Выбор сечений проводов

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

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

В электроэнергетике Украины имеет место ряд негативных тенденций:

– происходит массовое старение основного электросетевого оборудования;

– отсутствуют средства для реконструкции сети;

– выросли технические и коммерческие потери мощности и электрической энергии;

– практически отсутствует резервирование потребителей І и ІІ категории по надежности сельскохозяйственного назначения;

– резко сократился научно-технический потенциал отрасли;

– серьёзно отстаёт сфера разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;

– неэффективно действуют механизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов;

– нерационально организованы рынки электроэнергии.

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

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

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

На территории Украины в эксплуатации находится более 305 тыс. км линий 10 кВ и около 200 тыс. трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4кВ суммарной установленной мощностью 44 тыс. кВА [1].

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

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

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

1 МАТЕРИАЛЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Характеристика зоны электроснабжения

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

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

Значения потребляемой электрической энергии производственными потребителями за год приведены в таблице 1.1. Остальные нагрузки общественных и комунально-бытовых потребителей выбираются в соответствии с [2].

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

, (1.1)

где – количество домов, шт;

– количество жителей в населенном пункте, чел;

– количество жильцов в одном доме, чел.

Таблица 1.1 – Количество электроэнергии, потребляемое за год производственными потребителями

Номер ТП	Название потребителя	Суммарное количество электроэнергии, кВт∙ч∙год
419	Свинотоварная ферма	76000
437	кирпичный завод	62000
360	молочно-товарная ферма	500140
236	машинотракторный пункт	198000
301	Точок (пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна)	812000
7	мельница	648900
350	птицефабрика	1599000

Следовательно:

шт.

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

1.2 Определение расчетных нагрузок

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

, (1.2)

, (1.3)

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

– коэффициент одновременности;

, – дневная, вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму – дневному (если суммируются производственные потребители), или вечернему (если суммируются бытовые потребители). Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаем:

– для производственных потребителей ;

– для бытовых потребителей с домами без электроплит .

Коэффициент одновременности зависит от количества потребителей [2].

Для нашего случая нагрузки жилых домов рассчитываем по формуле:

, (1.4)

где – расчетная нагрузка жилых домов, кВт;

– коэффициент одновременности для суммирования нагрузок в сетях 0,38 кВ;

– количество домов, шт;

– удельная нагрузка одного дома, кВт/дом.

Значение берем в соответствии с руководящими материалами [2].

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

, (1.5)

где – максимальная расчетная нагрузка, кВт;

– годовое потребление электроэнергии, кВт∙ч;

– число часов использования максимума в зависимости от характера нагрузки, ч.

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

, (1.6)

где – большая из слагаемых нагрузок, кВт;

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

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

, (1.7)

где – существующая нагрузка на ТП, кВт;

– коэффициент роста нагрузок.

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

Реактивная нагрузка на ТП определяется по формуле:

, (1.8)

где – активная нагрузка ТП, кВт;

– коэффициент мощности характеризующий нагрузку ТП.

Принимаем для ТП со смешенной нагрузкой – , для ТП с производственной нагрузкой – , для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой – [2].

Рассмотрим расчет нагрузки на ТП с коммунально-бытовой нагрузкой (рисунок 1.1). От ТП с номером 425 питаются n=23 дома. Коэффициент одновременности согласно [2] принимаем равным ko=0.333, а удельную нагрузку одного дома принимаем равным Руд=10 кВт/дом. Согласно формуле (1.4):

кВт.

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

кВт.

Реактивную нагрузку находим по (1.8):

кВАр.

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

Нагрузка на ТП с производственными потребителями ищется в соответствии с (1.5), (1.7). Так, например, от ТП номер 437 питается кирпичный завод. Тогда по (1.5):

кВт.

Следовательно, активная нагрузка на ТП-437:

кВт.

Тогда реактивная нагрузка имеет следующее значение:

кВАр.

Рассмотрим ТП со смешенной нагрузкой. От ТП номер 6 питаются 10 домов и магазин. Нагрузка магазина в соответствии с [1] равняется 4 кВт. Тогда нагрузки на ТП-6 по (1.6), (1.7) и (1.8) будут равны:

кВт;

, кВАр.

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

Таблица 1.1 – Результаты расчетов нагрузок по всем ТП

Номер ТП		Мощность ТП, кВА		Потребители		Активная нагрузка, , кВт	Реактивная нагрузка, , кВАр
1		2		3		4	5
16		160		жилые дома		161,616	69,4949
15		250		жилые дома		252,84	108,72
246		160		жилые дома		151,20	65,016
448		160		жилые дома, магазин		163,23	125,58
14		160		жилые дома, детский сад, фельдшеро-акушерский пункт		165,13	123,848
245		250		жилые дома		189,00	81,27
426		400		жилые дома, дом культуры, магазины, школа, сельсовет, административные здания		375,27	281,453
353		25		жилые дома, столовая		25,20	18,90
12		160		жилые дома, аптека		159,67	119,753
424		100		жилые дома		107,226	46,107
318		63		жилые дома		67,20	28,896
6		63		жилые дома, магазин		62,792	46,62
425		100		жилые дома		107,226	46,107
419		40		свинотоварная ферма		42,56	51,072
437		25		кирпичный завод		34,72	41,664
301		400		точок		406,00	487,20
236	100		машинотракторный пункт		102,667			123,20
360	250		молочно-товарная ферма		250,07			300,084
9	160		жилые дома		164,08			70,554
418	63		жилые дома		67,20			28,896
8	100		жилые дома		103,18			44,367
10	63		жилые дома		63,140			27,15
422	40		жилые дома		42,00			18,06
13	100		жилые дома		103,283			44,412
7	320		мельница		324,45			389,34
350	800		птицефабрика		799,5			959,4

Найдем суммарное значение нагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8-9. На этом участке находиться четыре ТП (ТП-419,ТП-437,Т-15,ТП-14). В соответствии с [2] коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарная активная нагрузка ТП на линии 8-9 будет составлять:

кВт.

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

1.3 Определение потерь мощности и отклонения напряжения

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

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

Таблица 1.2 – Полученные значения нагрузок по линиям

Участок линии	Составляющие ТП	Суммарная активная нагрузка ТП на линии, , кВт
1	2	3
1-2	ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301	1105,7677
2-4-Туровка	ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350	1215,8124
Центр	ТП-426	375,27
5-8	ТП-318, ТП-360	285,543
7-8-Передел	ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13	375,161
8-9	ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437	408,581
Активная нагрузка на РП		3766,13

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

, (1.9)

, (1.10)

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

(кВАр);

, – активная и реактивная нагрузка, кВт, (кВАр);

, – активное и реактивное сопротивления линии либо трансформатора, Ом.

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

Таблица 1.3 – Параметры используемых сечений проводов линий

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

Таблица 1.4 – Параметры используемых трансформаторов

Марка трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Потери, кВт		, кВАр	, %	, %	, Ом	, Ом
Марка трансформатора	Номинальная мощность, кВА			, кВАр	, %	, %	, Ом	, Ом
ТМ-25/10У1	25	0,13	0,6	0,8	4,5	3,2	96	180
ТМ-40/10У1	40	0,19	0,88	1,2	4,5	3	55	112,5
ТМ-63/10У1	63	0,26	1,28	1,26	4,5	2	32,25	71,43
ТМ-100/10У1	100	0,36	1,97	2,6	4,5	2,6	19,7	45
ТМ-160/10У1	160	0,56	2,65	3,84	4,5	2,4	10,35	28,13
ТМ-250/10У1	250	0,82	3,7	5,75	4,5	2,3	5,92	18
ТМ-400/10У1	400	1,05	5,5	8,4	4,5	2,1	3,44	11,25

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

Рассмотрим пример расчета потерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1.

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

Вт;

ВАр.

Мощность на высокой стороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе:

, (1.11)

, (1.12)

где – мощность на низкой стороне трансформатора, кВт;

– потери мощности в трансформаторе, кВт.

Следовательно:

кВт;

кВАр.

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

, (1.11)

, (1.12)

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

– длина линии, км.

Тогда:

Ом,

Ом.

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

кВт,

кВАр.

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

Потери напряжения ищутся по формуле:

, (1.14)

где % – потери напряжения;

– номинальное напряжение, кВ.

Полученные значения потерь напряжения на линиях сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.5 – Потери мощности в трансформаторах

Номер ТП	Номер ТР	Мощность ТР	Потери на низкой стороне		Мощность на высокой стороне
Номер ТП	Номер ТР	Мощность ТР	, кВт	, кВАр	, кВт	, кВАр
1	2	3	4	5	6	7
15	1	250	4,484	1,363	258,144	128,106
419	2	40	2,4308	4,972	45,1808	57,244
437	3	25	2,824	5,294	37,674	40,8145
14	4	160	4,4103	11,983	170,1004	139,671
422	5	40	1,149	2,351	43,339	21,611
13	6	100	2,490	5,688	142,626	68,391
236	7	100	5,067	1,573	108,093	137,373
353	8	25	0,953	1,786	26,283	21,486
12	9	160	4,124	1,1203	164,354	134,796
360	10	250	9,0331	2,747	259,923	333,299
318	11	63	1,7256	3,822	69,186	33,978
426	12	400	7,564	2,475	383,884	314,607
9	19	160	3,299	8,965	167,859	83,359
418	18	63	1,726	3,822	69,186	33,978
8	20	100	2,485	5,677	106,025	52,644
10	21	63	1,523	3,374	64,923	31,784
16	13	160	3,302	8,972	167,942	83,366
448	14	160	4,5347	1,232	172,535	141,746
246	15	160	2,8041	7,619	154,564	76,475
245	16	250	2,506	7,619	192,326	94,639
301	17	301	1,3826	4,5247	420,876	540,85
7	25	2х160	13,294	36,12	338,86	433,14
425	22	100	2,6838	6,1305	110,269	54,838
424	23	100	2,6838	6,1305	110,269	54,838
6	24	63	1,947	4,312	64,367	52,192
350	350	2х400	2,6806	8,773	803,55	966,232

Таблица 1.6 – Потери мощности и напряжения в линиях

№ линии	Длина линии, км	Марка провода	Потери мощности		Потери напряжения, %	Суммарные потери напряжения на линии, %
№ линии	Длина линии, км	Марка провода	, кВт	, кВАр	Потери напряжения, %	Суммарные потери напряжения на линии, %
1	2	3	4	5	6	7
1	0,2	АС-35	0,14	0,059	0,053	10,569
4	0,4	АС-35	0,018	0,0076	0,0195
3	0,7	АС-35	170,45	71,83	1,391
2	0,6	АС-35	158,52	66,8047	1,454
5	0,9	А-35	280,38	2,34	2,589
6	0,1	АС-35	0,002	0,000841	0,0045
7	2,9	А-50	0,792	0,44	0,438
8	1	А-50	0,196	0,108	0,118
9	0,4	А-50	0,356	0,124	0,108
10	0,4	АС-35	0,0039	0,00165	0,012
11	0,4	А-50	0,424	0,235	0,118
12	0,5	А-50	1,231	0,681	0,224
13	0,4	А-35	0,65	0,261	0,144
14	0,5	А-35	209,18	83,105	2,044
15	0,5	АС-50	156,401	84,168	1,852
16	0,3	АС-35	0,62	0,265	0,132	0,564
17	0,7	АС-50	1,124	0,6048	0,252
18	0,5	АС-50	162,296	87,339	0,181
22	0,4	АС-50	0,154	0,00831	0,0227	8,139
23	0,4	АС-50	0,1819	0,979	0,0781
24	0,3	АС-50	0,027	0,0147	0,0262
25	0,5	АС-50	0,0169	0,0091	0,0267
26	2,4	АС-50	3,236	1,741	0,806
19	0,2	АС-35	0,571	0,595	0,1057
20	0,7	АС-35	14,928	6,291	0,943
21	0,8	А-50	23,582	13,0438	1,194
27	0,2	А-50	8,698	4,811	0,3694
28	0,4	А-50	19,143	10,588	0,778
29	0,4	А-50	22,887	12,659	0,844
33	0,5	АС-50	5,1327	2,762	0,4301
30	0,7	АС-50	86,279	46,431	2,1471
31	0,1	АС-50	12,862	6,922	0,315

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

Таблица 1.7 – Отклонение напряжения у удаленных потребителей

Номер ТП	15	419	422	426	16
Потеря напряжения, %	14,55	19,83	15,57	5,61	12,38

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

кВт·ч, (1.15)

где – суммарные потери активной мощности, кВт;

– время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь определяем по графику из [6] при и числе часов использования максимума ч, тогда ч. Следовательно:

кВт·ч/год.

В соответствии с [11] для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения:

– на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%;

– на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей – от -7,% до +7,5%.

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

2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

2.1 Выбор места расположения ПС

Расположение ПС выбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого х и у определяются согласно выражениям:

, (2.1)

, (2.2)

где – расчетная мощность;

и – координаты отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей;

– число потребителей.

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

2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов

В соответствии с [13] в проектируемом районе к потребителям I категории относятся молочно-товарная ферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также есть потребители II категории: школа, детский сад, клуб.

На ПС 35/10кВт, питающих потребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случае если суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных на расстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВА и уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей I категории к соседним подстанциям невозможно [9].

В нашем случае общая нагрузка потребителей I категории

1705,98 кВА > 1100 кВА.

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

Так как мы установили два трансформатора, то нашу ПС запитуем с двух сторон [9]. С одной стороны от ПС Корюковка, с другой от ПС Софиевка.

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

Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]:

, (2.3)

где – номинальная мощность трансформатора, кВА;

– расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.

В соответствии с [14] допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должно выполнятся условие:

, (2.4)

где – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.

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

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

кВт;

кВАр.

Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле:

, (2.5)

Тогда:

кВ.

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

, (2.6)

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

– коэффициент, учитывающий потери в линиях.

Получаем:

кВА.

Следовательно, мощность одного трансформатора равняет:

кВА.

Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА.

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

5600 кВА < 6854,368 кВА.

Условие (2.4) не выполняется.

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

Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:

, (2.7)

где – коэффициент загрузки.

Получаем:

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

2.3 Обеспечения норм надежности потребителей

На рассматриваемой ПС установлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двусторонним питанием.

В этом случае эквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, так и районной подстанции, принимается равной нулю, т.е. Тп=0, Тп/пс=0 [9].

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

ч/год, (2.8)

где – удельная продолжительность отключений распределительной линии

10кВ, час/год∙км, принимаем ;

– суммарная длина распределительной линии 10кВ, включая ответвления,

км.

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

км. (2.9)

На практике возможно два варианта:

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

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

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

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

км;

км.

<16,5км; <16,5км; <16,5км.

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

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

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

Таблица 3.1 – Расчетные нагрузки по питающим линиям

Участок линии	Составляющие ТП	Суммарная активная нагрузка ТП на линии, , кВт
1	2	3
1-12-Центр	ТП-426, ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301	1481,04
11	ЗТП-350	406
2-4-Туровка	ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350	886,02
5-8	ТП-318, ТП-360	285,54
7-8-Передел	ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13	375,16
8-9	ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437	408,58
Активная нагрузка на РП		3836,09

Выбор сечений проводов и кабелей напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям с использованием метода экономических интервалов [14].

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

, (3.1)

где – расчетный ток, А;

– расчетная мощность на линии, кВА;

– номинальное напряжение, кВ;

, – расчетная активная и реактивная нагрузка на линии, кВт (кВАр).

Из [16] выбираем сечения проводов по методу экономических интервалов, который учитывает дискретность изменения стандартных параметров линии и конкретные особенности элементов передачи.

В данном дипломном проекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного силанольно-сшитого полиэтилена марки СИП-3. Применение таких изолированных проводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требований к устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширении существующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных или металлических опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлять подвесную линейно-сцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимость проекта [17]. Также можно перечислить следующие преимущества СИП:

– провода защищены от схлестывания;

– на таких проводах практически не образуется гололеда;

– исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

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

– простота монтажных работ и уменьшение их сроков;

– высокая механическая прочность проводов;

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

– сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже голых). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%);

– возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;

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

Рассмотрим пример определения сечения провода на участке линии №1.

По формуле (3.1) определяем расчетный ток:

А.

Выбираем провод маркой СИП-3 сечением 35 мм2.

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

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

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

А.

Из [16] выбираем провод марки СИП-3 сечением 35 мм2. В нормальном режиме на данном участке было выбрано сечение 50 мм2. Окончательно выбираем большее из получившихся значений, следовательно на участке № 14 остается сечение 50 мм2.

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

Таблица 3.2 – Сечения проводов в нормальном и послеаварийном режимах

№ участка

Нормальный режим

Послеаварийный режим

Расчетный ток, А

Выбранное сечение, мм2

Расчетный ток, А

Выбранное сечение, мм2

15,89

3,83

76,3

6,27