Реферат: Электроснабжение рассредоточенных потребителей ххх района

--PAGE_BREAK-- (1),

<img width=«95» height=«52» src=«ref-1_825566108-421.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026"> (2),

где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;

хi уi – координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 2

Таблица 2

Координаты потребителей низковольтной сети

Код потребителя

Координата Х

Координата Y

ТП №1

П №1 (604)

24

368

П №2 (617)

50

368

П №3 (338)

77

368

П №4 (540)

154

377

П №5 (561)

189

377

П №6 (508)

225

377

П №7 (360)

259

376

П №8 (314)

316

350

П №9 (352)

357

268

П №10 (188)

285

296

П №11 (177)

225

296

П №12 (328)

166

295

П №13 (383)

36

294

П №14 (509)

96

294

П №15 (517)

97

208

П №16 (615)

447

367

П №17 (536)

430

206

П №18 (517)

359

105

П №19 (502)

327

105

П №20 (526)

294

105

П №21 (553)

262

105

П №22 (371)

230

105

П №23 (541)

197

105

П №24 (545)

166

105

ТП №2 (ст. малая Донская)

П №1 (152)

64

174

П №2 (613)

94

257

П №3 (547)

214

256

П №4 (547)

314

257

П №5 (618)

419

211

П №6 (1)

421

303

П №7 (20)

351

173

П №8 (110)

113

173

П №9 (552)

113

105

П №10 (22)

113

76

П №11 (544)

372

124

П №12 (520)

402

123

П №13 (561)

434

124

П №14 (21)

351

105

П №15 (169)

352

77

ТП №3 (ст. Донская)

П №1 (20)

262

416

П №2 (4)

159

411

П №3 (1)

201

304

П №4 (347)

124

202

П №5 (21)

52

311

П №6 (2)

314

217

П №7 (1)

365

216

П №8 (377)

130

77

П №9 (201)

467

230

 

Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в следующей таблице 3 для каждой ТП

Таблица 3

Центры электрических нагрузок

№ ТП (наименование)

ЦЭН

Координата Х

ЦЭН

Координата Y

ТП №1

213,024

240,052

ТП №2 (ст. малая Донская)

308,748

174,319

ТП №3 (ст. Донская)

209,288

308,446



ТП1

<img width=«584» height=«584» src=«ref-1_825566529-92670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">

ТП2

<img width=«584» height=«584» src=«ref-1_825659199-72177.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">

ТП3

<img width=«599» height=«599» src=«ref-1_825731376-25465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">

Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

<img width=«144» height=«26» src=«ref-1_825756841-265.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> (3)

<img width=«147» height=«26» src=«ref-1_825757106-288.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> (4)

где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

ΔPi, ΔQi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Результаты приведены в табл.4.

Таблица 4

Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

Участок сети

Рд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

ТП №1

617 — 604

0,9

0,4

0,984

2,5

0,9

2,657

383 — 617

2,7

1,5

3,088

6,5

2,92

7,125

540 — 338

12

10

15,62

12

10

15,62

561 — 540

27,3

16

31,643

18

12,4

21,857

561 — 508

5



5

8



8

177 — 561

35,1

19

39,912

27,6

15,4

31,605

383 — 509

8



8

15



15

517 — 383

12,2

4,9

13,147

20,7

5,8

21,497

ТП — 517

37,9

12

39,754

33,2

9,6

34,56

314 — 360

30

25

39,051

3



3

314 — 615

1,7

1,07

2,008

4

2,05

4,494

177 — 328

25

23

33,97

1



1

188 — 177

89,2

71,2

114,131

68,3

54,8

87,566

188 — 314

34,2

27,7

44,01

6,6

2,05

6,911

ТП — 188

131

104,6

167,636

72,5

56,3

91,792

541 — 545

50

20

53,851

20

10

22,36

371 — 541

72,8

29,2

78,437

29,2

13

31,963

553 — 371

78,8

33,4

85,586

32,2

15,4

35,693

ТП — 553

81,2

33,4

87,8

34,6

15,4

37,872

502 — 517

30

9

31,32

20

6

20,88

526 — 502

36,7

9

37,787

22,4

6

23,189

ТП — 526

40,3

10,8

41,722

33,6

13,6

36,248

ТП — 536

4



4

4



4

ТП — 352

3

2

3,605

1



1

ТП №2 (ст. малая Донская)

618 — 1

75

65

99,247

45

40

60,207

520 — 561

8

5

9,433

8

5

9,433

544 — 520

39,8

28

48,662

19,8

5

20,421

21 — 169

80



80

80



80

544 — 21

145

80

165,604

114

40

120,813

20 — 544

188,1

105

215,421

132,4

44,8

139,774

20 — 547

70

35

78,262

45

20

49,244

20 — 618

76,8

65,9

101,198

48,6

41,5

63,907

ТП — 20

334,2

207,8

393,535

218,6

101

240,804

552 — 22

35

30

46,097

25

20

32,015

110 — 552

38,6

30

48,887

28,6

20

34,899

110 — 152

10

5

11,18

10

4

10,77

110 — 613

1,3

0,92

1,592

3

1,75

3,473

ТП — 110

77,7

55,6

95,543

71,2

49,1

86,488

ТП — 547

70

35

78,262

45

20

49,244

ТП №3 (ст. Донская)

347 — 377

45

40

60,207

20

16

25,612

1 — 4

240

210

318,904

120

105

159,452

ТП — 20

65

55

85,146

35

25

43,011

347 — 21

90

80

120,415

50

40

64,031

1 — 347

128,2

82,5

152,451

63,1

49,8

80,384

ТП — 1

384,2

312,3

495,117

194

165,5

255,002

1 — 201

20

10

22,36

10

4

10,77

2 — 1

87,5

71

112,682

51

42,4

66,323

ТП — 2

182

154,4

238,669

99,7

88,8

133,512

Суммирование нагрузок ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в табл.5

Таблица 5

Расчёт нагрузок на ТП

Номер ТП

Рд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

ТП №1

849

463,17

967,123

495,9

251,62

556,084

ТП №2 (ст. малая Донская)

1249,5

748,22

1456,393

894,2

412,15

984,612

ТП №3 (ст. Донская)

1241,9

1015,2

1604,04

642,8

536,5

837,271



Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.

Таблица 6

Координаты потребителей низковольтной сети

ТП

Координата Х

Координата Y

ТП №1

3,5

3,2

ТП №2 (ст. малая Донская)

7,9

4,1

ТП №3 (ст. Донская)

8

6,1



Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:

Х=6,882 км

Y=4,679 км

Схема ВВ сети

<img width=«627» height=«627» src=«ref-1_825757394-30014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">    продолжение
--PAGE_BREAK--

Определение нагрузок в сети высокого напряжения

Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам

<img width=«99» height=«107» src=«ref-1_825787408-480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> (5,6)

где ко – коэффициент одновремённости (ко=0,7);

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_825787888-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

<img width=«141» height=«59» src=«ref-1_825787961-482.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">, (7)

<img width=«147» height=«59» src=«ref-1_825788443-507.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">, (8)

где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

DРi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

Результаты остальных расчётов показаны в табл. 7

Таблица 7

Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

Номер

участка

Рд,

кВт

Qд,

квар

Sд,

кВА

Рв,

кВт

Qв,

квар

Sв,

кВА

РТП — ТП №3 (ст. Донская)

1241,9

1015,2

1604,04

642,8

536,5

837,271

РТП — ТП №1

849

463,17

967,123

495,9

251,62

556,084

РТП — ТП №2 (ст. малая Донская)

1249,5

748,22

1456,393

894,2

412,15

984,612



Оптимальное напряжение высоковольтной сети определяется по формуле

<img width=«221» height=«36» src=«ref-1_825788950-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037"> (9)

где Lэк – эквивалентная длина линии, км;

Р1 – расчётная мощность на головном участке (участках), кВт.

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

<img width=«137» height=«53» src=«ref-1_825789399-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038"> (10)

где Li – длина i-го участка линии, км;

Рi – мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

<img width=«52» height=«34» src=«ref-1_825789765-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">3,097 км.

<img width=«59» height=«31» src=«ref-1_825789988-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">32,634 кВ.

Принимаем стандартное напряжение 35 кВ.

Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции.

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

<img width=«91» height=«28» src=«ref-1_825790244-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041"> (11)

где кр — коэффициент роста нагрузок.

Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

<img width=«103» height=«25» src=«ref-1_825790495-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042"> (12)

Где Sэн – нижний экономический интервал;

Sэв – верхний экономический интервал.

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл. 8

Таблица 8 Технические данные трансформатора



№ ТП



Тип

Номинальная мощность,

кВА

Сочетание напряжений, кВ



Потери, кВт



Напряжение к.з. %

Ток х.х., %

В.Н.

Н.Н.

х.х

к.з.

ТП №1

2 х ТМ-630

1260

35

0,4

4

15,2

6,5

2,2

ТП №2 (ст. малая Донская)

2 х ТМ-630

1260

35

0,4

4

15,2

6,5

2,2

ТП №3 (ст. Донская)

3 х ТМ-630

1890

35

0,4

6

22,8

6,5

2,4

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.].

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок.

<img width=«96» height=«85» src=«ref-1_825790718-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043"> (13)

Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5.

Таблица 9 Коэффициент системных перегрузок ТП

Трансформаторная подстанция

<img width=«96» height=«85» src=«ref-1_825790718-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">

ТП №1

0,76

ТП №2 (ст. малая Донская)

1,15

ТП №3 (ст. Донская)

0,84

Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.

Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ.

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

<img width=«75» height=«49» src=«ref-1_825791848-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"> , (14)

где Iр – расчётный ток участка сети, А;

jэк – экономическая плотность тока, А/мм2

Продолжительность использования максимума нагрузки Тм.

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

<img width=«117» height=«51» src=«ref-1_825792086-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">, (15)

где Sp – полная расчетная мощность, кВА;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 10.

Таблица 10

Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети

Sр,кВА

Рр,кВт

Iр,А

Тм,час

jэк.,А/мм2

Fэк,мм2

Марка провода

РТП — ТП №3 (ст. Донская)

1604,04

1241,9

26,459

3400

1,1

24,053

AC-25

РТП — ТП №1

967,123

849

15,953

3400

1,1

14,502

AC-16

РТП — ТП №2 (ст. малая Донская)

1456,393

1249,5

24,024

3400

1,1

21,84

AC-25

Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

<img width=«153» height=«45» src=«ref-1_825792411-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> (16)

где Р – активная мощность участка, кВт;

Q – реактивная мощность участка, квар;

rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

L – длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

<img width=«127» height=«45» src=«ref-1_825792788-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"> (17)

Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11.

Таблица11

Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участоксети

Марка

провода

Р,кВт

rо,Ом/км

Q,квар

хо,Ом/км

L,км

DU,В

DU,%

РТП — ТП №3 (ст. Донская)

AC-25

1241,9

1,14

1015,2

0,45

3,298

176,452

0,504

РТП — ТП №1

AC-16

849

1,8

463,17

0,45

2,469

122,506

0,35

РТП — ТП №2 (ст. малая Донская)

AC-25

1249,5

1,14

748,22

0,45

3,324

167,256

0,477
    продолжение
--PAGE_BREAK--


Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

<img width=«305» height=«55» src=«ref-1_825793130-1171.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">, (18)

где Smax – расчётная мощность, кВА;

Sтр – мощность трансформатора, кВА;

Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

<img width=«129» height=«49» src=«ref-1_825794301-358.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">, (19)

где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

<img width=«167» height=«37» src=«ref-1_825794659-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">, (20)

где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

<img width=«79» height=«53» src=«ref-1_825795063-255.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">, (21)

где Рр –расчётная активная мощность, кВт;

Sр – расчетная полная мощность, кВА.



Трансформаторная подстанция

Расчетные значения



ТП №1

<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">0,012 %,

<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">6,499 %,

<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">0,877,

sin(j)=0,48

<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">2,402 %

ТП №2 (ст. малая Донская)

<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">0,012 %,

<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">6,499 %,

<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">0,857,

sin(j)=0,515

<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">3,88 %

ТП №3 (ст. Донская)

<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">0,012 %,

<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">6,499 %,

<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">0,774,

sin(j)=0,633

<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">3,499 %

 

Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

<img width=«148» height=«31» src=«ref-1_825798726-283.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065"> (22)

где I – расчётный ток участка, А;

rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

<img width=«84» height=«19» src=«ref-1_825799009-179.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> (23)

где t— время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

<img width=«185» height=«52» src=«ref-1_825799188-504.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067"> (24)

где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12

Таблица 12

Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участоксети

I,А

ro,Ом/км

L,км

DР,кВт

Тм,час

t,

час

DW,

кВт·ч

РТП — ТП №3 (ст. Донская)

26,459

1,14

3,298

6,926

3400

1885,992

13062,38

РТП — ТП №1

15,953

1,8

2,469

1,885

3400

1885,992

3555,094

РТП — ТП №2 (ст. малая Донская)

24,024

1,14

3,324

5,755

3400

1885,992

10853,883

Итого:





9,091

14,565





27471,356



Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяетсяпо формуле

<img width=«154» height=«51» src=«ref-1_825799692-548.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">, (25)

<img width=«204» height=«51» src=«ref-1_825800240-641.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">, (26)

<img width=«57» height=«28» src=«ref-1_825800881-292.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">0,436 %,

<img width=«57» height=«25» src=«ref-1_825801173-293.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">0,241 %.

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

<img width=«185» height=«33» src=«ref-1_825801466-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> (27)

где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

b— коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

<img width=«247» height=«33» src=«ref-1_825801832-462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">, (28)

Трансформаторная подстанция

Расчетные значения

ТП №1

<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">12,955 кВт,

<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> 36934,947 кВт×ч.

ТП №2 (ст. малая Донская)

<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">24,307 кВт,

<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> 36946,299 кВт×ч.

ТП №3 (ст. Донская)

<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">22,422 кВт,

<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"> 54462,414 кВт×ч.

 Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

<img width=«271» height=«33» src=«ref-1_825804247-557.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> (29)

где <img width=«41» height=«31» src=«ref-1_825804804-162.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081">  — надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

<img width=«57» height=«33» src=«ref-1_825804966-202.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">  — потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;

<img width=«48» height=«33» src=«ref-1_825805168-182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">  — потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

<img width=«20» height=«24» src=«ref-1_825805350-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">  — конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле

<img width=«371» height=«33» src=«ref-1_825805453-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">, (30)

Трансформаторная подстанция

Расчетные значения

ТП №1

<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">2,688 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">7,696 %, что составляет 28,88 В.

ТП №2 (ст. малая Донская)

<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">3,08925 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">4,74 %, что составляет 17,86 В.

ТП №3 (ст. Донская)

<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">3,00075 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">5,501 %, что составляет 20,9 В.

Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле

<img width=«161» height=«81» src=«ref-1_825808062-622.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">, (31)

где g— удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2);

DUдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт;

Li – длина i-го участка сети, м;

Uном – номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

<img width=«177» height=«27» src=«ref-1_825808684-335.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">,

где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

<img width=«167» height=«59» src=«ref-1_825809019-554.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">,

где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар;

Li – длина i-го участка сети, км;

хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:

<img width=«250» height=«76» src=«ref-1_825809573-1069.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"> (32)

Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле

<img width=«128» height=«25» src=«ref-1_825810642-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">,

где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.

Таблица 13 Компенсация реактивной мощности сети 0,38 кВ

Участок сети

Рд, кВт

Qд, квар до компенсации

Qд, квар после компенсации

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар до компенсации

Qв, квар после компенсации

Sв, кВА

Компенсатор

тип/мощность

ТП №1

617 — 604

0,9

0,4

0,4

0,984

2,5

0,9

0,9

2,657

-

383 — 617

2,7

1,5

1,5

3,088

6,5

2,92

2,92

7,125

-

540 — 338

12

10

10

15,62

12

10

10

15,62

-

561 — 540

27,3

16

16

31,643

18

12,4

12,4

21,857

-

561 — 508

5





5

8





8

-

177 — 561

35,1

19

19

39,912

27,6

15,4

15,4

31,605

-

383 — 509

8





8

15





15

-

517 — 383

12,2

4,9

4,9

13,147

20,7

5,8

5,8

21,497

-

ТП — 517

37,9

12

12

39,754

33,2

9,6

9,6

34,56

-

314 — 360

30

25

25

39,051

3





3

-

314 — 615

1,7

1,07

1,07

2,008

4

2,05

2,05

4,494

-

177 — 328

25

23

23

33,97

1





1

-

188 — 177

89,2

71,2

21,2

91,684

68,3

54,8

4,8

68,468

ККУ-0,4-50У3/50

188 — 314

34,2

27,7

27,7

44,01

6,6

2,05

2,05

6,911

-

ТП — 188

131

104,6

54,6

141,923

72,5

56,3

6,3

72,773

-

541 — 545

50

20

20

53,851

20

10

10

22,36

-

371 — 541

72,8

29,2

29,2

78,437

29,2

13

13

31,963

-

553 — 371

78,8

33,4

33,4

85,586

32,2

15,4

15,4

35,693

-

ТП — 553

81,2

33,4

33,4

87,8

34,6

15,4

15,4

37,872

-

502 — 517

30

9

9

31,32

20

6

6

20,88

-

526 — 502

36,7

9

9

37,787

22,4

6

6

23,189

-

ТП — 526

40,3

10,8

10,8

41,722

33,6

13,6

13,6

36,248

-

ТП — 536

4





4

4





4

-

ТП — 352

3

2

2

3,605

1





1

-

ТП №2 (ст. малая Донская)

618 — 1

75

65

40

85

45

40

15

47,434

УКН-0,4-25/25

520 — 561

8

5

5

9,433

8

5

5

9,433

-

544 — 520

39,8

28

28

48,662

19,8

5

5

20,421

-

21 — 169

80





80

80





80

-

544 — 21

145

80

55

155,08

114

40

15

114,982

УКН-0,4-25/25

20 — 544

188,1

105

80

204,405

132,4

44,8

19,8

133,872

-

20 — 547

70

35

35

78,262

45

20

20

49,244

-

20 — 618

76,8

65,9

40,9

87,011

48,6

41,5

16,5

51,324

-

ТП — 20

334,2

207,8

117,5

354,253

218,6

101

10,5

218,852

ККУ-0,4-50У3/50

552 — 22

35

30

30

46,097

25

20

20

32,015

-

110 — 552

38,6

30

30

48,887

28,6

20

20

34,899

-

110 — 152

10

5

5

11,18

10

4

4

10,77

-

110 — 613

1,3

0,92

0,92

1,592

3

1,75

1,75

3,473

-

ТП — 110

77,7

55,6

30,6

83,508

71,2

49,1

24,1

75,168

УКН-0,4-25/25

ТП — 547

70

35

35

78,262

45

20

20

49,244

-

ТП №3 (ст. Донская)

347 — 377

45

40

40

60,207

20

16

16

25,612

-

1 — 4

240

210

110

264,007

120

105

5

120,104

УКМ58-0,4-100-33 1/3 У3/100

ТП — 20

65

55

35

73,824

35

25

5

35,355

ККУ-0,4-20У3/20

347 — 21

90

80

55

105,475

50

40

15

52,201

УКН-0,4-25/25

1 — 347

128,2

82,5

57,5

140,504

63,1

49,8

24,8

67,798

-

ТП — 1

384,2

312,3

169,1

419,767

194

165,5

22,2

195,266

УКН-0,4-25/25

1 — 201

20

10

10

22,36

10

4

4

10,77

-

2 — 1

87,5

71

46

98,854

51

42,4

17,4

53,886

УКН-0,4-25/25

ТП — 2

182

154,4

79,4

198,565

99,7

88,8

13,8

100,65

ККУ-0,4-50У3/50

 

Таблица 14

Определение расчетных сечений и типа проводов

Участок сети

Расчетное сечение провода, мм

Марка провода

Фактическая потеря напряжения, В

ТП №1

617 — 604

0,065

AC-16

0,119

383 — 617

0,573

AC-16

1,052

540 — 338

2,671

AC-16

5,018

561 — 540

2,728

AC-16

4,968

561 — 508

0,506

AC-16

0,852

177 — 561

9,165

AC-16

16,066

383 — 509

1,349

AC-16

2,273

517 — 383

3,668

AC-16

6,501

ТП — 517

22,45

AC-25

24,289

314 — 360

5,518

AC-16

10,139

314 — 615

0,633

AC-16

1,175

177 — 328

4,306

AC-16

8,059

188 — 177

15,585

AC-16

26,355

188 — 314

6,28

AC-16

11,448

ТП — 188

45,07

AC-50

25,051

541 — 545

4,432

AC-16

7,831

371 — 541

6,936

AC-16

12,14

553 — 371

7,301

AC-16

12,788

ТП — 553

23,238

AC-25

25,166

502 — 517

2,72

AC-16

4,774

526 — 502

3,433

AC-16

5,971

ТП — 526

10,199

AC-16

17,489

ТП — 536

1,541

AC-16

2,596

ТП — 352

0,834

AC-16

1,554

ТП №2 (ст. малая Донская)

618 — 1

37,571

AC-50

13,367

520 — 561

1,177

AC-16

1,339

544 — 520

5,662

AC-16

6,322

21 — 169

10,233

AC-16

10,616

544 — 21

20,121

AC-25

13,548

20 — 544

56,308

AC-70

14,238

20 — 547

34,142

AC-35

16,569

20 — 618

31,747

AC-35

15,582

ТП — 20

446,853

AC-500

15,451

552 — 22

4,817

AC-16

5,494

110 — 552

13,16

AC-16

14,043

110 — 152

2,261

AC-16

2,514

110 — 613

0,512

AC-16

0,592

ТП — 110

52,8

AC-70

13,449

ТП — 547

24,322

AC-25

16,193

ТП №3 (ст. Донская)

347 — 377

27,319

AC-35

16,252

1 — 4

207,725

AC-240

18,694

ТП — 20

24,594

AC-25

18,997

347 — 21

63,477

AC-70

18,419

1 — 347

89,215

AC-95

19,081

ТП — 1

185,01

AC-240

17,506

1 — 201

8,428

AC-16

10,566

2 — 1

19,266

AC-25

15,242

ТП — 2

141,497

AC-150

19,307



Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 15

Таблица 15

Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

Участок

сети

S,

кВА

 Р,

кВт

I,А

ro,

Ом/км

L,м

DР,

кВт

Тм,

час

t,час

DW,

кВтч

ТП №1

617 — 604

0,984

0,9

1,495

1,8

26



1300

565,1



383 — 617

3,088

2,7

4,691

1,8

75,312

0,008

1300

565,1

4,5

540 — 338

15,62

12

23,732

1,8

77,524

0,235

1700

757,1

177,9

561 — 540

31,643

27,3

48,076

1,8

35

0,436

2200

1036,6

451,9

561 — 508

5

5

7,596

1,8

36

0,011

1300

565,1

6,2

177 — 561

39,912

35,1

60,64

1,8

88,639

1,76

2200

1036,6

1824,4

383 — 509

8

8

12,154

1,8

60

0,047

1300

565,1

26,5

517 — 383

13,147

12,2

19,974

1,8

105,437

0,227

1700

757,1

171,8

ТП — 517

39,754

37,9

60,399

1,14

197,194

2,46

2200

1036,6

2550

314 — 360

39,051

30

59,331

1,8

62,649

1,19

2200

1036,6

1233,5

314 — 615

2,008

1,7

3,05

1,8

132,098

0,006

1300

565,1

3,3

177 — 328

33,97

25

51,612

1,8

59,008

0,848

2200

1036,6

879

188 — 177

91,684

89,2

139,299

1,8

60

6,286

2800

1429,7

8987

188 — 314

44,01

34,2

66,866

1,8

62,265

1,503

2200

1036,6

1558

ТП — 188

141,923

131

215,629

0,576

103,657

8,328

3200

1726,9

14381,6

541 — 545

53,851

50

81,818

1,8

31

1,12

2200

1036,6

1160,9

371 — 541

78,437

72,8

119,172

1,8

33

2,53

2800

1429,7

3617,1

553 — 371

85,586

78,8

130,034

1,8

32

2,921

2800

1429,7

4176,1

ТП — 553

87,8

81,2

133,398

1,14

93,219

5,673

2800

1429,7

8110,6

502 — 517

31,32

30

47,585

1,8

32

0,391

2200

1036,6

405,3

526 — 502

37,787

36,7

57,411

1,8

33

0,587

2200

1036,6

608,4

ТП — 526

41,722

40,3

63,39

1,8

87,7

1,902

2200

1036,6

1971,6

ТП — 536

4

4

6,077

1,8

137,046

0,027

1300

565,1

15,2

ТП — 352

3,605

3

5,477

1,8

98,436

0,015

1300

565,1

8,4

Итого









1758,184

38,511





52329,2

ТП №2 (ст. малая Донская)

618 — 1

85

75

129,144

0,576

92,021

2,652

2800

1429,7

3791,5

520 — 561

9,433

8

14,331

1,8

32,015

0,035

1300

565,1

19,7

544 — 520

48,662

39,8

73,934

1,8

30,016

0,886

2200

1036,6

918,4

21 — 169

80

80

121,547

1,8

28,017

2,235

2800

1429,7

3195,3

544 — 21

155,08

145

235,619

1,14

28,319

5,376

3200

1726,9

9283,8

20 — 544

204,405

188,1

310,561

0,412

53,31

6,355

3200

1726,9

10974,4

20 — 547

78,262

70

118,906

0,83

91,787

3,231

2800

1429,7

4619,3

20 — 618

87,011

76,8

132,199

0,83

77,897

3,389

2800

1429,7

4845,2

ТП — 20

354,253

334,2

538,231

0,045

116,758

4,566

3400

1885,9

8611

552 — 22

46,097

35

70,037

1,8

29

0,768

2200

1036,6

796,1

110 — 552

48,887

38,6

74,276

1,8

68

2,025

2200

1036,6

2099,1

110 — 152

11,18

10

16,986

1,8

49,01

0,076

1300

565,1

42,9

110 — 613

1,592

1,3

2,418

1,8

86,122

0,002

1300

565,1

1,1

ТП — 110

83,508

77,7

126,877

0,412

124,071

2,468

2800

1429,7

3528,4

ТП — 547

78,262

70

118,906

1,14

68,147

3,295

2800

1429,7

4710,8

Итого









974,49

37,359





57437

ТП №3 (ст. Донская)

347 — 377

60,207

45

91,475

0,83

125,143

2,607

2200

1036,6

2702,4

1 — 4

264,007

240

401,117

0,12

114,947

6,657

3200

1726,9

11495,9

ТП — 20

73,824

65

112,163

1,14

85,331

3,671

2800

1429,7

5248,4

347 — 21

105,475

90

160,252

0,412

130,633

4,146

2800

1429,7

5927,5

1 — 347

140,504

128,2

213,473

0,308

127,8

5,381

3200

1726,9

9292,4

ТП — 1

419,767

384,2

637,769

0,12

68,7

10,059

3400

1885,9

18970,2

1 — 201

22,36

20

33,972

1,8

102,956

0,641

1700

757,1

485,3

2 — 1

98,854

87,5

150,193

1,14

51,009

3,935

2800

1429,7

5625,8

ТП — 2

198,565

182

301,688

0,194

124,087

6,573

3200

1726,9

11350,9

Итого









930,606

43,67





71098,8

Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

Проектируемые объекты находятся в III климатическом районе по ветровым нагрузкам и в III климатическом районе по гололёду.

Для воздушной линии электропередач напряжением 35, 10, 6 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры максимальный габаритный пролёт которых для данного климатического района составляет 125 м.

Участок РТП — ТП №3 (ст. Донская): Длина участка – 2,469 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 20. Пролёт между опорами составляет 123 м.

Участок РТП — ТП №1: Длина участка – 3,324 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 123 м.

Участок РТП — ТП №2 (ст. малая Донская): Длина участка – 3,298 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 122 м.

Для воздушной линии электропередач напряжением 0,38 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры, максимальный пролёт которых для данного климатического района и провода марки АС составляет 35 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 — 604, длина линии – 26 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 26 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 — 617, длина линии – 75,312 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 540 — 338, длина линии – 77,524 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 — 540, длина линии – 35 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 17 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 — 508, длина линии – 36 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 18 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 — 561, длина линии – 88,639 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 — 509, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 517 — 383, длина линии – 105,437 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 26 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 517, длина линии – 197,194 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 6. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 — 360, длина линии – 62,649 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 — 615, длина линии – 132,098 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 33 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 — 328, длина линии – 59,008 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 — 177, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 — 314, длина линии – 62,265 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 188, длина линии – 103,657 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 541 — 545, длина линии – 31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 371 — 541, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 553 — 371, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 553, длина линии – 93,219 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 502 — 517, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 526 — 502, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 526, длина линии – 87,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 536, длина линии – 137,046 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 352, длина линии – 98,436 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 618 — 1, длина линии – 92,021 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 520 — 561, длина линии – 32,015 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 — 520, длина линии – 30,016 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 30 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 21 — 169, длина линии – 28,017 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 — 21, длина линии – 28,319 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 544, длина линии – 53,31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 26 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 547, длина линии – 91,787 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 618, длина линии – 77,897 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 116,758 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 552 — 22, длина линии – 29 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 29 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 552, длина линии – 68 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 152, длина линии – 49,01 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 24 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 613, длина линии – 86,122 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 110, длина линии – 124,071 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 547, длина линии – 68,147 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 — 377, длина линии – 125,143 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 4, длина линии – 114,947 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 28 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 85,331 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 — 21, длина линии – 130,633 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 32 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 347, длина линии – 127,8 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 1, длина линии – 68,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 201, длина линии – 102,956 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 2 — 1, длина линии – 51,009 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 25 м.

Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 2, длина линии – 124,087 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.

Расчёт токов короткого замыкания

По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений.

Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены в папке и соответственно называются «Схема короткого замыкания и схемы замещения».

Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети

Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения удаленных ТП.

Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

<img width=«105» height=«49» src=«ref-1_825810901-424.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">    продолжение
--PAGE_BREAK--, (33)

где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.

<img width=«233» height=«35» src=«ref-1_825811325-688.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">, (34)

где rл – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

хсист – реактивное сопротивление системы, Ом.

<img width=«119» height=«59» src=«ref-1_825812013-451.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">, (35)

Sк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

<img width=«124» height=«49» src=«ref-1_825812464-483.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">. (36)

Ударный ток определяется по формуле

<img width=«151» height=«32» src=«ref-1_825812947-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">, (37)

где куд – ударный коэффициент, который определяется по формуле

<img width=«13» height=«25» src=«ref-1_825813394-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102"><img width=«117» height=«64» src=«ref-1_825813467-369.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">, (38)

где Та – постоянная времени затухания определяется по формуле

<img width=«97» height=«51» src=«ref-1_825813836-465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104"> (39)

Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 16

Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП и в конце каждой отходящей линии.

За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле

<img width=«251» height=«43» src=«ref-1_825814301-790.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">, (40)

где хтр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

rтр – активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

<img width=«197» height=«59» src=«ref-1_825815091-849.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">, (41)

где Uк.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

<img width=«192» height=«56» src=«ref-1_825815940-838.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">, (42)

где Uк.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %;

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

<img width=«169» height=«77» src=«ref-1_825816778-779.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108"> (43)

где zтр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

zп – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.

<img width=«240» height=«39» src=«ref-1_825817557-740.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109"> (44)

где rФ – активное сопротивление фазного провода, Ом;

rN – активное сопротивление нулевого провода, Ом;

xФ – реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

xN – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

Составим расчетные схемы замещения КЗ.

Схема ВВ сети

<img width=«308» height=«415» src=«ref-1_825818297-15479.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">

ТП1

<img width=«674» height=«846» src=«ref-1_825833776-96899.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">

ТП2

<img width=«576» height=«670» src=«ref-1_825930675-60463.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">

ТП3

<img width=«482» height=«353» src=«ref-1_825991138-34902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">

Таблица 16

Результаты расчётов токов короткого замыкания высоковольтной сети

Таблица 17

Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций

Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий

Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.

<img width=«630» height=«203» src=«ref-1_826026040-2162.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">    продолжение
--PAGE_BREAK--

Рис. Однолинейная упрощённая схема КРУН.

Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Место установки – РТП.

Таблица 18

Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

Исходные данные места установки

Параметры

выключателя

Параметры

разъединителя

Параметры

Трансформатора

тока

Тип ВП-35

Тип РНД(З)-35/1000

Тип ТПОЛ-35

Uном = 35 кВ

35 кВ

35 кВ

35 кВ

Iном =66,436 А

0,4 кА

1000 А

400 А

<img width=«44» height=«29» src=«ref-1_826028202-161.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115"> 3,153 кА

5 кА

-

-

<img width=«60» height=«36» src=«ref-1_826028363-253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116"> 8,919 кА

16 кА

64 кА

100 кА

<img width=«63» height=«29» src=«ref-1_826028616-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">

6,3 кА

25 кА

1,6 кА
    продолжение
--PAGE_BREAK--