлах нагрузки на стороне 35 кВ будут следующие минимальные уровни напряжения (Таблица 6.9)

Таблица 6.9 - Уровни напряжения в узлах нагрузки в аварийном режиме при максимальном электропотреблении на стороне 35 кВ

Параметр	Узлы нагрузки (i)
	А	Б	В	Г	Д
Ui, кВ	36,7	34,4	36,4	33,0	34,0
?Ui=Uип-Ui, кВ	1,81	4,10	2,10	1,35	4,50
Uном=35 кВ/%	1,7/+4,9	0,6/-1,7	0,9/+4	2,0/-6,1	1,0/-2,9

7. ВЫБОР СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

7.1 Регулирование коэффициента трансформации на трансформаторах.

Принятые к установке трансформаторы имеют устройства РПН двух видов исполнения: +-4*2,5% и +-6*1,5%. Для рассматриваемых условий больше подходит диапазон +-4*2,5%, который и предполагается к установке на заказываемых трансформаторах.

Выбор положения РПН. На узлах А, Б, В и Г установлены трансформаторы ТМН-1000/35/0,4 с РПН +-4*2,5%, в узле Д - ТМН-1600/35/0,4 также с РПН +-4*2,5%.

На среднем ответвлении коэффициент трансформации равен

, (7.1)

Рассчитывается приведённое напряжение на вторичной стороне трансформатора. При этом учитываются мощности и напряжения в трансформаторе.

, (7.2)

где - напряжение в начале линии.

Действительное напряжение на вторичной стороне составит

, (7.3)

И будет находиться в допустимой области

, (7.4)

где - напряжение на стороне 0,4 кВ.

Также эти расчёты используются при расчёте нормального и аварийного режима. Все расчёты приведены в Таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты расчётов уровней напряжений на шинах подстанций

Режим	Расчётный параметр	Подстанции
		А	Б	В	Г	Д
Общие параметры для всех режимов	Коэффициент трансформации на среднем ответвлении РПН, КТ.ср	87,5	87,5	87,5	87,5	87,5
	Загрузка трансформаторов при максимальном потреблении, SТ.макс.	1,244-j0,473	1,725-j0,871	1,052-j0,487	1,78-j0,658	2,368-j1,312
	Продольное активное сопротивление rт трансформатора, Ом	7,9	7,9	7,9	7,9	11,2
	Продольное индуктивное сопротивление хт трансформатора, Ом	48,9	48,9	48,9	48,9	49,2
Нормальный режим	Напряжение на шинах 35 кВ подстанции, кВ	37,6	36,5	37,5	33,7	36,3
	Приведённое напряжение Uприв.норм, кВ	36,72	34,96	36,64	32,33	33,8
	Напряжение на вторичной стороне U2 при КТ.ср, кВ	0,42	0,40	0,42	0,37	0,39
	Отклонение U2 от U2 ном, %	10,53	5,3	10,53	-2,63	2,63
	Требуемая ступень РПН (Кт.треб.)	3(94,1)	3(94,1)	4(96,25)	0(87,5)	0(87,5)
	Отклонение U2 от U2 ном при Кт.треб, %	2,6	2,6	1	1,4	1,7
Аварийный режим	Напряжение на шинах 35 кВ подстанции, кВ	36,7	34,4	36,4	33	34
	Приведённое напряжение Uприв.норм, кВ	36,25	33,58	35,96	32,3	32,66
	Напряжение на вторичной стороне U2 при КТ.ср, кВ	0,414	0,384	0,411	0,369	0,373
	Отклонение U2 от U2 ном, %	9,02	0,99	8,15	-2,86	-1,77
	Требуемая ступень РПН (Кт.треб.)	3(94,1)	0(87,5)	3(94,1)	0(87,5)	0(87,5)
	Отклонение U2 от U2 ном при Кт.треб,	1,4	1	0,6	-2,86	-1,77

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

В связки с отсутствием заземлённых нейтралей в сети 35 кВ рассчитываются только токи трёхфазного К.З. Токи К.З. определяются только для выбора оборудования на подстанциях.

Расчёт токов К.З. проводится в принятой системе базисных величин

, (8.1)

где - базисный ток, кА;

- базисная мощность, МВА;

- базисное напряжение, кВ.

Общая схема решения будет представлена ниже по Рисункам 8.1 и 8.2.

Рисунок 8.1 - Схема замещения участка ИП-А и ИП-Б для расчётов токов К.З.



Рисунок 8.2 - Схема замещения участка ИП-В-Г и ИП-Д для расчётов токов К.З.

Расчёт токов К.З. в точке К1.

Сопротивление при проектировании узнается у персонала системы. В данном случае оно принимается равным

Ом

При Uc=110кВ, Sc=1000МВА.

На опорной подстанции установлены два трёхобмоточных трансформатор ТДТН-40000/110 с номинальным напряжением обмоток 115, 38,5 и 11 кВ.

Сопротивление трансформатора

Ом

Тогда

Ом

Все параметры приводятся к базисным условиям

Ом

Ом

Относительные базисные сопротивления

;

;

.

1.1 Начальный сверхпереходный ток К.З. равен

1.2 Сверхпереходная мощность К.З. равна

1.3 Для определения ударный ток и действующее значение тока К.З. первый период требуется вычислить постоянную времени затухания апериодического тока

1.4 Величина ударного коэффициента

1.5 Ударный ток

1.6 Действующее значение тока К.З. первый период

1.7 Принимаем время отключения тока К.З. коммутационной аппаратурой t=0.2 сек, тогда действующее значение апериодического тока

1.8 Действующее значение периодического тока К.З. по расчётным кривым для времени t=0,2 сек; Z=0,489 Ом

1.9 Действующее значение полного тока К.З. определяется по формуле

1.10 Условная мощность К.З.

1.11 Действующее значение установившегося тока К.З. находят по кривым для известного значения Z=0.489 Ом; t=.

Расчёт токов К.З. в точке К2.

Для расчётов используют следующие данные об элементах схемы замещения:

- из предыдущего расчёта

; Ом

- из Таблицы 7.2 сопротивление ЛЭП

; Ом

Сопротивление ЛЭП приводится к базисным относительным единицам к эквивалентному сопротивлению.

Ом

Ом

2.1 ;

2.2 ;

2.3 ;

2.4 ;

2.5 ;

2.6 ;

2.7;

2.8 ;

2.9 ;

2.10 ;

2.11 .

Расчёт токов К.З. в точке К3.

Из предыдущих расчётов

-Ом;

- из Таблицы 5.2

Ом для одного трансформатора.

Ом

Ом

Ом

3.1 ;

3.2 ;

3.3 ;

3.4 ;

3.5 ;

3.6 ;

3.7;

3.8 ;

3.9 ;

3.10 ;

3.11 .

Полученные значения токов приведены к напряжению 35 кВ; на стороне 0,4 кВ значения токов будет в раз больше.

Все дальнейшие расчёты в точках К4-К11 аналогичны расчётам точек К1-К3. Результаты расчётов токов К.З. приведены в Таблице 8.1

Таблица 8.1 - Результаты расчётов токов и мощностей К.З.

Расчётные токи К.З.	Токи (Ка) и мощности (МВА) К.З.
	I»	iy	Iy	Ikt	I?	S»	Snt
К-1	3,37	7,10	4,10	3,37	4,00	204,00	204,00
К-2	0,65	0,95	0,65	0,34	0,38	39,22	20,79
К-3	32,99	55,56	33,25	10,60	11,55	22,83	12,71
К-4	0,46	0,67	0,46	0,24	0,27	27,78	14,67
К-5	26,69	42,88	27,21	8,58	9,63	18,52	5,92
К-6	0,67	0,98	0,67	0,36	0,39	40,65	21,52
К-7	34,21	54,95	34,83	10,94	11,99	23,70	7,59
К-8	0,46	0,67	0,46	0,24	0,27	27,70	14,67
К-9	10,76	17,24	10,94	3,41	3,76	7,48	2,36
К-10	0,58	0,84	0,58	0,31	0,33	34,84	18,80
К-11	30,54	49,00	31,10	9,80	10,68	21,14	6,79

9. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ

К основному электрооборудованию распределительных устройств подстанций относятся сборные и соединительные шины, выключатели, разъединители, отделители, короткозамыкатели, токоограничивающие реакторы, батареи конденсаторов, разрядники, трансформаторы тока и напряжения.

Шины

Сборные и соединительные шины соответствующего типа на подстанциях выбирают по номинальному напряжению установок для выбора необходимого уровня их изоляции:

и номинальному току

определяющему сечение шин

.

Выключатели

Из выбранного типа выключателей выбирают для установки на подстанции выключатели, заводские паспортные данные которых удовлетворяют следующим условиям:

;

.

При выборе выключателей по отключающей способности должно быть выполнено требование, чтобы действующее значение полного тока К.З. не превышало заданного заводом тока отключения:

Кроме , в паспортных данных выключателя даётся величина отключающей мощности. Отключающая мощность удовлетворяет условиям:

Наибольший ток К.З., который в эксплуатации может протекать через аппарат, не должен даже в течение малого времени превышать . Этим условием определяется электродинамическая стойкость выключателя:

Термическая стойкость современных выключателей гарантируется заводом-изготовителем при условии обеспечения электродинамической стойкости и специально не проверяется.

Разъединители

Паспортные данные разъединителей должны выбираться по следующим условиям:

;

;

.

При последнем условии на термическую стойкость не проверяется.

Отделители и короткозамыкатели

Выбираются аналогично разъединителям.

Разрядники

Тип разрядника выбирается в соответствии с характером решаемой задачи, но при условии

Трансформаторы тока

Условия выбора:

;

;

,

где - нормированный коэффициент возможной перегрузки трансформатора при данном продолжительном режиме его работы.

,

где - коэффициент динамической нагрузки.

При этом

,

где - вторичная нагрузка трансформаторов тока, зависящая как от параметров подключенных к трансформатору тока приборов или реле, так и от схемы их соединений с трансформаторами тока, определяющей расчётную длину соединительных проводов.

Трансформаторы напряжения

,

при в необходимом классе точности.

Результаты выбора оборудования подстанций на стороне 35 кВ сведены в Таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Сводная таблица выбора электрооборудования подстанций

ПС	А	Б	В	Г	Д
Принципиальная схема	Рис. 4п. 7	Рис. 4п. 7	Рис. 4п. 7	Рис. 4п. 7	Рис. 6п. 7
Расчётные параметры	Uном=35кВ; Iрасч=21,38 А; iуд=0,95 кА	Uном=35кВ; Iрасч=30,52 А; iуд=0,67 кА	Uном=35кВ; Iрасч=48,66 А; iуд=0,98 кА	Uном=35кВ; Iрасч=30,2 А; iуд=0,67 кА	Uном=35кВ; Iрасч=42,94 А; iуд=0,84 кА
Ошиновка	АС-50	АС-50	АС-50	АС-50	АС-50
Выключатели	Тип	ВР35-20/630	ВР35-20/630	ВР35-20/630	ВР35-20/630	ВР35-20/630
	Шт.	-	-	2	2	2
Разъединители	Тип	РНДЗ-35/1000	РНДЗ-35/1000	РНДЗ-35/1000	РНДЗ-35/1000	РНДЗ-35/1000
	Шт.	22+21	22+21	22+61	22+61	22+61
Отделители	Тип	ОДЗ-35	ОДЗ-35	ОДЗ-35	ОДЗ-35	ОДЗ-35
	Шт.	2	2	2	2	2
Короткозамыкатели	Тип	КЗ-35	КЗ-35	КЗ-35	КЗ-35	КЗ-35
	Шт.	2	2	2	2	2
Разрядники	Тип	ОПН-35	ОПН-35	ОПН-35	ОПН-35	ОПН-35
	Шт.	2	2	2	2	2
ТТ	Тип	ТРГ-35	ТРГ-35	ТРГ-35	ТРГ-35	ТРГ-35
	Шт.	2	2	4	4	4
ТН	Тип	ЗНОМ-35	ЗНОМ-35	ЗНОМ-35	ЗНОМ-35	ЗНОМ-35
	Шт.	2	2	2	2	2

Итого, на стороне 35 кВ потребуется следующее оборудование:

1. Ошиновка - провод АС-50.

2. Выключатели - 6.

3. Разъединители - 10 с двумя заземляющими ножами и 22 с одним заземляющим ножом.

4. Отделители - 10 комплектов.

5. Короткозамыкатели - 10 комплектов.

6. Разрядники - 10 комплектов.

7. ТТ - 16 шт.

8. ТН - 10 шт.

10. ВЫБОР ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ

10.1 Расчёт заземления

Согласно ПУЭ [7], для подстанций, имеющих РУ разных напряжений с различными режимами нейтралей, в качестве расчётного сопротивления общего заземляющего устройств принимается наименьшее из допустимых сопротивлений для разных РУ. Поскольку на большинстве подстанций имеются РУ-0,4 кВ с большими токами замыкания на землю, то принимается расчётное Ом.

Грунт в месте сооружения заземления в соответствие с заданием для варианта 7 - Чернозем, для которого удельное сопротивление равно

.

В качестве заземлителей выбираются стальные трубы длиной =250 см. и =6 см. Стальные трубы погружаются вертикально в грунт так, что верхний конец оказывается на глубине 0,7 м. Принимается контурный заземлитель, опоясывающий подстанцию по периметру на расстоянии не ближе 2 м от подстанционной ограды с внешней стороны и с решёткой по территории подстанции.

Длина горизонтальных заземлителей с учётом выравнивающей решётки составляет

В качестве горизонтальных заземлителей выбирается полосовая сталь размером 4*40 мм. Соединение труб с полосами осуществляется сваркой.

Определяется сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода выбранного размера, профиля и сечения по формуле:

, (10.1)

где - повышающий коэффициент, зависящий от климатических условий местности, где сооружается заземляющее устройство.[1]

Для определения расчётного сопротивления растеканию соединительных горизонтальных заземлителей, определяемые после подсчёта их общей длины Lгз=24800 см и выбора профиля электрода (полоса 4*40 мм)

, (10.2)

Ом.

, (10.3)

Ом.

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов с учётом сопротивления горизонтальных соединительных электродов

, (10.4)

Ом.

Определяется число вертикальных электродов

, (10.5)

10.2 Расчёт молниезащиты

Устанавливаемые на подстанции молниеотводы должны защищать пространство подстанции, размерами 28*20 м с объектами, высотой до hx=8 м. При установке двух молниеотводов, максимальное значение rx=10 м.

Для вычисления высоты молниеотвода используем формулу

, (10.6)

Получаем

;

;

.

Решение квадратного уравнения даёт значение h, равное

м.

м.

Таким образом, для защиты от прямых ударов молнии подстанция защищается двумя стержневыми молниеотводами одинаковой высоты h=19 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе проектирования в данном курсовом проекте выполнены необходимые расчёты и обоснованы принятые решения. По результатам расчётов и принятых решений, выявлено:

1. Номинальным напряжением питающей сети является 35 кВ для каждой схемы и его участка.

2. Было выбрано сечение проводов для каждой схемы, учитывая все аварийные режимы (марка АС-50, АС-70 и АС-95 для каждого участка).

3. Для каждого узла каждой схемы выбраны трансформаторные подстанции типа ТМН-1000(1600;2500)/35 кВ.

4. По технико-экономическим показателям выбрана схема №2.

Учитывая все показатели и расчёты, спроектирована система электроснабжения района и усвоен материал, изученный раннее на различных специальных дисциплинах.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Ковалёв Г.Ф. «Электропитающие системы и сети»: Методическое пособие /Г.Ф. Ковалёв/: Изд-во 3-е - Иркутск: ИрГСХА, 2009. - 160 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: учеб. пособие для вузов./В. И.. Идельчик -М.: Энергоатомиздат, 1989.-430 с.

3. Веникова В.А Электроэнергетические системы в примерах и илюстрациях / Под редакцией В.А. Веникова. -М.: Энергоатомиздат, 1983 .- 378 с.

4. Справочник по редактированию электроэнергетических систем / под ред. В.С. Рокотяна и И.Н. Шапиро. Изд. 3-е. -М.:Энергоатомиздат, 1985 г.

5. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР Изд. 6-е. -М.: Энргоатомиздат, 1986 г.

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию т.1 Элетроснабжение/ Под ред. А.А.Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1986 г.

7. Зуев Э.Н., Лисеев М.С. и др. Проектирование системы элетроснабжения промышленного рацона. Изд. 2-е-М.: МЭИ, 1988 г.

8. Гамазин С.И., Панаровский Д.Б., Родина Л.С. Лабораторный практикум по курсу«Вычислительная математика и программирование» / Под ред. Гугчкина П.В. -М.: МэИ, 1988 г.

Размещено на Allbest.ru