Электроснабжение района городской сети
ВВЕДЕНИЕ
В данном дипломном проекте
рассмотрены основные вопросы электроснабжения потребителей района городской
сети на базе подстанции 110/10 кВ. Система электроснабжения потребителей,
состоящая из сетей напряжением 10 кВ, служит для обеспечения требований
потребителей электрической энергии, путём подачи электроэнергии от источника
питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего
качества. От правильного проектирования, сооружения и эксплуатации систем
электроснабжения зависит успешное функционирование потребителей электрической
энергии. Поэтому главной задачей дипломного проекта является минимизация потерь
и обеспечение нормируемых параметров электроэнергии, что является актуальным на
сегодняшний день.
При проектировании приняты следующие
исходные данные. Задана схема электроснабжения потребителей района,
установленные электрические мощности и количество трансформаторов ТП 10/0,4 кВ.
Для линий 10 кВ заданы длины и сечения проводов. Для трансформаторных
подстанций 10/0,4 кВ заданы электрические нагрузки, замеренные в период зимнего
максимума. Источником питания потребителей данного района является, заданная
мои научным руководителем, ПС 110/10 кВ.
В главе 1 производится обзор и
анализ исходных данных электрической сети 10-110 кВ, необходимых для дальнейших
расчетов.
Расчет электрических нагрузок
на ТП 10/0,4 кВ, линии 10 кВ и ПС 110/10 кВ осуществляется в главе 2.
В главе 3 решаются основные
вопросы обеспечения оптимального электроснабжения при росте нагрузок:
проверка и повышение пропускной
способности сети 10 кВ (ТП 10/0,4 кВ и ВЛ-10 кВ):
- электрический расчет линии 110 кВ и ПС 110/10
кВ.
При известном графике нагрузки,
параметрах линии 10 кВ и ТП 10/04 кВ на головном участке линии ВЛ 101, в главе
4 производится расчет потерь электроэнергии и разработка мероприятий по их
снижению.
Глава 5 посвящена оценке
эффективности капитальных вложений в реконструкцию ВЛ 101 с использованием
инвестиционных параметров:
чистый дисконтированный доход (NPV);
срок окупаемости.
Методы повышения электробезопасности при
обслуживании ПС, необходимые для защиты обслуживающего персонала от воздействия
электрического тока и электромагнитного поля, рассматриваются в главе 6.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
ПРОЕКТА
1.1 Характеристика
электрифицируемого района
Технические решения в
значительной степени определяются внешними факторами, воздействующие на
электрические сети, в определенных климатических районах.
Реконструкция распредсети
производиться в Смоленской городской сети.
Смоленская область
располагается в центре Восточно-европейской равнины. Основные черты природы
области - умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых
рек; широкое распространение лесов. Лето сравнительно тёплое и влажное, зима
умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая температура
воздуха изменяется по области от 3,4 °С на северо-востоке до 4,8 °С на юге.
Максимальная температура воздуха +36 °С, минимальная -32°С. Годовая норма
осадков изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха
в среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения
ветра составляют в тёплый период 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Согласно карте
районирования территории СНГ по толщине стенки гололёда Смоленская область
относится ко II (местами к III)
району. Согласно карте районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра
Смоленская область относится к I
району. Согласно карте районирования территории СНГ по пляске проводов
Смоленская область относится к району с редкой пляской проводов (с повторяемостью
пляски реже 1 раза в 10 лет).
1.2 Характеристика
существующей электрической сети 10-110 кВ
В данном проекте решаются вопросы реконструкции
сети 10-110 кВ при следующих исходных данных:
- Характеристика ПС 110/10 кВ:
категория потребителей, виды нагрузки, нагрузка с учетом перспектив роста
нагрузок на отходящих линиях 10 кВ (мощность на линии ВЛ-101 задана без учета
перспективы роста - в дипломном проекте весь электрический расчет электрической
сети 10 кВ и экономический расчет будет производиться именно на базе этой
линии) (см. таблица1.1);
Электрическая схема ВЛ 101 10
кВ (см. лист графической части) с длинами, марками участков провода (кабеля)
магистрали и ответвлений этой линии, (см. таблица 1.3);
Номинальные мощности
трансформаторов ТП 10 кВ, результаты замеров нагрузки на ТП 10 кВ ВЛ-101,
дневной и вечерний коэффициенты мощности, категории и типы потребителей, (см.
таблица 1.2);
Мощность КЗ системы в точке
подключения питающей линии ВЛ 110 кВ (Sкз=1000MBA);
Результаты замеров активной мощности
за 2007г., отпускаемой по ВЛ 101 (таблица 4,1).
Источником питания
рассматриваемой сети является тупиковая двухтрансформаторной подстанция
110/10кВ, а именно эту ПС и предстоит реконструировать. На стороне НН
подстанции распредустройство состоит из двух секционированных выключателем
секции шин. К ним присоединены по девять отходящих линий 10 кВ. Нагрузки с
учетом перспективы ее роста и другие сведения об отходящих линиях 10 кВ
приведены в таблице 1.1.
Для расчета нагрузки и
реконструкции линия ВЛ-101 10 кВ в целом, в таблице 1.2. приведены результаты
замеров нагрузок в зимний максимум нагрузки и мощности трансформаторов ТП 10 кВ
(питаемых от этой линии), в таблице 1.3. приведены марки и длины проводов
(кабелей) магистралей и ответвлений линии ВЛ 101.
ПС получает питание по средствам соединения ее
ВЛ 110кВ с понизительной ПС 220/110/35кВ.
Таблица 1.1
Описание нагрузки отходящих
линий 10 кВ ПС 110/10 кВ
|
№
секции
|
Нумирация
ВЛ
|
Потребители
электроэнергии
|
Категория
потребителей
|
Вид
нагрузки
|
Рзамер,кВ
|
cos 
|
|
1
|
1012
|
ТП
"ЛЕС" (откл.)
|
3
|
К-Б.
|
0
|
|
|
|
1013
|
13РП
секция 1 яч.6
|
2
|
К-Б.
|
840
|
1,00
|
|
|
1014
|
Горсети
|
3
|
К-Б.
|
1760
|
0,70
|
|
|
1015
|
резерв
|
3
|
ПР.
|
0
|
|
|
|
1016
|
ВЛ-1016
|
3
|
К-Б.
|
400
|
0,90
|
|
|
1017
|
резерв
|
3
|
ПР.
|
0
|
|
|
|
1018
|
15РПсекция2яч.1О
|
2
|
ПР.
|
2520
|
0,60
|
|
|
1019
|
Водозабор
|
1
|
ПР.
|
285
|
0,65
|
|
|
1022
|
Артскважена
|
1
|
ПР.
|
45
|
0,50
|
|
2
|
1024
|
Горсети
|
3
|
К-Б.
|
1740
|
0,65
|
|
|
1026
|
Артскважена
|
1
|
ПР.
|
75
|
0,60
|
|
|
101
|
ВЛ-101
|
3
|
СМ.
|
440
|
0,70
|
|
|
1030
|
Горсети
|
3
|
К-Б.
|
720
|
0,80
|
|
|
1031
|
Водозабор
|
1
|
ПР.
|
240
|
0,50
|
|
|
1032
|
15РП
секция 1 яч.7(откл.)
|
2
|
ПР.
|
0
|
|
|
|
1033
|
15
микрорайон (откл.)
|
3
|
К-Б.
|
0
|
|
|
|
1034
|
13РП
секция 2 яч.13
|
2
|
СМ.
|
600
|
0,70
|
|
|
1035
|
резерв
|
|
ПР.
|
0
|
|
Номинальное вторичное напряжение сети - 0,4 кВ.
В двух пунктах имеются потребители I
категории (Артскважена и Водозабор). Эти объекты подключены к резервному
источнику, по этому вероятность их отключения достаточно мала.
Таблица 1.2
Результаты замеров нагрузки ТП
10 кВ ВЛ-101
|
№
ТП
|
Sтп,KBA
|
Рзам,
кВА
|
Категория
потребителей
|
Тип
потребителей
|
cos д
|
cos в
|
|
1
|
160
|
109,12
|
3
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
2
|
250
|
177,23
|
3
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
3
|
630
|
445,28
|
3
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
4
|
2*250
|
354,46
|
2
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
5
|
25
|
17,6
|
3
|
к.б.
|
0,9
|
0,92
|
|
6
|
60
|
38,72
|
3
|
к.б.
|
0,9
|
0,92
|
|
7
|
63
|
42,24
|
3
|
к.б.
|
0,9
|
0,92
|
|
10
|
400
|
281,6
|
3
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
8
|
100
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
0,8
|
0,83
|
|
9
|
60
|
40,48
|
3
|
к.б.
|
0,9
|
0,92
|
|
11
|
100
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
0,8
|
0,83
|
|
12
|
160
|
110,88
|
3
|
пр.
|
0,7
|
0,75
|
|
итог
|
2483
|
1759,47
|
|
|
|
|
Таблица 1.3
Провода участков ВЛ-101
|
№
|
Марка
провода (каб.)
|
Lуч, км
|
№
|
Марка
провода (каб.)
|
Lуч, км
|
|
1
|
АСБ
3*50
|
0,34
|
4,1
|
ЗА-25
|
0,79
|
|
2
|
ААШВЗ*70
|
0,10
|
4,2
|
ААШу
3*50
|
0,06
|
|
3
|
ЗА50
|
2,98
|
4,3
|
ЗА-35
|
0,71
|
|
4
|
ЗАС35
|
2,26
|
4,4
|
ЗА-35
|
0,71
|
|
5
|
ЗАС50
|
1,19
|
5,1
|
ЗА-35
|
1,34
|
|
6
|
ЗАС35
|
0,45
|
7,1
|
ЗА-35
|
0,39
|
|
7
|
ЗАС35
|
1,64
|
8,1
|
ЗА-35
|
1,34
|
|
g
|
ЗАС35
|
3,53
|
9Д
|
ЗАС-35
|
0,6
|
|
9
|
ЗАС35
|
2,82
|
9,2
|
ЗАС-35
|
0,03
|
|
10
|
ЗАС35
|
0,56
|
9,3
|
ААШвЗ*50
|
0,06
|
|
11
|
ЗАС35
|
0,10
|
10,1
|
ЗАС-35
|
0,31
|
|
12
|
ЗАС35
|
0,71
|
11,1
|
ЗАС-35
|
0,31
|
|
13
|
ЗАС-35
|
0,85
|
12,1
|
ЗАС-25
|
0,94
|
|
|
|
13,1
|
ЗАС-35
|
0,24
|
Схемы замещения линии ВЛ 101 представлены на
листе графической части проекта.
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1 Общие
положения
При проектировании систем
электроснабжения необходимо знать величину расчётных нагрузок потребителей
электроэнергии района. Их значения используются в качестве исходных данных при
решении всех основных задач расчёта систем электроснабжения. Значения расчетных
нагрузок существенно влияют на технико-экономические показатели электрических
станций и сетей.
При определении расчетных
нагрузок исходными данными являются значения замеров нагрузок на вводах
потребителей в период зимнего максимума и коэффициентов одновременности,
принимаемых по специальным таблицам в зависимости от числа электроприемников.
Коэффициентом одновременности
называют отношение расчетной нагрузки группы из нескольких электроприемников к
сумме их максимальных нагрузок [Л-2]. Нагрузки, как правило, определяют
отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов.
За расчетную нагрузку
принимается наибольшее среднее значение полной мощности за 0,5 часа, которое
может иметь место на вводе к потребителю электроэнергии в электрической сети в
расчетном году с вероятностью не ниже
%.
2.2
Расчётная нагрузка ТП 10/0,4 кВ
Для упрощения расчетов
используются коэффициенты дневного и вечернего максимумов Кд и Кв.
Для производственных потребителей их принимают равными Кд=1,0, Кв=0,6;
для коммунально-бытовых потребителей Кд=0,6, Кв=1,0;
для смешанной нагрузки Кд = Кв =1,0 [Л-1].
В соответствии с методическими
рекомендациями расчет электрических нагрузок рассматриваемого района проводится
в следующей последовательности: - существующие нагрузки трансформаторных
подстанций 10/0,4 кВ, расположенных на территории района, определяются по
данным замеров максимальной мощности; - при разработке схемы развития
электрических сетей района расчетные нагрузки определяются через коэффициенты
роста, исходя из существующих нагрузок трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ.
Расчетные нагрузки в последний год расчетного периода, принятого равным семи
годам, рассчитываются применительно для дневного и вечернего максимумов:
Ррасч.д= Рм.д
kнi
Ррасч.в= Рм.в
kнi
где Рм.д, Рм.в
- существующая нагрузка на ТП в исходном году, определенная на основе
замеров, кВт;
kнi
- коэффициент
роста нагрузок, табл. 1.10. [Л-1];
полная расчетная мощность в
дневной и вечерний максимумы нагрузок определяется по формулам:
Ррасч.д= Рм.д
/ 
Ррасч.в= Рм.в
/ 
где Ррасч.д, Ррасч.в
- активная (дневная, вечерняя) нагрузка ТП 10/0,4 кВ в последний год
расчётного периода, кВт;
, 
- коэффициент мощности (дневной,
вечерний) ТП 10/0,4 кВ, табл. 1.7. [Л-1]
Результаты расчетов нагрузок ТП
10/0,4 сводятся в таблицу 2.1.
Таблица 2.1
Расчетные нагрузки ТП 10/0,4 кВ
ВЛ-101
|
№
ТП
|
S tii, кВА
|
Р
замер, кВт
|
Категория
потр.
|
Тип
потр.
|
  Sд, кВАSb, кВАКрSрасч.д,
кВАSpacч.в ,
кВАРрасч.д,
кВА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
160,00
|
109,12
|
3
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
155,89
|
93,53
|
1,30
|
202,65
|
121,59
|
141,86
|
|
2
|
250,00
|
177,23
|
3
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
253,19
|
151,91
|
1,30
|
329,15
|
197,49
|
230,40
|
|
3
|
630,00
|
445,28
|
3
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
636,11
|
381,67
|
1,30
|
826,95
|
496,17
|
578,86
|
|
4
|
2*250
|
354,46
|
2
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
506,38
|
303,83
|
1,30
|
658,29
|
394,97
|
460,80
|
|
5
|
25,00
|
17,60
|
3
|
к.б.
|
0,90
|
0,92
|
7,82
|
19,13
|
1,20
|
9,39
|
22,96
|
8,45
|
|
6
|
60,00
|
38,72
|
3
|
к.б.
|
0,90
|
0,92
|
17,21
|
42,09
|
1,20
|
20,65
|
50,50
|
18,59
|
|
7
|
63,00
|
42,24
|
3
|
к.б.
|
0,90
|
0,92
|
18,77
|
45,91
|
1,20
|
22,53
|
55,10
|
20,28
|
|
8
|
100,00
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
0,80
|
0,83
|
88,66
|
85,46
|
1,30
|
115,26
|
111,09
|
92,21
|
|
9
|
60,00
|
40,48
|
3
|
к.б.
|
0,90
|
0,92
|
17,99
|
44,00
|
1,20
|
21,59
|
52,80
|
19,43
|
|
10
|
400,00
|
281,60
|
3
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
402,29
|
241,37
|
1,30
|
522,97
|
313,78
|
366,08
|
|
11
|
100,00
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
0,80
|
0,83
|
88,66
|
85,46
|
1,30
|
115,26
|
111,09
|
92,21
|
|
12
|
160,00
|
110,88
|
3
|
пр.
|
0,70
|
0,75
|
158,40
|
95,04
|
1,20
|
190,08
|
114,05
|
133,06
|
|
итог
|
2483,00
|
1759,47
|
|
|
|
|
2351,37
|
1589,39
|
|
3034,76
|
2041,59
|
2162,21
|
Для дальнейших расчетов
принимаются максимальные расчетные нагрузки ТП в последний год расчетного
периода Spacч,
д, так как на линии ВЛ-101 преобладают промышленные
потребители.
Схема сети линии ВЛ-101
приведена на листе графической части.
2.3 Расчётная
нагрузка линий 10 кВ
Максимальную расчётную мощность
на участках сети 10 кВ определяется с учётом коэффициента одновременности, если
суммарные нагрузки не отличаются одна от другой более чем в 4 раза, либо суммируются
нагрузки участков сети с разнородными потребителями [Л-2].
Расчётную мощность участка
сети, при суммировании с учётом коэффициента одновременности, определяется по
формулам:
где 
,
- расчётная дневная и вечерняя
нагрузки участка сети, кВт;
- коэффициент
одновременности.
Расчёт электрических нагрузок в
сетях 10 кВ осуществляется путём суммирования расчётных нагрузок ТП 10/0,4 кВ
табличным методом, так как наш случай является исключением для использования
метода с применением коэффициента одновременности. При расчёте табличным
методом к большей нагрузке прибавляется добавка от меньшей, которая для сетей
10 кВ принимается из таблицы 15.8 [Л-2].
Значение коэффициента мощности на
участках сети 10 кВ определяется в зависимости от отношения расчётных нагрузок
производственных потребителей (Рn) к
суммарной расчётной нагрузке (
). При отсутствии точных данных об
отношении Рn/ значение 
можно
рассчитать в зависимости от отношения дневного расчётного максимума нагрузок (Ррасч.д)
к вечернему (Ррасч.в) по табл. 15.9 и рис. 15.2 [Л-2].
Так как в электрической сети данного района
основную часть нагрузки составляют производственные потребители, то определение
расчётных нагрузок будем производить по одному из максимумов - дневному.
Коэффициент дневного максимума для производственных потребителей принимаем
равным: kд=1,0;
Результаты расчётов сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2.
Расчетная нагрузка линии ВЛ-101
|
№
|
Марка
провода (каб.) магистрали
|
Lуч, км
|
Syч,кBA
|
Iрасч, А
|
№
|
Марка
провода (каб.), ответвления
|
Lуч, км
|
Syч, кВА
|
Iрасч, А
|
|
1
|
АСБ
3*50
|
0,340
|
2264,320
|
130,727
|
4,1
|
ЗА-35
|
0,710
|
991,900
|
57,266
|
|
2
|
ААШВЗ*70
|
0,100
|
2264,320
|
130,727
|
4,2
|
ЗА-35
|
0,710
|
834,910
|
48,202
|
|
3
|
ЗА50
|
2,980
|
2264,320
|
130,727
|
4,3
|
ААШу
3*50
|
0,060
|
826,950
|
47,743
|
|
4
|
ЗАС35
|
2,260
|
2264,320
|
130,727
|
4,4
|
ЗА-25
|
0,790
|
826,950
|
47,743
|
|
5
|
ЗАС50
|
1,190
|
1441,610
|
83,229
|
5,1
|
ЗА-35
|
1,340
|
658,290
|
38,005
|
|
6
|
ЗАС35
|
0,450
|
924,710
|
53,387
|
7,1
|
ЗА-35
|
0,390
|
22,957
|
1,325
|
|
7
|
ЗАС35
|
1,640
|
924,710
|
53,387
|
8,1
|
ЗА-35
|
1,340
|
50,504
|
2,916
|
|
8
|
ЗАС35
|
3,530
|
909,640
|
52,517
|
9,1
|
ААШвЗ*50
|
0,060
|
55,100
|
3,181
|
|
9
|
ЗАС35
|
2,820
|
872,620
|
50,379
|
9,2
|
ЗАС-35
|
0,030
|
563,220
|
32,517
|
|
10
|
ЗАС35
|
0,560
|
393,100
|
22,695
|
9,3
|
ЗАС-35
|
0,600
|
522,970
|
30,193
|
|
11
|
ЗАС35
|
0,100
|
306,400
|
17,690
|
10,1
|
ЗАС-35
|
0,310
|
115,260
|
6,654
|
|
12
|
ЗАС35
|
0,710
|
272,150
|
15,712
|
11,1
|
ЗАС-35
|
0,310
|
52,800
|
3,048
|
|
13
|
ЗАС-35
|
0,850
|
190,080
|
10,974
|
12,1
|
ЗАС-25
|
0,940
|
115,260
|
6,654
|
|
итог
|
|
15292,300
|
|
13,1
|
ЗАС-35
|
0,240
|
190,080
|
10,974
|
2.4 Расчётная
нагрузка ТП 110/10 кВ
Расчётная мощность нагрузки на
шинах 10 кВ ТП 110/10 кВ определяется путём сложения расчётных нагрузок
головных участков отходящих линий 10 кВ, используя табличный метод.
Нагрузка распределительного
устройства (РУ) 10 кВ ТП 110/10кВ приблизительно равномерно распределена между
двумя ее секциями РУ 10 кВ, для обеспечения примерно равной загрузки силовых
трансформаторов ПС. Суммарная расчётная нагрузка ТП 110/10 кВ определяется по
следующей формуле:
где 
- суммарная активная расчётная
мощность ТП 110/10 кВ, кВт;
- средний расчётный коэффициент
мощности;
Суммарная активная расчётная мощность, в свою
очередь, определяется с учётом коэффициента одновременности по формуле:
где =0,71 коэффициент
одновременности табл. 15.6 [Л-2];
Ppi - активная
расчётная нагрузка i-oгo элемента
сети, кВт;
Средний расчётный коэффициент
мощности определяется по формуле:
где Spi - полная
расчётная нагрузка i-oгo элемента
сети, кВА;
- коэффициент мощности i-oгo элемента
сети;
Результаты расчётов сводим в таблицу
2.3.
Таблица 2.3
Расчётные нагрузки ПС 110/10 кВ
|
№
секции
|
ВВЛ
|
Ррасч.,
кВт
|
Sp, кВАРр, кВт Sp, кВАP , кВтcS, кВА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
1012
|
0,00
|
|
0,00
|
6480,66
|
0
00,76
|
8527,19
|
8126,89
|
0
00,72
|
11287,36
|
|
|
1013
|
840,00
|
1,00
|
840,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1014
|
1760,00
|
0,70
|
2514,29
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1015
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1016
|
400,00
|
0,90
|
444,44
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1017
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1018
|
2520,00
|
0,60
|
4200,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1019
1022
|
285,00
|
0,65
|
438,46
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
45,00
|
0,50
|
90,00
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
1024
|
1740,00
|
0,65
|
2676,92
|
4965,67
|
0
00,68
|
7302,46
|
|
|
|
|
|
1026
|
75,00
|
0,60
|
125,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
101
|
1607,67
|
0,71
|
2264,32
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1030
|
720,00
|
0,80
|
900,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1031
|
240,00
|
0,50
|
480,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1032
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1033
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1034
|
600,00
|
0,70
|
857,14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1035
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
|
|
|
|
В этой главе были получены расчетные нагрузки ТП
10/0,4 кВ, линии ВЛ-101 10 кВ и ПС 110/10 кВ (табличным методом с учетом
коэффициента одновременности). Полученные результаты будут использоваться при
проверке пропускной способности электрических сетей и при выборе оборудования
ПС 110/10 кВ.
3. ВЫБОР И РАСЧЕТ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10-110 кВ
3.1 Общие
положения
Особенностью распределительных
сетей 10 кВ является рост электрических нагрузок, который обуславливает
изменение напряжения у потребителей. Постепенно возрастая, нагрузки в
определённый момент времени достигают проектного уровня. Однако рост нагрузки
продолжается и после достижения его. Это происходит вследствие более полного
использования электроэнергии в производстве и быту, а также за счёт
присоединения к сети новых потребителей. При росте нагрузок, после расчётного
периода, увеличиваются потери напряжения и энергии в сети, а если не принять
соответствующих мер, отклонения напряжения у потребителей могут выйти за
допустимые приделы.
В данной главе решены основные
вопросы обеспечения оптимального электроснабжения при росте нагрузок: проверка
и повышение пропускной способности сети 10 кВ (ТП 10/0,4 и ВЛ-10кВ);
3.2 Пропускная
способность трансформаторов ТП 10/0,4 кВ
Так как нагрузки на конец
расчётного периода возрастут, следовательно необходима проверка
трансформаторов, установленных на существующих ТП 10/0,4 кВ по режиму
нагрузочной способности. Данная проверка осуществляется в два этапа:
а) Трансформатор проверяется по
нагрузочной способности в нормальном режиме или иначе по систематической
перегрузке: при допустимых систематических перегрузках расчётный износ изоляции
за установленное время (обычно за одни сутки), включающее длительность
перегрузок и длительность предшествующих и последующих нагрузок, не должен превосходить
нормативного износа за такое же время:
где:
- полная
максимальная расчётная мощность ТП 10/0,4 кВ на последний год расчетного
периода, кВА;
- номинальная
мощность трансформатора, установленного на данной ТП, кВА;
п - число трансформаторов на
ТП;
и 
- коэффициенты
систематической перегрузки трансформатора (расчетный и допустимый)
б) Для двухтрансформаторных ТП
10/0,4 кВ трансформаторы проверяются по аварийной перегрузке по условию:
где:
и 
- коэффициенты аварийной
перегрузки трансформатора (расчётный и допустимый);
Критерием допустимости аварийных
перегрузок трансформатора служит износ изоляции, который допускается значительно
выше нормального, а перегрузка ограничивается только температурой обмотки,
которая должна быть ещё безопасной для дальнейшей нормальной работы
трансформатора. Результаты расчёта сводим в таблицу 3.1.
При невыполнении хотя бы одного из условий проверки
по нагрузочной способности выбираем новую номинальную мощность трансформатора,
которая, как минимум, должна быть на ступень выше предыдущей в соответствии со
стандартной шкалой мощностей трансформаторов.
Таблица 3.1
Проверка пропускной способности
ТП 10/0,4 кВ
|
№
ТП
|
Sтп, кВА
|
Рзамер,
кВт
|
Класс
потр.
|
Тип
потр.
|
Кр
|
Sp, кВА
|
Кнс
|
Кав
|
Кнс.
доп
|
Кав.
доп.
|
Sнамеч.т, кВА
|
|
1
|
160
|
109,12
|
3
|
пр.
|
1,30
|
202,65
|
1,27
|
|
1,65
|
|
160
|
|
2
|
250
|
177,23
|
3
|
пр.
|
1,30
|
329,15
|
1,32
|
-
|
1,65
|
-
|
250
|
|
3
|
630
|
445,28
|
3
|
пр.
|
1,30
|
826,95
|
1,31
|
-
|
1,68
|
-
|
630
|
|
4
|
2*250
|
354,46
|
2
|
пр.
|
1,30
|
658,29
|
1,32
|
2,63
|
1,65
|
1,68
|
2*400
|
|
5
|
25
|
17,60
|
3
|
к.б.
|
1,20
|
22,96
|
0,92
|
-
|
1,65
|
-
|
25
|
|
6
|
60
|
38,72
|
3
|
к.б.
|
1,20
|
50,50
|
0,84
|
-
|
1,65
|
-
|
60
|
|
7
|
63
|
42,24
|
3
|
к.б.
|
1,20
|
55,10
|
0,87
|
-
|
1,65
|
-
|
63
|
|
10
|
400
|
281,60
|
3
|
пр.
|
1,30
|
522,97
|
1,31
|
-
|
1,68
|
-
|
400
|
|
8
|
100
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
1,30
|
115,26
|
1,15
|
-
|
1,65
|
-
|
|
9
|
60
|
40,48
|
3
|
к.б.
|
1,20
|
52,80
|
0,88
|
-
|
1,65
|
-
|
60
|
|
11
|
100
|
70,93
|
3
|
см.п.
|
1,30
|
115,26
|
1,15
|
-
|
1,65
|
-
|
100
|
|
12
|
160
|
110,88
|
3
|
пр.
|
1,20
|
190,08
|
1,19
|
-
|
1,65
|
-
|
160
|
Как следует из данных таблицы
3.1 все трансформаторы ТП проходят по нагрузочной способности в нормальном
режиме. Трансформаторы же 4-ого ТП (двухтрасформаторного ТП) не удовлетворяют
условию аварийной перегрузки, по этому выбираются новые трансформаторы
мощностью на одну ступень выше (то есть устанавливаются трансформаторы
мощностью 400 кВА), при этом kа.расч=1,65<1,78.
Мощность
остальных трансформаторов остается прежней.
3.3 Пропускная
способность линий 10 кВ
Пропускная способность линии ВЛ
10 кВ обеспечивается, если сечения проводов соответствуют заданным условиям по
нагреву, по потере напряжения и по механической прочности.
Проверка существующих сечений
проводов ВЛ-10 по нагреву, что соответствует условию:
для провода - Iрасч мах
Iдл доп пр
для кабеля - Iрасч мах Iдл доп кб
где:
Iрасч
мах - максимальный расчётный ток рассматриваемого участка
сети 10 кВ, А;
Iдл
доп пр - длительно
допустимый ток проводника, А табл.7.35.[Л-3]
Iдл
доп кб - длительно
допустимый ток кабеля, А табл. 1.3.16. [Л-4];
Iдл
расч max
-
длительный расчётный ток участка, А;
Iдл
расч мах= Iрасч
мах /k1
k2
k3
k1-
коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды, ki=1,0;
k2-
коэффициент,
учитывающий число прокладываемых кабелей в одной траншее; k2=0,9
(табл.7.17
[Л-3]);
k3-
коэффициент
перегрузки, k3=
1,15 (для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией), [Л-3];
Sрасч - расчётная
мощность участка сети 10 кВ, кВА;
Uном -
номинальное напряжение, кВ;
Так же по номограмме (см. рис. 2.33
[Л-2] ) определяются потери напряжения на ВЛ 10 кВ. Потери напряжения на
участке линии в процентах от номинального определяются по расчётной
максимальной мощности (Sрасч тах):
где: 
- удельные потери напряжения,
%/(кВАкм);
L - длинна
расчётного участка сети, км;
Потери напряжения на участках
кабельной линии определяем по следующей формуле:
где: Rо, Хо
-активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км;
С учетом справочных данных табл.
7.28. [Л-3] для кабеля:
ААШВ(Зх 50) Rо = 0,620
Ом/км, Хо = 0,090 Ом/км;
ААШВ(Зх 70) Rо
= 0,443 Ом/км, Хо = 0,086 Ом/км;
Результаты расчета потерь
напряжения на участках лини ВЛ 101 и расчетных токов на этих участках сводим в
таблицу 3.2.
Таблица 3.2
Потери напряжения и расчетный ток на участках
линии ВЛ-10 кВ
№ Марка провода (каб.) Lуч, км Sуч, кВА Iрасч,А Iдоп, А 
,% /кВА*км
,
|
%Марка
провода (каб.) ,%/ кВА*км ,%
|
|
|
|
|
|
|
Магистраль
|
|
1
|
АСБЗ*50
|
0,34
|
2264,32
|
130,727
|
140
|
|
0,516
|
2хААШВ
3*50
|
|
0,200
|
|
2
|
ААШВ
3*70
|
0,10
|
2264,32
|
130,727
|
160
|
|
0,122
|
2хААШВ
3*70
|
|
0,040
|
|
3
|
ЗА50
|
2,98
|
2264,32
|
130,727
|
215
|
0,67
|
4,521
|
АС-70
|
0,54
|
3,644
|
|
4
|
ЗАС35
|
2,26
|
2264,32
|
130,727
|
175
|
0,80
|
4,094
|
АС-70
|
0,54
|
2,763
|
|
5
|
ЗАС50
|
1,19
|
1441,61
|
83,229
|
210
|
0,67
|
1,149
|
АС-70
|
0,54
|
0,926
|
|
6
|
ЗАС35
|
0,45
|
924,71
|
53,387
|
175
|
0,82
|
0,341
|
АС-70
|
0,54
|
0,229
|
|
7
|
ЗАС35
|
1,64
|
924,71
|
53,387
|
175
|
0,82
|
1,244
|
АС-70
|
0,54
|
0,834
|
|
8
|
ЗАС35
|
3,53
|
909,64
|
52,517
|
175
|
0,82
|
2,633
|
АС-70
|
0,54
|
1,766
|
|
9
|
ЗАС35
|
2,82
|
872,62
|
50,379
|
175
|
0,82
|
2,018
|
АС-70
|
0,54
|
1,353
|
|
10
|
ЗАС35
|
0,56
|
393,10
|
22,695
|
175
|
0,85
|
0,187
|
АС-70
|
0,54
|
0,121
|
|
11
|
ЗАС35
|
0,10
|
306,40
|
17,690
|
175
|
0,85
|
0,026
|
АС-70
|
0,54
|
0,017
|
|
12
|
ЗАС35
|
0,71
|
272,15
|
15,712
|
175
|
0,85
|
0,164
|
АС-70
|
0,54
|
0,106
|
|
13
|
ЗАС-35
|
0,85
|
190,08
|
10,974
|
175
|
0,85
|
0,137
|
АС-70
|
0,54
|
0,089
|
|
итог
|
|
|
15292,30
|
|
|
|
17,153
|
|
|
12,089
|
|
Ответвления
|
|
4,1
|
А-35
|
0,71
|
991,9
|
57,266
|
175
|
0,80
|
0,563
|
АС-35
|
0,80
|
0,563
|
|
4,2
|
А-35
|
0,71
|
834,91
|
48,202
|
175
|
0,80
|
0,474
|
АС-35
|
0,80
|
0,474
|
|
4,3
|
ААШуЗ*5О
|
0,06
|
826,95
|
47,743
|
140
|
|
|
ААШВ
3*50
|
|
0,026
|
|
4,4
|
А-25
|
0,79
|
826,95
|
47,743
|
140
|
1,05
|
0,686
|
АС-35
|
0,80
|
0,523
|
|
5,1
|
А-35
|
1,34
|
658,29
|
38,005
|
175
|
0,80
|
0,706
|
АС-35
|
0,80
|
0,706
|
|
7,1
|
А-35
|
0,39
|
22,9565
|
1,3254
|
175
|
0,85
|
0,008
|
АС-35
|
0,80
|
0,008
|
|
8,1
|
А-35
|
1,34
|
50,5043
|
2,9158
|
175
|
0,85
|
0,058
|
АС-35
|
0,80
|
0,058
|
|
9,1
|
АС-35
|
0,03
|
563,22
|
32,517
|
175
|
0,80
|
0,014
|
АС-35
|
0,80
|
0,014
|
|
9,2
|
ААШв
3*50
|
0,06
|
55,1
|
3,1811
|
140
|
|
0,002
|
ААШв
3*50
|
|
0,001
|
|
9,3
|
АС-35
|
0,6
|
522,97
|
30,193
|
175
|
0,80
|
0,251
|
АС-35
|
0,80
|
0,251
|
|
10,1
|
АС-35
|
0,31
|
115,26
|
6,6544
|
175
|
0,84
|
0,030
|
АС-35
|
0,80
|
0,030
|
|
11,1
|
АС-35
|
0,31
|
52,8
|
3,0483
|
175
|
0,85
|
0,014
|
АС-35
|
0,80
|
0,014
|
|
12,1
|
АС-25
|
0,94
|
115,26
|
6,6544
|
140
|
1,15
|
0,125
|
0,80
|
0,092
|
|
13,1
|
АС-35
|
0,24
|
190,08
|
10,974
|
175
|
0,80
|
0,036
|
АС-35
|
0,80
|
0,036
|
Как видно из данных таблицы 3.2 существующие
участки проводов линий 10 кВ удовлетворяют условию проверки по нагреву, но они
не удовлетворяют условию механической прочности и потерям напряжения. Потери
напряжения в линии до самого удаленного приемника составляют:
А согласно нормам [Л-5], потери
напряжения в распредсети 10 кВ не должны превышать 10%.
С учётом потерь напряжения в
силовых трансформаторах 10/0,4 кВ и сети 0,38 кВ, отклонения напряжения на
зажимах электропотребителей может значительно превосходить допустимое значение
(± 5%) [ГОСТ 13109-67], поэтому следует рассмотреть вопросы выбора мероприятий,
повышающих пропускную способность систем электроснабжения района.
3.4 Повышение
пропускной способности электрической сети
Наиболее распространёнными
вариантами увеличения пропускной способности сети являются:
) установка дополнительных
устройств, для автоматического регулирования напряжения на силовых
трансформаторах (применение линейных регуляторов напряжения, поперечной и
продольной компенсации);
) замена сечения проводов на
воздушных линиях;
) сооружение дополнительных
подстанций и линий, сокращением радиусов питающих и распределительных линий
(разукрупнение подстанций);
) перевод питающих и
распределительных линий на повышенное номинальное напряжение;
На первых этапах повышения
пропускной способности сети необходимо использовать уже имеющиеся средства (ПБВ
и РПН). Кроме того, на линии необходимо проверить провода по механической
прочности.
Проверка существующих сечений
проводов и кабелей на механическую прочность осуществляется следующим образом:
В соответствии с [Л-4] минимально
допустимые сечения сталеалюминевых проводов на ВЛ 10 кВ по условиям
механической прочности должно быть в районах с толщиной стенки гололёда до 10
мм - 35 мм2. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали должно
быть не менее 70 мм [Л-3]. Кабельные вставки на магистрали должны быть
выполнены двумя кабелями, для обеспечения надежности электроснабжения (есть
потребители второй категории)
После приведения сечения проводов в
соответствие с условиями механической прочности (см. таблицу 3.2), потери
напряжения в линии значительно уменьшились, но отклонение напряжения в
магистрали все еще велики.
Согласно рекомендациям [Л-6] на
вводах электродвигателей и аппаратов для их пуска допускаются отклонения
напряжения от номинального в пределах от -5% до +5%. В послеаварийных режимах
допускается снижение напряжения на 5%.
Отклонениями напряжения называют,
медленно протекающие изменения напряжения, возникающие из-за изменения режима
работы источника питания или нагрузки.
где: UHOM, UС -
номинальное и фактическое напряжение сети, кВ;
На основании вышеприведённых данных
следует учитывать условие:
отклонение напряжения (V) от
номинального значения всех приёмников, присоединенных к рассматриваемой сети,
не должны выходить за приделы технически допустимых значений:
где: 
- верхнее допустимое
отклонение напряжения, %;
- нижнее
допустимое отклонение напряжения, %;
- фактическое отклонение
напряжения на вводе электроприёмника, %;
В качестве расчётных выбираем два
предельных режима работы:
режим наибольших нагрузок;
- режим наименьших нагрузок;
Все остальные возможные режимы
работы сети являются промежуточными и находятся между указанными предельными.
Установим следующие условные
обозначения:
- отклонение напряжения от
номинального в каком-либо пункте сети в режиме наибольших нагрузок и значение
потерь напряжения на рассматриваемом участке сети в этом же режиме
;
Фактическое отклонение напряжения на
шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ выходит за границы Vв и Vн, определённые
следующим образом:
- верхний предел отклонения
напряжения, %;
- нижний предел отклонения
напряжения, %;
где: 
,
потери напряжения от шин 10 кВ ТП
110/10 кВ, до ближайшей ТП 10/0,4 кВ (ТП 3) и наиболее удалённой ТП 10/0,4 кВ
(ТП 11) соответственно, %;
необходимо осуществить регулирование
в центре питания или выбрать соответствующую отпайку трансформатора ТП 10/0,4
кВ, обеспечив добавку ЭДС. Иначе говоря, необходимо выполнить условие:
Для обеспечения желаемого режима
напряжений у приёмников электроэнергии необходимо выполнить ряд требований:
) со стороны питающей сети к
выходным зажимам понижающих трансформаторов должно быть подведено напряжение,
находящееся в допустимых пределах;
) автоматический регулятор
напряжения, управляющий устройствами РПН понижающих трансформаторов 110/10 кВ,
должен иметь специально выбранные уставки;
) в распределительной сети 10 кВ
потеря напряжения не должна быть больше допустимого значения;
) трансформаторы ТП 10/0,4 кВ должны
быть включены на специально подобранные регулировочные ответвления;
) в сетях 0,38 кВ наибольшие потери
напряжения не должны выходить за допустимые пределы;
Допустимые пределы для подведенного
со стороны питающей сети 110 кВ напряжения определяются располагаемым
диапазоном регулирования у понижающих трансформаторов, установленных на ПС
110/10 кВ. В соответствии с техническими данными диапазон регулирования для
трансформаторов типа ТДН составляет ±(9x1,78)%. Для компенсации потерь
напряжения в сети 10 кВ в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ должны быть правильно
выбраны уставки регулятора. На потребительских подстанциях 10/0,4 кВ
устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с
ручным переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключенном
трансформаторе и пределами регулирования 2±2,5 %.
Необходимо выбрать закон
регулирования напряжения на ПС 110/10 кВ. То есть определить параметры
настройки автоматических регуляторов для управления трансформаторами с РПН, для
предельных режимов совместно с выбором регулировочных ответвлений
трансформаторов ТП 10/0,4 кВ, применительно к нагрузке одной секции шин РУ 10
кВ ПС 110/10 кВ (расчёт для второй секции выполняется аналогично):
1) отклонение
напряжения на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ в режиме наибольших нагрузок:
)
где: 
- наибольшее
допустимое положительное отклонение напряжения на шинах 0,4кВ ближайшей к ТП
характерной ТП 10/0,4 кВ.
Статистические данные расчётов
показали, что при правильно выбранной системе электроснабжения 0,38 кВ,
оказывается, что можно принять:
Под "ближайшим" понимается ТП 10/0,4
кВ, для которого потеря напряжения от шин 10 кВ ПС 110/10 кВ до шин 0,4 кВ
наименьшие. Для нашего случая, то есть рассматривая нагрузку линии ВЛ-10 кВ
ближайшим является ТП-1. Расчёт выполняем применительно к дневному максимуму
нагрузки.
- потери напряжения на участке от
шин 10 кВ ТП 110/10 кВ до шин 0,4 кВ ближайшего ТП 10/0,4 кВ (ТП-141):
=
где: 
- потери напряжения в линии
10 кВ на участке от шин 10 кВ ПС 110/10 кВ до шин 10 кВ ТП 1; = 7,19%;
- потери напряжения в трансформаторе
ближайшего ТП 10/0,4 кВ (ТП-1);
где: Рр - активная
расчётная мощность ТП-141; Рр=109,12 кВт;
Qp - реактивная
расчётная мощность; Qp- 170,76
квар;
RТ - активное
сопротивление трансформатора; RТ=0,012Om;
ХТ - индуктивное
сопротивление; ХТ= 0,027 Ом;
Uном - номинальное
напряжение; Uном =10 кВ;
тогда: 
=5,89%;
Потери напряжения для остальных
трансформаторов ТП 10 кВ, питаемых от линии ВЛ-101, приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Потери напряжения в трансформаторах
ТП 10/0,4 кВ
|
№
Тр-тр
|
Тип
тр-ра
|
Sтp, кВА
|
Uном,
|
Spacч., кВА
|
Ррасч.,
кВт
|
Qрасч., к вар
|
Рк,
кВ
|
Uк, %
|
Rт,Om
|
Zт, Ом
|
Хт,Ом
|
 ,%
|
|
1
|
ТМ-160
|
160
|
10
|
202,65
|
141,86
|
144,72
|
3,100
|
4,7
|
0,012
|
0,029
|
0,027
|
5,591
|
|
2
|
ТМ-250
|
250
|
10
|
329,15
|
230,40
|
235,06
|
4,200
|
4,7
|
0,007
|
0,019
|
0,018
|
5,676
|
|
3
|
ТМФ-630
|
630
|
10
|
826,95
|
578,86
|
590,56
|
8,500
|
5,5
|
0,002
|
0,009
|
0,008
|
6,238
|
|
4
|
2ТМФ-400
|
400
|
10
|
658,29
|
460,80
|
470,11
|
5,900
|
4,5
|
0,004
|
0,011
|
0,011
|
3,348
|
|
5
|
ТМ-25
|
25
|
10
|
22,96
|
8,45
|
21,35
|
0,690
|
4,7
|
0,110
|
0,188
|
0,152
|
4,181
|
|
6
|
ТМ-63
|
63
|
10
|
50,50
|
18,59
|
46,96
|
1,470
|
4,7
|
0,037
|
0,075
|
0,065
|
3,729
|
|
7
|
ТМ-63
|
63
|
10
|
55,10
|
20,28
|
51,23
|
1,470
|
4,7
|
0,037
|
0,075
|
0,065
|
4,069
|
|
8
|
ТМ-100
|
100
|
10
|
115,26
|
92,21
|
69,16
|
2,270
|
4,7
|
0,023
|
0,047
|
0,041
|
4,939
|
|
9
|
ТМ-63
|
63
|
10
|
52,80
|
19,43
|
49,09
|
1,470
|
4,7
|
0,037
|
0,075
|
0,065
|
3,899
|
|
10
|
ТМФ-400
|
400
|
10
|
522,97
|
366,08
|
373,47
|
5,900
|
4,5
|
0,004
|
0,011
|
0,011
|
5,319
|
|
11
|
ТМ-100
|
100
|
10
|
115,26
|
92,21
|
69,16
|
2,270
|
4,7
|
0,023
|
0,047
|
0,041
|
4,939
|
|
12
|
ТМ-160
|
160
|
10
|
190,08
|
133,06
|
135,74
|
3,100
|
4,7
|
0,012
|
0,029
|
0,027
|
5,244
|
Как видно из данных таблиц 3.2 и 3.3 потери
напряжения в сумме велики и их необходимо компенсировать добавками напряжений
на трансформаторах ТП 10/0,4 кВ.
- добавка напряжения на
трансформаторе ТП 10/0,4 кВ (ТП-1) выбирается наименьшей из возможных (первое
регулировочное ответвление трансформатора -5%, обеспечивающее добавку
напряжения =0 );
Отклонение напряжения на шинах ТП
равно:
Отклонение напряжения выходит за
предел регулятора трансформатора ПС 110/10 кВ (РПН ±9x1,78 %), то есть
необходимо переключить трансформатор на третье регулировочное ответвление,
обеспечивающее добавку ЭДС =5%; тогда:
VЦ'=8+7,21+5,59-5=15,8
%;
Определённый, таким образом, уровень
напряжения на шинах ПС 110/10 кВ в режиме наибольших нагрузок является
максимально допустимым по условию, что отклонение напряжения на шинах
ближайшего ТП 10/0,4 кВ не превышает наибольшего допустимого отклонения
напряжения V. Этот уровень
обеспечивает минимум потерь энергии в режиме наибольших нагрузок в
распределительной сети 10 кВ.
Выбор ответвлений у трансформаторов
ТП 10/0,4 кВ производится следующим образом:
при увеличении потерь напряжения в
сети 10 кВ по мере удаления от шин ПС 110/10 кВ, необходимо изменять
коэффициент трансформации ТП 10/0,4 кВ для компенсации потерь напряжения в линиях
добавкой напряжения .
Начало зоны регулировочного
ответвления "к" определяется в соответствии с 
при условии
равенства VB всех ТП
10/0,4 кВ по формуле:
где: 
- потери напряжения от шин ТП
110/10 кВ до шин 0,4 кВ рассматриваемого ТП 10/0,4 кВ;
Таким образом, при переключении
на предельное регулировочное ответвление -5% регулятора трансформатора,
обеспечивающее добавку напряжения Н=10%, отклонение напряжения на ТП 10/0,4 кВ
запитанных по ВЛ-101 10 кВ не выходят за допустимые пределы.
=12,21% > 
=12,13%
(наиболее удалённая ТП), общее
количество зон регулировочных ответвлений - четыре.
) отклонение напряжения на шинах ПС
110/10 кВ в режиме наименьших нагрузок определяются режимом ТП 10/0,4 кВ,
находящейся в наиболее неблагоприятных условиях при выбранных по режиму
наибольших нагрузок ответвлений трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. В наиболее
неблагоприятных условиях будет ближайшая ТП, входящая в зону регулировочного
ответвления "k", (где k=4). Такой
ТП является ТП 1.
Режиму наименьших нагрузок должно
удовлетворять условие:
где: 
- нижняя граница диапазона
регулирования напряжения на шинах ПС 110/10 кВ, определяется режимом напряжения
наиболее удаленного ЭП в зоне первого ответвления ближайшей ТП 10/0,4кВ.
где: 
- наименьшее допустимое отклонение
напряжения на шинах ближайшего к ПС 110/10 кВ ТП 10/0,4 кВ;
- зона нечувствительности
регулятора напряжения;
- потери напряжения на участке
от ПС 110/10 кВ до шин 0,4 кВ ближайшего ТП 10/0,4 кВ;
- верхняя
граница допустимых отклонений напряжения на шинах ТП в режиме наименьших
нагрузок и наименьших потерь напряжения от шин ТП 110/10 кВ до ближайшей ТП
10/0,4 кВ "k-ой" зоны,
определяется:
(1)
где: 
- наибольшее
допустимое отклонение напряжения в режиме наименьших нагрузок трансформаторов
ТП 10/0,4 кВ "k-ой" зоны.
- потери напряжения на участке
от ТП 110/10 кВ до шин 0,4 кВ трансформаторов ТП 10/0,4 кВ "k-ой"
зоны.
=1,650% - потери напряжения
на участке от ТП 110/10 кВ до шин 10кВ трансформаторов ТП 10/0,4 кВ "k-ой"
зоны.
=1,160% - потери напряжения в
трансформаторе ТП459 10/0,4 кВ "k-ой"
зоны (определяем аналогично режиму наибольших нагрузок).
тогда:
(2)
Выражение (2) справедливо для
разветвлённой распределительной сети
кВ, когда имеется несколько зон
регулирования ТП 10/0,4 кВ с добавками ЭДС Ек.
Прямая, определяющая график закона
регулирования напряжения на шинах ТП Vц=f(I) проводится
через точки, координаты которых определяются по выражениям (1) и (2). Причём
считаем, что "прямая" закона регулирования соответствует середине
зоны нечувствительности регулятора. Это обусловлено вероятностью того, что
напряжение находится на верхней границе зоны нечувствительности или вблизи неё
в предельных режимах нагрузки относительно мала. Таким образом, с учетом
вышеизложенного, на график наносим точки: Vц'; IС';Vц"; IС". Через них
проводим прямую, характеризующую график закона регулирования с компенсацией по
току нагрузки шин ТП 110/10 кВ.
где: k -
коэффициент токовой компенсации:
IС'; IС" - ток нагрузки
линии ВЛ 101 в режиме наибольших и наименьших нагрузок соответственно, А;
Vo - условная
величина отклонения напряжения в центре питания при величине I=0; Разность
Vц'-Vц"=15,8-8,19=10,108%
есть фактический диапазон отклонения напряжения. Условие реализации расчётного
закона регулирования напряжения есть выполнение следующего требования:
где: d - диапазон
регулирования трансформатора РПН;
- ступень
регулирования напряжения между двумя соседними ответвлениями,
=±1,78%;
- число ступеней, N=9;
Таким образом, условие возможности
практической реализации рассчитанного закона регулирования выполняется.
При построении графика необходимо
учитывать - зону
нечувствительности регулятора напряжения - полоса изменения напряжения, при
которой не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры. Зона
нечувствительности регулятора для обеспечения его устойчивой работы должна быть
больше ступени регулирования примерно на 0,2-0,5 % [Л-6];
Регулирование напряжения может
осуществляться по закону встречного регулирования с токовой компенсацией по
суммарной нагрузке трансформатора или по режиму стабилизации напряжения и по
времени суток.
Закон регулирования напряжения
определяется с усредненным показателям, характерным для основной части
нагрузки, присоединенной к шинам ПС110/10 кВ, т.е. регулирование ведется в
соответствии с требованиями, предъявляемыми большей частью потребителей.
Для потребителей с существенно
отличающимися графиками изменения нагрузки (неоднородные потребители) в случае,
если централизованное регулирование не обеспечивает необходимого качества
напряжения, предполагается дополнение средствами местного регулирования
напряжения.
Регулирование по времени суток приемлемо для
предприятий со стабильным графиком нагрузки и не нашло широкого применения,
остальные законы регулирования реализуются аппаратурой АРТ-IH.
Данные, необходимые для
построения графиков рис. 3.1, определяющих закон регулирования напряжения на
шинах ПС 110/10 кВ и служащих для определения параметров настройки регулятора
(расчёта ее уставок), сводим в таблицу 3.4.
Таблица 3.4
Построение графика закона
регулирования напряжения
|
Режим
наиб, нагрузок
|
Кол-во
регулир. ответвл.
|
Режим
наим. нагрузок
|
Диапазон
регулир. РПН
|
Ток
в реж. наиб, нагрузок
|
Ток
в реж. наиб, нагрузок
|
Козфф.
токовой компенс.
|
Отклонен,
напр, при I=0
|
|
 ,%Н , %D,
%Ic',
AIc", Ak , %
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15,8
|
5
|
8,19
|
1,78*6
|
130,727
|
83,665
|
0,215
|
-6
|
Рис. 3.1. График закона
регулирования напряжения
Для обеспечения устойчивой
работы регулятора вводится зона нечувствительности, которая должна быть больше
ступени регулирования трансформатора примерно на 0,2 - 0,5%. С целью исключения
реакции регулятора на кратковременные броски контролируемого напряжения и
исключения частых переключений обмоток (привода) трансформатора вводится
задержка на срабатывание исполнительных элементов в течение заданного
(регулируемого) времени, и задержка сброса накопленного времени.
Элементы времени с подобной
характеристикой позволяют регулировать напряжение (по средней величине
напряжения) на подстанциях с резкоизменяющейся нагрузкой.
Устройства АРТ-Ш содержит три основных
функциональных составляющих тракт регулирования, блок управления и контроля
(БУК) и генератор тактовых импульсов (ГТИ) с элементом изменения периода
следования тактовых импульсов.
3.5 Выбор электрических аппаратов
ПС 110/10 кВ
Надежная и экономичная работа электрических аппаратов
и токоведущих частей (шины, кабели и др.) может быть обеспечена лишь при их
правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так
и в режиме короткого замыкания.
Для длительного режима работы аппараты и
проводники выбирают по номинальному напряжению, допустимому нагреву при
длительном протекании тока, конструктивному исполнению, типу установки и
условиям окружающей среды.
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
выбираются:
по напряжению установки:
по конструкции и схеме соединения
обмоток;
по классу точности; по вторичной
нагрузке:
где: 
- номинальная мощность в
выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных
трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех
трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную
мощность одного трансформатора,
- нагрузка всех измерительных
приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.
Для упрощения расчетов нагрузку
приборов можно не разделять по фазам, тогда
Если вторичная нагрузка превышает
номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй
трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.
Сечение проводов в цепях
трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения.
Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных
счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не
более 1,5% при нормальной нагрузке.
Для упрощения расчётов можно
принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2
для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.
Таблица 3.5
Вторичная нагрузка трансформатора
напряжения на сборных шинах ПС
Прибор Тип 
,ВтЧисло
обмотокЧисло приборовОбщая потребляемая
|
МОЩНОСТЬ
,
|
сборные
шины
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
2
|
|
Ваттметр
|
Ввод
10 кВ от трансформатора
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
3
|
|
Многофункциональный
измерительный прибор
|
|
СЭТ-4Т
М04
|
2
|
2
|
1
|
4
|
|
Многофункциональный
измерительный прибор
|
Линии
10 кВ
|
СЭТ-4Т
МОЗ
|
2
|
2
|
9
|
36
|
|
Итого
|
|
|
|
|
11
|
45
|
Перечень необходимых измерительных приборов
принимаем по табл.4.11 [Л-9].
Выбирается трансформатор напряжения
НТМИ-10-66УЗ, Т2
(
кВа, 
кВ, 
кВ, класс точности 0,5)
Три однофазных TV,
соединенных в звезду, имеют мощность 3
30=90 ВА, что даже
больше
Выбор трансформаторов напряжения на
второй секции производиться аналогично.
Для соединения трансформаторов напряжения с
приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением жил 2,5 мм2 по
условию механической прочности.
• Трансформаторы тока
Выбор производится:
по напряжению установки:
по току:
Номинальный ток должен быть как
можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки
приводит к увеличению погрешностей;
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
где 
- ударный ток КЗ по расчету;
- кратность
электродинамической стойкости по каталогу;
- номинальный
первичный ток трансформатора тока;
- ток электродинамической
стойкости;
Электродинамическая стойкость шинных
трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного
устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не
проверяются; по термической стойкости:
где 
- тепловой импульс по расчету;
- кратность термической стойкости
по каталогу;
- время термической стойкости по
каталогу;
- ток термической стойкости;
по вторичной нагрузке:
где 
- вторичная нагрузка
трансформатора тока;
- номинальная
допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Рассмотрим подробнее выбор
трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых
цепей невелико, поэтому Z2 ~ г2.
Вторичная
нагрузка состоит из сопротивления
приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.
Сопротивление приборов определяется
по выражению
где 
- мощность, потребляемая
приборами;
- вторичный номинальный ток
прибора.
Сопротивление контактов принимается
0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление
соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока
работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие
откуда
Зная 
, можно определить сечение
соединительных проводов:
где 
- удельное
сопротивление материала провода.
Провода с медными жилами ( = 0,0175)
применяются во вторичных цепях основного и вспомогательною оборудования мощных
электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим
напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются
провода с алюминиевыми жилами ( =0,0284):
- расчетная
длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Длину соединительных проводов от
трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных
присоединений приблизительно равной, для линий 10 кВ к потребителям - 5м,
[Л-9];
Для подстанций указанные длины
снижают на 15-20%. В качестве соединительных проводов применяют многожильные
контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой
изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплой
гонкой оболочке. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2
для алюминиевых жил и 2.5 мм2 для медных жил (см. ПУЭ7 § 3.4.4).
Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.
Таблица 3.6
Вторичная нагрузка трансформатора
тока.
|
Прибор
|
Тип
|
Нагрузка,
В А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Амперметр
регистрирующий
|
Ввод
10кВ от трансформа тора
|
Н-394
|
10
|
-
|
-
|
|
Счетчик
активный и реактивной мощности
|
|
СЭТ4ТМ03
|
0,1
|
-
|
0,1
|
|
Амперметр
регистрирующий
|
Линии
10 кВ
|
Н-394
|
-
|
10
|
-
|
|
Счетчик
активный и реактивной мощности
|
|
СЭТ4Т
МОЗ
|
0,1
|
-
|
0,1
|
|
Итого
|
|
|
10,2
|
10
|
0,2
|
Как видно из данных таблицы
3.6, наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Выбирается трансформатор
ТЛК-10-3 с классом точности 0,5;
=0,8 Ом; 
=40 кА; 
=3с.
Общее сопротивление приборов
Ом
Допустимое сопротивление приборов
Ом
мм2
По условию механической прочности принимается
кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
• Ячейки КРУ
Замена выключателей устаревших
конструкций вакуумными выключателями серии ВР с комплектами монтажных частей, в
составе модуля и в составе выкатных элементов - это новый подход к модернизации
КРУ на 6,10 кВ.
При реконструкции выключателем
серии ВР с КМЧ:
принципиальная электрическая
схема КМЧ полностью отвечает схеме старого выключателя и требует проведения
незначительных работ в релейном отсеке КРУ, по изменениям схем вспомогательных
цепей.
доработка блокировок под модуль
на выкатной тележке выполнена таким образом, что не требует проведения
каких-либо работ в отсеке выкатного элемента КРУ.
В устаревших ячейках использовались выключатели
ВМП-10К(630 А), поэтому выбираем ВР1(О)/КРУ2-6(10)-ВМП-10К-20/630 У2 (по
каталогу).
4. ОЦЕНКА ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТИ
.1 Общие положения
При передаче электрической
энергии в каждом элементе электрической сети возникают потери. Для изучения
составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости
проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь,
выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.
Фактические (отчетные) потери
электроэнергии 
определяют
как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной
из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной
природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход
электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и
обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии
приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную
оплату показаний счетчиков и т. п.
Разделение потерь на составляющие
может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные,
переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным
подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов
определения количественных значений фактических потерь, они могут быть
разделены на четыре составляющие:
) Технические потери электроэнергии , обусловленные
физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при
передаче электроэнергии по электрическим сетям.
) Расход электроэнергии на
собственные нужды подстанций 
, необходимый для обеспечения работы
технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего
персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на
трансформаторах собственных нужд подстанций;
) Потери электроэнергии,
обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные
потери) 
.
) Коммерческие потери 
, обусловленные
хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию
бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за
потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими
(отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:
Три первые составляющие структуры
потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи
электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска.
Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая
составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие
«человеческого фактора» и включает в себя все его проявления: сознательные
хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний
счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т. п.
Критерии отнесения части
электроэнергии к потерям могут быть физического и экономического характера
[Л-12].
Сумму технических потерь, расхода электроэнергии
на собственные нужды подстанций и коммерческих потерь можно назвать физическими
потерями электроэнергии. Эти составляющие действительно связаны с физикой
распределения энергии по сети. При этом первые две составляющие физических
потерь относятся к технологии передачи электроэнергии по сетям, а третья - к
технологии контроля количества переданной электроэнергии.
Экономика определяет потери как
часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск
потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих
электростанциях и закупленной у других ее производителей. При этом
зарегистрированный полезный отпуск электроэнергии здесь не только та его часть,
денежные средства за которую действительно поступили на расчетный счет
энергоснабжающей организации, но и та, на которую выставлены счета, т.е. потребление
энергии зафиксировано. В отличие от этого реальные показания счетчиков,
фиксирующих потребление энергии бытовыми абонентами, неизвестны. Полезный
отпуск электроэнергии бытовым абонентам определяют непосредственно по
поступившей за месяц оплате, поэтому к потерям относят всю неоплаченную
энергию.
С точки зрения экономики расход
электроэнергии на собственные нужды подстанций ничем не отличается от расхода в
элементах сетей на передачу остальной части электроэнергии потребителям.
Недоучет объемов полезно
отпущенной электроэнергии является такой же экономической потерей, как и две
описанные выше составляющие. То же самое можно сказать и о хищениях
электроэнергии. Таким образом, все четыре описанные выше составляющие потерь с
экономической точки зрения одинаковы.
Технические потери
электроэнергии в свою очередь можно представить следующими структурными
составляющими:
) Нагрузочные потери в
оборудовании подстанций. К ним относятся потери в линиях и силовых
трансформаторах, а также потери в измерительных трансформаторах тока,
высокочастотных заградителях (ВЗ) ВЧ - связи и токоограничивающих реакторах.
Все эти элементы включаются в «рассечку» линии, то есть, последовательно,
поэтому потери в них зависят от протекающей через них мощности.
) Потери холостого хода,
включающие потери в электроэнергии в силовых трансформаторах, компенсирующих
устройствах (КУ), трансформатора напряжения, счетчиках и устройствах
присоединения ВЧ - связи, а также потери в изоляции кабельных линий.
) климатические потери,
включающие в себя два вида потерь: потери на корону и потери из-за токов утечки
по изоляторам ВЛ и подстанций. Оба вида зависят от погодных условий.
Технические потери в
электрических сетях энергоснабжающих организаций (энергосистем) должны
рассчитываться по трем диапазонам напряжения [Л-11]:
• в питающих сетях высокого
напряжения 35 кВ и выше;
• в распределительных сетях
среднего напряжения 6-10 кВ;
• в распределительных сетях
низкого напряжения 0,38 кВ.
Распределительные сети 0,38 - 6
- 10 кВ, эксплуатируемые РЭС и ПЭС характеризуются значительной долей потерь
электроэнергии в суммарных потерях по всей цепи передачи электроэнергии от
источников до электроприемников. Это обусловлено особенностями построения,
функционирования, организацией эксплуатации данного вида сетей: большим
количеством элементов, разветвленностью схем, недостаточной обеспеченностью
приборами учета, относительно малой загрузкой элементов и т.п. [Л-1]
В настоящее время по каждому
РЭС и ПЭС энергосистем технические потери в сетях 0,38 - 6 - 10 кВ рассчитываются
ежемесячно и суммируются за год. Полученные значения потерь используются для
расчета планируемого норматива потерь электроэнергии на следующий год.
4.2 Определение
годовых потерь электроэнергии в сети 10 кВ
Наиболее часто при определении
годовых потерь электроэнергии в сетях 10 кВ используются два метода.
Если известен график нагрузки на головном
участке сети 10 кВ, то расчет производят в следующей последовательности:
- по графикам нагрузки на головном
участке ВЛ определяется годовое потребление электроэнергии 
:
(4.1)
где: 
- суточное потребление энергии на
головном участке
ВЛ в зимний период;
- число зимних суток в году
принимается равным 200;
- суточное потребление энергии на
головном участке ВЛ
в летний период;
- число летних суток в году
принимается равным 165;
определяется число часов
использования наибольшей нагрузки 
:
(4.2)
где: Ртах -максимальное
значение потребляемой мощности;
- определяется время потерь 
по формуле:
(4.3)
определяются 
потери
активной мощности на каждом участке ВЛ 10кВ:
(4.4)
где: Sp - расчетные
нагрузки участков электрической сети 10 кВ;
- удельные активные сопротивления
участков электрической сети 10 кВ;
L
-
длина участков электрической сети 10 кВ ;
-определяются 
- потери
энергии на каждом участке ВЛ 10 кВ;
(4.5)
определяются потери энергии в
трансформаторах ТП 10/0,4 кВ по формуле:
(4.6)
где: 
- потери
холостого хода i-гo
трансформатора;
- потери КЗ i-гo
трансформатора;
- расчетная мощность i-гo
трансформатора;
, - номинальная
мощность i-гo
трансформатора;
п - число
трансформаторов на ТП;
определяются суммарные потери
энергии за год в сети 10 кВ, как сумма потерь на участках В Л и потерь в
трансформаторах ТП 10/0,4 кВ.
Если график нагрузки на головном
участке сети 10 кВ изменился или не известен, то расчет годовых потерь энергии
производится по методу эквивалентных сопротивлений.
Определим годовые потери
электроэнергии в распределительной сети 10 кВ (ВЛ 101) с использованием
показаний счетчиков активной энергии параметров трансформаторов ТП 10/0,4 кВ и
участков линий 10 кВ. Методика расчета изложена ранее в этом пункте.
Таблица 4.1
Показание счетчиков активной энергии
на В Л 101 за 2007г.
|
Месяц
|
 ,кВт-чМесяц,кВт-ЧМесяц ,кВт-ч
|
|
|
|
|
|
янравь
|
994720
|
май
|
671840
|
сентябрь
|
546240
|
|
февраль
|
750080
|
июнь
|
504000
|
октябрь
|
767840
|
|
март
|
691040
|
июль
|
461760
|
ноябрь
|
821760
|
|
апрель
|
780800
|
август
|
412480
|
декабрь
|
912160
|
Суммированием показаний
счетчиков активной энергии (таблица 4.1), определяется годовое потребление
электроэнергии Wг=8314720
кВт-ч.
Определяется по формуле (4.2)
число часов использования наибольшей нагрузки Тм:
Определяется время потерь через 
по
следующей формуле:
Определяются потери активной энергии на каждом
участке В Л 10 кВ, до замены проводов (кабель) и после, по формулам (4.4) и
(4.5). Результаты расчета представлены в таблицах 4.2 и 4.3.
Таблица 4.2
Потери электроэнергии в линии
ВЛ 101 до ее реконструкции
№ Марка
провода (каб.) Lуч, км Sуч,
кВА Iрасч, А Rл уд, Ом/км Rл, Ом 
,
|
кВт-ч
|
|
|
Магистраль
|
|
1
|
АСБ
3*50
|
0,340
|
2264,320
|
130,727
|
0,620
|
0,211
|
35445
|
|
2
|
ААШВ
3*70
|
0,100
|
2264,320
|
130,727
|
0,443
|
0,044
|
7449
|
|
3
|
А50
|
2,980
|
2264,320
|
130,727
|
0,590
|
1,758
|
295637
|
|
4
|
АС35
|
2,260
|
2264,320
|
130,727
|
0,790
|
1,785
|
300211
|
|
5
|
АС50
|
1,190
|
1441,610
|
83,229
|
0,600
|
0,714
|
48664
|
|
6
|
АС35
|
0,450
|
924,710
|
53,387
|
0,790
|
0,356
|
9969
|
|
7
|
АС35
|
1,640
|
924,710
|
53,387
|
0,790
|
1,296
|
36333
|
|
8
|
АС35
|
3,530
|
909,640
|
52,517
|
0,790
|
2,789
|
75676
|
|
9
|
АС35
|
2,820
|
872,620
|
50,379
|
0,790
|
2,228
|
55634
|
|
10
|
АС35
|
0,560
|
393,100
|
22,695
|
0,790
|
0,442
|
2242
|
|
11
|
АС35
|
0,100
|
306,400
|
17,690
|
0,790
|
0,079
|
243
|
|
12
|
АС35
|
0,710
|
272,150
|
15,712
|
0,790
|
0,561
|
1362
|
|
13
|
АС35
|
0,850
|
190,080
|
10,974
|
0,790
|
0,672
|
796
|
|
Ответвления
|
|
4,1
|
А35
|
0,710
|
991,900
|
57,266
|
0,850
|
0,6035
|
19473
|
|
4,2
|
А35
|
0,710
|
834,910
|
48,202
|
0,850
|
0,6035
|
13797
|
|
4,3
|
ААШу
3*50
|
0,060
|
826,950
|
0,620
|
0,0372
|
834
|
|
4,4
|
А-25
|
0,790
|
826,950
|
47,743
|
1,176
|
0,92904
|
20836
|
|
5,1
|
А35
|
1,340
|
658,290
|
38,005
|
0,850
|
1,139
|
16187
|
|
7,1
|
А35
|
0,390
|
22,957
|
1,325
|
0,850
|
0,3315
|
6
|
|
8,1
|
А35
|
1,340
|
50,504
|
2,916
|
0,850
|
1,139
|
95
|
|
9,1
|
АС35
|
0,060
|
55,100
|
3,181
|
0,790
|
0,0474
|
5
|
|
9,2
|
ААШв
3*50
|
0,030
|
563,220
|
32,517
|
0,620
|
0,0186
|
194
|
|
9,3
|
АС35
|
0,600
|
522,970
|
30,193
|
0,790
|
0,474
|
4252
|
|
10,1
|
АС35
|
0,310
|
115,260
|
6,654
|
0,790
|
0,2449
|
107
|
|
ПД
|
АС35
|
0,310
|
52,800
|
3,048
|
0,790
|
0,2449
|
22
|
|
12,1
|
АС25
|
0,940
|
115,260
|
6,654
|
1,176
|
1,10544
|
482
|
|
13,1
|
АС35
|
0,240
|
190,080
|
10,974
|
0,790
|
0,1896
|
225
|
|
Итого
|
|
946174
|
Таблица 4.3
Потери электроэнергии в линии
ВЛ 101 после ее реконструкции
№ Марка провода (каб.) Lуч, км Sуч,
кВА Iрасч, А Rл уд, Ом/км Rл, Ом ,
|
кВт-ч
|
|
|
Магистраль
|
|
1
|
2хААШВ
3*50
|
0,340
|
2264,320
|
130,727
|
0,310
|
0,105
|
17723
|
|
2
|
2хААШВ
3*70
|
0,100
|
2264,320
|
130,727
|
0,222
|
0,022
|
3733
|
|
3
|
АС
70
|
2,980
|
2264,320
|
130,727
|
0,429
|
1,278
|
214963
|
|
4
|
АС
70
|
2,260
|
2264,320
|
130,727
|
0,429
|
0,970
|
163026
|
|
5
|
АС
70
|
1,190
|
1441,610
|
83,229
|
0,429
|
0,511
|
34795
|
|
6
|
АС
70
|
0,450
|
924,710
|
53,387
|
0,429
|
0,193
|
5414
|
|
7
|
АС
70
|
1,640
|
924,710
|
53,387
|
0,429
|
0,704
|
19730
|
|
8
|
АС
70
|
3,530
|
909,640
|
52,517
|
0,429
|
1,514
|
41095
|
|
9
|
АС
70
|
2,820
|
872,620
|
50,379
|
0,429
|
1,210
|
30211
|
|
10
|
АС
70
|
0,560
|
393,100
|
22,695
|
0,429
|
0,240
|
1217
|
|
11
|
АС
70
|
0,100
|
306,400
|
17,690
|
0,429
|
0,043
|
132
|
|
12
|
АС
70
|
0,710
|
272,150
|
15,712
|
0,429
|
0,305
|
740
|
|
13
|
АС
70
|
0,850
|
190,080
|
10,974
|
0,429
|
0,365
|
432
|
|
Ответвления
|
|
4,1
|
АС35
|
0,710
|
991,900
|
57,266
|
0,790
|
0,5609
|
18098
|
|
4,2
|
АС35
|
0,710
|
834,910
|
48,202
|
0,790
|
0,5609
|
12823
|
|
4,3
|
ААШВЗ*50
|
0,060
|
826,950
|
47,743
|
0,258
|
0,01548
|
347
|
|
4,4
|
АС35
|
0,790
|
826,950
|
47,743
|
0,790
|
0,6241
|
13997
|
|
5,1
|
АС35
|
1,340
|
658,290
|
38,005
|
0,790
|
1,0586
|
15045
|
|
7,1
|
АС35
|
0,390
|
22,957
|
1,325
|
0,790
|
0,3081
|
5
|
|
8,1
|
АС35
|
1,340
|
50,504
|
2,916
|
0,790
|
1,0586
|
89
|
|
9,1
|
ААШв
3*50
|
0,060
|
55,100
|
3,181
|
0,620
|
0,0372
|
4
|
|
9,2
|
АС35
|
0,030
|
563,220
|
32,517
|
0,790
|
0,0237
|
247
|
|
9,3
|
АС35
|
0,600
|
522,970
|
30,193
|
0,790
|
0,474
|
4252
|
|
10,1
|
АС35
|
0,310
|
115,260
|
6,654
|
0,790
|
0,2449
|
107
|
|
11,1
|
АС35
|
0,310
|
52,800
|
3,048
|
0,790
|
0,2449
|
22
|
|
12,1
|
АС35
|
0,940
|
115,260
|
6,654
|
0,790
|
0,7426
|
324
|
|
13,1
|
АС35
|
0,240
|
190,080
|
10,974
|
0,790
|
0,1896
|
225
|
|
Итого
|
|
598793
|
Исходя из результатов таблиц
4.2 и 4.3 потери активной энергии на участках линии 10 кВ, после приведения
сечении проводов к требуемым, уменьшатся на 37% или 347381 кВ-ч за год.
Потери активной энергии
трансформаторов определяем по формуле (4.6). Результаты расчета до замены
проводов в линии ВЛ 101 представлены в таблицах 4.4, а в таблице 4.5 - после
замены.
Таблица 4.4
Потери электроэнергии в
трансформаторах 10/0,4 кВ
|
№
Тр-тр
|
Тип
тр-ра
|
Sтр, кВА
|
Spacч., кВА
|
 , кВт , кВт , кВтч , кВтч , кВтч
|
|
|
|
|
|
1
|
ТМ-160
|
160
|
202,65
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
16310,0
|
20777,6
|
|
2
|
ТМ-250
|
250
|
329,15
|
4,20
|
0,74
|
6482,4
|
23877,9
|
30360,3
|
|
3
|
ТМФ-630
|
630
|
826,95
|
8,50
|
1,31
|
48032,6
|
59508,2
|
|
4
|
2*ТМ-250
|
500
|
658,29
|
8,40
|
1,48
|
12964,8
|
47754,4
|
60719,2
|
|
5
|
ТМ-25
|
25
|
22,96
|
0,69
|
0,13
|
1138,8
|
1908,8
|
3047,6
|
|
6
|
ТМ-63
|
63
|
50,50
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3097,8
|
5200,2
|
|
7
|
ТМ-63
|
63
|
55,10
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3687,9
|
5790,3
|
|
8
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
9890,6
|
12781,4
|
|
9
|
ТМ-63
|
63
|
52,80
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3386,4
|
5488,8
|
|
10
|
ТМФ-400
|
400
|
522,97
|
5,90
|
0,95
|
8322,0
|
33076,9
|
41398,9
|
|
11
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
9890,6
|
12781,4
|
|
12
|
ТМ-160
|
160
|
190,08
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
14349,4
|
18817,0
|
|
Итого
|
61407,6
|
215263,3
|
276670,9
|
Таблица 4.5
Потери электроэнергии в
трансформаторах 10/0,4 кВ
|
№
Тр-тр
|
Тип
тр-ра
|
Sтр, кВА
|
Spacч., кВА
|
, кВт, кВт, кВтч, кВтч, кВтч
|
|
|
|
|
|
1
|
ТМ-160
|
160
|
202,65
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
16310,0
|
20777,6
|
|
2
|
ТМ-250
|
250
|
329,15
|
4,20
|
0,74
|
6482,4
|
23877,9
|
30360,3
|
|
3
|
ТМФ-630
|
630
|
826,95
|
8,50
|
1,31
|
11475,6
|
48032,6
|
59508,2
|
|
4
|
2*ТМФ-400
|
800
|
658,29
|
11,80
|
1,9
|
16644,0
|
26204,5
|
42848,5
|
|
5
|
ТМ-25
|
25
|
22,96
|
0,69
|
0,13
|
1138,8
|
1908,8
|
3047,6
|
|
6
|
ТМ-63
|
63
|
50,50
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3097,8
|
5200,2
|
|
7
|
ТМ-63
|
63
|
55,10
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3687,9
|
5790,3
|
|
8
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
9890,6
|
12781,4
|
|
9
|
ТМ-63
|
63
|
52,80
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3386,4
|
5488,8
|
|
10
|
ТМФ-400
|
400
|
522,97
|
5,90
|
0,95
|
8322,0
|
33076,9
|
41398,9
|
|
11
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
9890,6
|
12781,4
|
|
12
|
ТМ-160
|
160
|
190,08
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
14349,4
|
18817,0
|
|
Итого
|
65086,8
|
193713,5
|
258800,3
|
Исходя из результатов таблиц 4.2 и 4.3, потери
активной мощности на ТП 10/0,4 кВ, после замены трансформаторов на 4-ом ТП,
уменьшатся на 6,5 % или 17870,7 кВ-ч за год.
Определяются суммарные потери активной энергии
за год в сети 10 кВ, как сумма потерь на участках ВЛ и потерь в трансформаторах
ТП 10/0,4 кВ:
кВт ч
Потери активной и реактивной
энергии за год в процентах от переданной потребителям составляют:
Потери активной энергии достаточно
велики и необходимо разрабатывать мероприятия по их снижению во всех элементах
сети 10 кВ.
Потери электроэнергии в линии можно
уменьшить так же с помощью установки батарей статической компенсации на стороне
НН потребительских ТП 10/0,4 кВ. Рекомендуется выбирать мощность БСК из условия
обеспечения коэффициента нагрузки на шинах 0,4 кВ 0,95-0,98 (таблица 4.6)
Таблица 4.6
Результаты выбора мощности БСК
|
№
Тр-тр
|
Тип
тр-ра
|
Sтp, кВА
|
Spacч., кВА
|
Ррасч.
,кВт
|
Qpacч. ,квар
|
cosККУQкомп,кварcos, с КРМSpacч,
с
КРМ кВА
|
|
|
|
|
|
1
|
ТМ-160
|
160
|
202,65
|
141,86
|
144,72
|
0,70
|
УКБН-0,38-150-50УЗ
|
150
|
1,0
|
141,88
|
|
2
|
ТМ-250
|
250
|
329,15
|
230,40
|
235,06
|
0,70
|
УКБН-0,38-150-50УЗ
+ УКБН-0,38-100-50УЗ
|
50+100
|
1,0
|
230,40
|
|
3
|
ТМФ-630
|
630
|
826,95
|
578,86
|
590,56
|
0,70
|
УКЛ(П)Н-0,38-600-150УЗ
|
600
|
1,0
|
578,88
|
|
4
|
2*ТМФ-400
|
400
|
658,29
|
460,80
|
470,11
|
0,70
|
УКЛ(П)Н-0,38-450-150УЗ
|
450
|
1,0
|
460,80
|
|
5
|
ТМ-25
|
25
|
22,96
|
8,45
|
21,35
|
0,90
|
-
|
-
|
0,9
|
22,96
|
|
6
|
ТМ-63
|
63
|
50,50
|
18,59
|
46,96
|
0,90
|
-
|
-
|
0,9
|
50,50
|
|
7
|
ТМ-63
|
63
|
55,10
|
20,28
|
51,23
|
0,90
|
-
|
-
|
0,9
|
55,10
|
|
8
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
92,21
|
69,16
|
0,80
|
УКБН-0,38-100-50УЗ
|
100
|
1,0
|
92,21
|
|
9
|
ТМ-63
|
63
|
52,80
|
19,43
|
49,09
|
0,90
|
-
|
-
|
0,9
|
52,80
|
|
10
|
ТМФ-400
|
400
|
522,97
|
366,08
|
373,47
|
0,70
|
УКБН-0,38-150-50УЗ
+ УКБН-0,38-200-50УЗ
|
50+200
|
1,0
|
366,08
|
|
11
|
ТМ-100
|
100
|
115,26
|
92,21
|
69,16
|
0,80
|
УКБН-0,38-100-50УЗ
|
100
|
1,0
|
92,21
|
|
12
|
ТМ-160
|
160
|
190,08
|
133,06
|
135,74
|
0,70
|
150
|
1,0
|
133,06
|
В таблицах 4.7, 4.8 приведены результаты расчета
потерь активной мощности при установки БСК на 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.
Таблица 4.7
Потери электроэнергии в
трансформаторах 10/0,4 кВ
|
№
Тр-тр
|
Тип
тр-ра
|
Sтр, кВА
|
Spacч., кВА
|
, кВт, кВт, кВтч, кВтч, кВтч
|
|
|
|
|
|
1
|
ТМ-160
|
160
|
141,88
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
7994,7
|
12462,3
|
|
2
|
ТМ-250
|
250
|
230,40
|
4,20
|
0,74
|
6482,4
|
11699,7
|
18182,1
|
|
3
|
ТМФ-630
|
630
|
578,88
|
8,50
|
1,31
|
11475,6
|
23537,2
|
35012,8
|
|
4
|
2*ТМФ-400
|
800
|
460,80
|
11,80
|
1,9
|
16644,0
|
12840,0
|
29484,0
|
|
5
|
ТМ-25
|
25
|
22,96
|
0,69
|
0,13
|
1138,8
|
1908,8
|
3047,6
|
|
6
|
ТМ-63
|
63
|
50,50
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3097,8
|
5200,2
|
|
7
|
ТМ-63
|
63
|
55,10
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3687,9
|
5790,3
|
|
8
|
ТМ-100
|
100
|
92,21
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
6330,3
|
9221,1
|
|
9
|
ТМ-63
|
63
|
52,80
|
1,47
|
0,24
|
2102,4
|
3386,4
|
5488,8
|
|
10
|
ТМФ-400
|
400
|
366,08
|
5,90
|
0,95
|
8322,0
|
16207,8
|
24529,8
|
|
11
|
ТМ-100
|
100
|
92,21
|
2,27
|
0,33
|
2890,8
|
6330,3
|
9221,1
|
|
12
|
ТМ-160
|
160
|
133,06
|
3,10
|
0,51
|
4467,6
|
7031,6
|
11499,2
|
|
Итого
|
65086,8
|
104052,5
|
169139,3
|
Исходя из результатов таблицы 4.7 потери
активной энергии на ТП 10/0,4 кВ, после проведения реконструкции в целом,
уменьшатся на 61 % или 107531,6 кВ-ч за год.
Таблица 4.8
Потери электроэнергии в линии
10 кВ
|
№
|
Марка
провода (каб.)
|
Lуч, км
|
Syч, кВА
|
Iрасч, А
|
Rл уд, Ом/км
|
Rл, Ом
|
 , кВт-ч
|
|
Магистраль
|
|
1
|
2хААШВ
3*50
|
0,340
|
1810,680
|
104,543
|
0,310
|
0,105
|
11334
|
|
2
|
2хААШВ
3*70
|
0,100
|
1810,680
|
104,543
|
0,222
|
0,022
|
2387
|
|
3
|
АС
70
|
2,980
|
1810,680
|
104,543
|
0,429
|
1,278
|
137474
|
|
4
|
АС
70
|
2,260
|
1810,680
|
104,543
|
0,429
|
0,970
|
104259
|
|
5
|
АС
70
|
1,190
|
1102,680
|
63,665
|
0,429
|
0,511
|
20360
|
|
6
|
АС
70
|
0,450
|
736,680
|
42,533
|
0,429
|
0,193
|
3436
|
|
7
|
АС
70
|
1,640
|
736,680
|
42,533
|
0,429
|
0,704
|
12523
|
|
8
|
АС
70
|
3,530
|
721,580
|
41,662
|
0,429
|
1,514
|
25862
|
|
9
|
АС
70
|
2,820
|
685,080
|
39,554
|
0,429
|
1,210
|
18623
|
|
10
|
АС
70
|
0,560
|
355,480
|
20,524
|
0,429
|
0,240
|
996
|
|
11
|
АС
70
|
0,100
|
263,270
|
15,200
|
0,429
|
0,043
|
98
|
|
12
|
АС
70
|
0,710
|
225,270
|
13,006
|
0,429
|
0,305
|
507
|
|
13
|
АС
70
|
0,850
|
133,060
|
7,682
|
0,429
|
0,365
|
212
|
|
Ответвления
|
|
4,1
|
АС35
|
0,710
|
863,880
|
49,878
|
0,790
|
0,5609
|
13730
|
|
4,2
|
АС35
|
0,710
|
756,880
|
43,700
|
0,790
|
0,5609
|
10539
|
|
4,3
|
ААШВ
3*50
|
0,060
|
578,880
|
33,423
|
0,620
|
0,0372
|
409
|
|
4,4
|
АС35
|
0,790
|
578,880
|
33,423
|
0,790
|
0,6241
|
6860
|
|
5,1
|
АС35
|
1,340
|
460,800
|
26,605
|
0,790
|
1,0586
|
7373
|
|
7,1
|
АС35
|
0,390
|
22,957
|
1,325
|
0,850
|
0,3315
|
6
|
|
8,1
|
АС35
|
1,340
|
50,504
|
2,916
|
0,850
|
1,139
|
95
|
|
9,1
|
ААШв
3*50
|
0,060
|
55,100
|
3,181
|
0,620
|
0,0372
|
4
|
|
9,2
|
АС35
|
0,030
|
406,080
|
23,446
|
0,790
|
0,0237
|
128
|
|
9,3
|
АС35
|
0,600
|
366,080
|
21,136
|
0,790
|
0,474
|
2084
|
|
10,1
|
АС35
|
0,310
|
92,210
|
5,324
|
0,790
|
0,2449
|
68
|
|
11,1
|
АС35
|
0,310
|
52,800
|
3,048
|
0,790
|
0,2449
|
22
|
|
12,1
|
АС35
|
0,940
|
92,210
|
5,324
|
0,790
|
0,7426
|
207
|
|
13,1
|
АС35
|
0,240
|
133,060
|
7,682
|
0,790
|
ПО
|
|
Итого
|
|
379706
|
Исходя из результатов таблиц
4.2, 4.3 и 4.8, потери активной энергии на участках линии 10 кВ, после
проведения реконструкции в целом, уменьшатся на 60% или 566468 кВч за год.
Суммарные потери на ВЛ 10кВ, при
увеличение сечения проводов на магистрали ВЛ 101 и установки БСК на стороне НН
ТП 10/0,4 кВ, составили 
=548845,3
кВтч или 6,6% от отпущенной электроэнергии и являются оптимальными.
4.3 Дополнительные потери
электроэнергии в электрооборудовании распределительной сети 10 кВ
При расчете технических потерь
электроэнергии в электрических сетях традиционно учитываются нагрузочные потери
и потери холостого хода в линиях и трансформаторах.
В то же время в сетях
эксплуатируется много другого оборудования, суммарные потери к котором
составляют довольно существенную величину. Методы расчета многих из этих
составляющих потерь в нормативно-методических документах отсутствуют, а по
некоторым типам оборудования применены не совсем корректные данные.
К оборудованию линий 10 кВ,
потери в котором специалисты по расчетам потерь электроэнергии в сетях
АО-Энерго считают незначительными и не учитывают в расчетах, можно отнести:
• Изоляторы воздушных линий
(потери от токов утечки);
• Вентильные разрядники (РВ) и
ограничители перенапряжений (ОПН);
• Измерительные трансформаторы
тока (ТТ);
• Кабельные линии (в части
диэлектрических потерь в изоляции);
В данном разделе произведен
расчет дополнительных потерь электрической энергии в линии 10 кВ (ВЛ - 101).
При проведении расчетов
принимаются:
норматив расчетных потерь
электроэнергии в сетях 6-10 кВ составляют 7%
отпуск электрической энергии в
линию 10 кВ ВЛ-101 составляет 8314,7 тыс. кВтч год
Значения удельных годовых потерь электроэнергии
приведены в таблице 4.9.
Таблица 4.9
Годовые потери электроэнергии
по элементам PC 10 кВ
|
Класс
напряжения, кВ
|
Потери
электроэнергии, тыс. кВтЧ в год по видам оборудования
|
|
|
ОПН
|
ТТ
|
ТН
|
ВЛ (на 1 км)
|
КЛ
(на 1 км) при сечении
|
|
|
|
|
|
|
50
мм.кв
|
70
мм.кв
|
120
мм.кв
|
|
10
|
0,001
|
0,06
|
1,54
|
0,51
|
0,75
|
0,86
|
1,08
|
Примечание:
1. Значения потери 
приведены
для климатического региона 4-Центральной части России, в котором эксплуатируют
данную линию 10 кВ.
. Потери электроэнергии для
оборудования приведены на три фазы.
Для ВЛ -101 10 кВ были проведены
расчеты дополнительных видов потерь электроэнергии с использованием информации
о ней, приведенной в таблице 4.10.
Таблица 4.10
Сечение и длинна проводов ВЛ 101
|
Вид
линии
|
Сечение,
мм.кв
|
Протяженнасть,
км
|
|
ВЛ
|
-
|
24,8
|
|
КЛ
|
50
|
0,46
|
|
|
70
|
0,1
|
К линии ВЛ 101 подключено 12 ТП,
из них одна ТП двухтрансформаторная.
С использованием данных таблицы
4.10. рассчитаны объемы эксплуатируемого оборудования с учетом следующих
условий их применения.
Вентильные разрядники или ОПН
устанавливаются в каждой фазе на вводах 10 кВ потребительских ТП 10/0,4 кВ.
Точками учета электроэнергии
являются сборные шины 10 кВ источника питания ПС; тогда число измерительных
трансформаторов может быть принято равным сумме числа фидеров 10 кВ (ВЛ 10 кВ).
В точке учета электроэнергии
устанавливаются один универсальный счетчик активной и реактивной энергии.
Количественные показатели
установленного электрооборудования на ВЛ 101 и результаты расчета годовых
потерь электроэнергии до и после ее реконструкции приведены в таблице 4.11.
Таблица 4.11.
Годовые потери электроэнергии в
линии ВЛ 101
|
Вид
электрического оборудования
|
Единицы
измерения
|
Количество
|
Годовые
потери электрической энергии, тыс. кВтч
|
|
|
|
до
рекон-ции
|
после
рекон-ции
|
|
ВЛ-10кВ
|
км
|
24,8
|
14,178
|
14,178
|
|
КЛ-10кВ
(изоляция)
|
50
|
|
0,46
|
0,345
|
-
|
|
70
|
|
0,1
|
0,086
|
-
|
|
120
|
|
0,56
|
-
|
0,605
|
|
ОПН-10
|
шт
|
39
|
0,013
|
0,013
|
|
ТТ
и ТН 10кВ (ток учета)
|
шт
|
4
|
1,72
|
1,72
|
|
Итого
|
16,342
|
16,516
|
Таким образом (из таблицы 4.11) суммарные
дополнительные потери электроэнергии в линии 10кВ составляют 16,516 тыс. кВч, в
год, или (0,2)% от отпуска электроэнергии, и их позволит скорректировать
нормативы потерь и тем самым улучшить экономические и технические показатели
функционирования предприятия ПЭС.
5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА РЕКОНСТРРУКЦИИ ВЛ-101
Экономичность СЭС - это
свойство системы выполнять заданные функции с минимальными затратами на ее
проектирование, монтаж, функционирование и развитие. Экономичность СЭС
определяется на основании технико-экономических расчетов при решении как
частных, так и более общих технических задач при проектировании распредсети.
Сравнение различных вариантов
проекта и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием
различных показателей, к которым относятся:
чистый дисконтированный доход
(ЧДД), или другое название -интегральный эффект, New
Present Value
(NPV);
индекс доходности (ИД), или
другое название - индекс прибыльности, Profitability
Index (PI);
внутренняя норма доходности
(ВНД), или другое название - внутренняя норма прибыли, рентабельности, возврата
инвестиций, Intern
Rate of
Return (IRR);
срок окупаемости;
другие показатели, отражающие
интересы участников или специфику проекта.
Ни один из перечисленных
критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об
инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех
перечисленных критериев [Л-13].
Для начального анализа
экономической эффективности мероприятий, выбираемых для снижения потерь
электроэнергии в распределительных сетях, достаточно производить с
использованием всего двух показателей - ЧДД и сроком окупаемости.
ЧДД определяется как сумма
текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу.
Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле
(5.1)
где 
- результаты,
достигнутые на t-ом шаге расчета; 
- затраты,
осуществляемые на том же шаге; Т - горизонт расчета, который может быть
принятым равным сроку окупаемости или равным номеру шага расчета, на котором
производится ликвидация объекта.
В формуле в конце Г-го (последнего)
шага должна учитываться условная реализация активов. Если же предусматривается
действительная ликвидация производства, она должна быть включена в проект.
Чистая ликвидационная (остаточная) стоимость объекта получается в результате
вычитания расходов по ликвидации из стоимости материальных ценностей,
получаемых при ликвидации.
t = (Rt - 3,) - эффект,
достигаемый на t-ом шаге.
Если ЧДД инвестиционного проекта
положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта), и может
рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.
Следующим показателем эффективности
инвестиции является срок окупаемости, который определяется как минимальный
временной интервал (от начала существования проекта), за пределами которого интегральный
эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иными словами, это
период (измеряемый в месяцах, кварталах и годах), начиная с которого
первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом,
покрываются суммарными результатами его осуществления. Срок окупаемости
рекомендуется определять с использованием дисконтирования.
При реконструкции линии
предполагается:
. Увеличение сечения магистральных
проводов и проводов на двух ответвлениях (с самыми мощными потребителями) ВЛ-10
кВ ВЛ 101 до 70мм2, на остальных ответвлениях, несоответствующих
этому, установка проводов марки АС-35 (см. таблица 3.1)
. Установка, компенсирующих
реактивную мощность, устройств со стороны НН потребительских ТП 10/0,4 кВ.
Реконструкцию линии планируется
произвести за два года. В первый год решено произвести замену провода, а во
второй год - установку БСК. При этом принимается норма дисконта 
равной 0,08
[Л-14], а срок окупаемости семь лет (Т=7). Стоимость потерь сетевой
электроэнергии принимается равной средней по области стоимости электроэнергии в
сеть 0,38 кВ на январь 2007года (Спот=2,44 руб/кВтч). Все цены на
оборудование приведены за 2007г (см. таблицу 5.1).
Таблица 5.1
Результат расчета ЧДД
|
Год
|
СБСК,
тыс. руб/квар
|
QБСКуст., квар
|
СреконВЛ,
тыс.руб/км (70мм /35мм)
|
СКЛ,
тыс. руб/км
|
Lвл, км (70мм /35мм)
|
Lкл, км
|
3
|
 , кВтчRчдд
|
|
|
|
1
|
|
|
290/174
|
750
|
17,1/6,22
|
0,44
|
6371,28
|
|
0
|
-509,70
|
|
2
|
1,25
|
1850
|
|
|
|
|
2312,5
|
396,34
|
967,07
|
-663,00
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
694,357
|
1694,23
|
-527,46
|
|
4
|
|
|
|
|
|
|
|
694,357
|
1694,23
|
-391,92
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
694,357
|
1694,23
|
-256,38
|
|
6
|
|
|
|
|
|
|
|
694,357
|
1694,23
|
-120,84
|
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
694,357
|
1694,23
|
14,70
|
|
|
|
|
|
|
|
8683,78
|
3868,13
|
9438,23
|
14,70
|
По данным таблицы 5.1 можно
сделать следующие выводы:
. ЧДД положителен и равен 14,7
. Срок окупаемости равен семи
годам
Из выше приведенного следует, что проект
является эффективным и может рассматриваться вопрос его принятии.
6. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ
ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ПС
6.1 Блокировка
Блокировка - это устройство,
предотвращающее попадание работающих под напряжение в результате ошибочных действий.
По принципу действия блокировка подразделяется на электрическую и механическую.
Электрической называется
блокировка, которая коммутирует блокировочные контакты непосредственно в
силовой цепи (прямого действия) или в цепи управления пускового аппарата
(косвенного действия).
Схема блокировки прямого
действия, блокировочные контакты включены непосредственно в блокировочную цепь
повышающего трансформатора. В трехфазной системе блокировочные контакты
предусматриваются в каждой фазе, а при однофазном питании - в каждом проводе.
Блокировка косвенного -
блокировочные контакты Хк включены в цепь питания катушки магнитного
пускателя К. При разрыве блокировочных контактов Хк разомкнётся цепь
управления пускателя и исполнительные контакты К обесточат установку.
В установках, в которых имеются
фильтры источников питания, искусственные формирующие линии, накопительные
емкости, для снятия остаточных зарядов, предусматриваются также блокирующие
контакты.
Механическая блокировка выполняется с помощью
самозапирающихся замков, стопоров, защелок и других механических
приспособлений, которые препятствуют к проникновению к токоведущим частям,
находящимся под напряжением.
6.2 Защитное заземление
Защитным заземлением называется
преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом
металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением.
Защитное заземление
предназначено для устранения опасности поражения электрическим током в случае
прикосновения к корпусу и другим нетоковедущим металлическим частям,
оказавшимся под напряжением вследствие замыкания па корпус и по другим
причинам.
Защитное заземление применяют в
сетях до 1000 В с изолированной нейтралью и в сетях напряжением выше 1000 В как
с изолированной, так и с заземленной нейтралью.
Устройство заземления - это
соединение металлических нетоковедущих частей оборудования с землей
осуществляется с помощью заземляющих проводников и заземлителя.
Заземлитель - это проводник или
совокупность металлически соединенных проводников, находящихся в соприкосновении
с землей или ее эквивалентом.
Различают заземлители
искусственные, предназначенные исключительно для целей заземления, и
естественные - находящиеся в земле металлические предметы иного назначения.
Заземляющие проводники - это
проводники, соединяющие заземляемые части с заземлителем.
Совокупность конструктивно
объединенных заземляющих проводников и заземлителя называется заземляющим
устройством.
По расположению заземлителя
относительно заземляемого оборудования заземляющие устройства (заземления)
подразделяются на выносные и контурные.
При выносном заземлении
заземлители располагаются на некотором удалении от заземленного оборудования.
Заземленные корпуса оборудования могут находится вне поля растекания - на
земле, а напряжение прикосновения при замыкании на корпус будет максимальным.
При контурном заземлении
заземлители располагаются по контуру вокруг заземленного оборудования, поэтому
корпуса оборудования, как правило, находятся в зоне растекания тока. В этом
случае при замыкании на корпус напряжение прикосновения будет меньше, чем при
выносном заземлении.
При больших размерах контура
вследствие большой неравномерности распределения потенциала внутри него
напряжения прикосновения и шага могут достигать максимальных значений.
В таком случае необходимо
выравнивание потенциала - это метод снижения напряжений прикосновения и шага
между точками электрической цепи, к которым возможно одновременное
прикосновение или на которых может одновременно стоять человек.
Выравнивание потенциала
осуществляют с помощью электродов, устанавливаемых внутри контура заземления, и
соединительных полос. Изменение потенциала в пределах контура незначительно. За
пределами контура по его краям наблюдается крутой спад потенциала.
Для снижения напряжения шага за
пределами контура в местах проходов и проездов укладывают в землю
дополнительные полосы, соединенные с заземлителем.
Контурное заземление
представляет собой систему электродов (грубы, уголок) длиной 2,5 -5 м,
погруженных в землю и соединенных между собой стальными полосами. Эта система
сооружается в траншеях глубиной 0,6 -0,7 м и представляет собой металлическую
решетку, расположенную в земле на территории размещения оборудования,
подлежащего заземлению.
Для заземления оборудования в первую очередь
следует использовать естественные заземлители: железобетонные фундаменты, а
также расположенные в земле металлические конструкции промышленных зданий и
сооружений.
Согласно ПУЭ в
электроустановках напряжением до 1000В в сетях с изолированной нейтралью
сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом. При мощности
трансформаторов 100 кВА и менее заземляющие устройства могут иметь
сопротивление не более 10 Ом. Если трансформаторы работают параллельно, то
сопротивление 10 Ом допускается при суммарной их мощности не более 100 кВА.
В электроустановках напряжением
выше 1000В в сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего
устройства должно быть не более:
(6.1)
А при использовании заземляющего
устройства одновременно для электроустановок напряжением до 100В:
(6.2)
Но в обоих случаях не должно
превышать 10 Ом, где I - расчетный ток замыкания на землю.
При удельном сопротивлении земли
более 500 Ом - м в электроустановках до и выше 100 В с изолированной нейтралью
допустимо повышать сопротивление заземляющего устройства в 0,002 - раз, где - удельное
сопротивление земли, Ом-м.
Расчет заземления может выполняться
статистическим методом, учитывающим двухслойное строение грунта. При этом
расчет ведется по основным конструктивным параметрам заземления - площади S, занимаемой
заземлителем, общей длине L всех
горизонтальных соединительных полос, длине l
вертикальных стержней и среднему значению расстояния а между вертикальными
стержнями.
Расчет искусственного заземления в
однородном грунте производится в большинстве случаев упрощенным методом.
Контроль заземления производится при
приеме в эксплуатацию, перестановке оборудования, ремонте заземлителей и
периодически в сроки, указанные в правилах. Он сводится к внешнему осмотру и
измерению сопротивления заземляющих устройств. При внешнем осмотре проверяется
состояние контактов присоединения корпусов к заземляющим проводникам, целостность
и непрерывность заземляющих проводов, надежность при соединении ответвлений к
магистрали заземления.
Измерение сопротивлений заземления
производится для того, чтобы установить соответствие этого сопротивления
нормируемым значениям.
6.3 Защитное
отключение
Защитное отключение - система
защиты, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при
возникновении в ней опасности поражения электрическим током. Эта опасность
возникает при следующих повреждениях электроустановки: замыкании на землю,
снижении сопротивления изоляции, неисправностях заземления и устройства
защитного отключения. Чтобы обеспечить безопасность, защитное отключение должно
осуществлять некоторую совокупность из следующих защит: от глухих и не полных
замыканий на землю (корпус), от утечек, автоматический контроль цепи
заземления, самоконтроль, т.е. автоматический контроль исправности защитного
отключения. Кроме того, некоторые устройства осуществляют защиту от перехода
напряжения с высшей стороны на низшую, предварительный контроль изоляции перед
каждым включением электроустановки и периодический - ручной контроль
исправности защитного отключения.
Повреждения электроустановки
приводит к изменениям некоторых величин, которые можно использовать как входные
величины автоматического устройства, осуществляющего защитное отключение. Так,
при замыкании на корпус он оказывается под напряжением относительно земли Us.
Если
корпус заземлен или замыкание произошло непосредственно на землю, возникает ток
замыкания на землю 1К3. Вследствие нарушения симметрии
сопротивлений фаз относительно земли при замыкании на землю изменяются фазные
напряжения относительно земли и возникает напряжение между нейтралью источника
и землей U0
(напряжение
нулевой последовательности).
Замыкание на землю (даже неполное)
приводит к снижению общего сопротивления сети относительно земли. Это
сопротивление уменьшается также при снижении сопротивления изоляции без
замыкания на землю даже и в случае, если сопротивления фаз относительно земли
остаются симметричными.
Напряжение корпуса относительно
земли, ток замыкания на землю, напряжение нулевой последовательности,
напряжения фаз относительно земли и другие могут быть восприняты чувствительным
элементом (датчиком) автоматического устройства как входная величина. При определенном
значении входной величины защитное отключение срабатывает и отключает
электроустановку. Это значение входной величины называется уставкой. В
зависимости от того что является входной величиной, на изменение которой
реагирует защитное отключение, выделяют следующие схемы защитного отключения:
• на напряжении корпуса
относительно земли, на токе замыкания на землю;
• на напряжении нулевой
последовательности; на напряжении фазы относительно земли; на токе нулевой
последовательности; вентильные;
• на постоянном и переменном
оперативном токе; комбинированные.
Защитное отключение можно
применять в качестве единственной меры защиты; в качестве основной меры защиты
совместно с дополнительным заземлением, а также в дополнение к заземлению.
Наиболее высокие требования должны предъявляться к тем устройствам защитного
отключения, которые применяются как единственная мера защиты «в замен
заземления».
В случае когда защитное
отключение является единственной мерой защиты, неисправность его оставляет
электроустановку без защиты. Поэтому оно должно осуществлять самоконтроль, что
исключает возможность работы электроустановки при неисправном отключении.
Самоконтроль не снижает требования к надежности защитного отключения, иначе
возможны неоправданные перебои в электроснабжении.
Защитное отключение,
применяемое как основная мера совместно с заземлением, обеспечивает достаточную
степень безопасности, если оно удовлетворяет изложенным требованиям. Однако
требования к величине уставки и быстродействию можно значительно снизить.
Вполне достаточно, если обеспечивается безопасность при прикосновении к
заземленным частям, оказавшимся под напряжением. Если же при повреждении
заземления защитное отключение не обеспечивает безопасности при прикосновении к
корпусу, оказавшемуся под напряжением, то оно должно осуществлять
автоматический контроль цепей заземления. Так как совместно с защитным
отключением применяется заземление, то в тех случаях, когда одно заземление не
обеспечивает безопасности без защитного отключения, его неисправность делает
электроустановку опасной. Поэтому защитное отключение должно осуществлять
самоконтроль.
Если защитное отключение
применено в дополнение к заземлению, оно должно обеспечивать безопасность при
прикосновении к заземленным частям При этом основные защитные меры должны быть
надежны и обеспечивать безопасность без защитного отключения.
6.4 Защита от опасности при переходе
напряжения с высшей стороны на низшую
Повреждение изоляции в
трансформаторе может привести не только к замыканию на корпус, но и к замыканию
между обмотками разных напряжений. В этом случае на сеть низшего напряжения
накладывается более высокое напряжение, на которое эта сеть не рассчитана.
Наиболее опасен переход напряжения со стороны 10 кВ на сторону до 1000 В.
В результате замыкания между
обмотками сеть низшею напряжения оказывается под напряжением выше 1000 В, на
которое изоляция сети и подключенною электрооборудования не рассчитана.
Последствием этою случая может быть повреждение изоляции, замыкание на корпус и
появление опасных напряжений прикосновения и шага.
Если нейтраль с высшей стороны
заземлена, то при контакте между обмотками происходит замыкание на землю. Ток
замыкания на землю определяется фазным напряжением и емкостной проводимостью
фаз относительно земли. Согласно ПУЗ, сопротивление заземления должно быть Кзд
= 125/1; это значит, что падение напряжения на заземлителе, а
следовательно, и напряжение нейтрали относительно земли не превышает 125 В.
Если в сети низшего напряжения
заземление нейтрали недопустимо, то нейтраль соединяют с землей через пробивной
предохранитель. Он состоит из двух электродов, разделенных слюдяной прокладкой
с отверстиями. Один электрод соединяется с нейтралью, другой - с заземляющим
устройством.
При переходе напряжения с
высшей стороны на низшую пробивной предохранитель оказывается под высоким
напряжением. Воздушные промежутки в отверстиях слюдяной прокладки пробиваются,
электроды замыкаются, и нейтраль оказывается заземленной.
Кроме заземления вторичной обмотки применяется
заземленный экран или экранная обмотка Экран располагается между обмотками
трансформатора так, чтобы при повреждении изоляции обмотка высшего напряжения
могла иметь контакт только с экраном Обмотка низшего напряжения остается
изолированной. Переход напряжения с высшей стороны на низшую в трансформаторе с
экраном невозможен, если обмотка низшею напряжения не имеет случайного контакта
с экраном между каждой фазой и землей: компенсирующая катушка включается между
нейтралью и землей.
К активной и емкостной
составляющим тока замыкания на землю добавляются активной и емкостной токи
компенсирующей катушки (наличие активной составляющей объясняется активными
потерями в катушке) Емкостная и индуктивная составляющие находятся в
противофазе и при настройке в резонанс взаимно полностью компенсируют друг
друга, активные составляющие складываются.
В случае неполной компенсации
емкости наблюдается некоторая емкостная при недокомпенсации или индуктивная при
перекомпенсации составляющая тока замыкания на землю. Однако и в этих случаях
полный ток замыкания на землю снижается, как видно из векторных диаграмм.
Полная компенсация - явление сравнительно редкое, обычно бывают отклонения в ту
или иную сторону, таким образом, при полной компенсации влияние емкости на ток
замыкания на землю исключается.
Компенсация емкостной составляющей тока
замыкания на землю применяется обычно в сетях напряжением выше 1000 В. В этих
сетях компенсация служит для гашения перемежающейся дуги при замыкании на землю
и снижения возникающих при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток
замыкания на землю, ПУЭ предписывают компенсацию, если ток замыкания на землю
превышает следующие величины - в сетях напряжением 35 кВ - 10А, 10 кВ - 20А.
При токе замыкания на землю 50А и более обычно устанавливают две компенсирующие
катушки и более. Компенсирующие катушки иногда называют дугогасящими, так как,
уменьшая величину тока замыкания на землю, они способствуют гашению дуги между
токоведущими и заземленными частями, и таким образом, ликвидации повреждения -
замыкания на землю.
6.5
Электрическое разделение сетей и их изоляция
Разветвленная сеть большой
протяженности имеет значительную емкость и небольшое активное сопротивление
изоляции относительно земли. Ток замыкания на землю такой сети может достигать
значительной величины. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже с
изолированной нейтралью является, безусловно, опасным.
Если единую, сильно
разветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделить
на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые будут обладать
незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции, то опасность
поражения резко снизится.
Обычно электрическое разделение
сетей осуществляется путем подключения отдельных электроприемников через
разделительный трансформатор, питающийся от основной разветвленной сети Для
разделения сетей могут применяться не только трансформаторы, но и
преобразователи частоты и выпрямительные установки, которые должны связываться
с питающей их сетью только через трансформатор. В сетях напряжением выше 1000 В
применяются другие защитные меры, приводящие к уменьшению тока замыкания на
землю, например компенсация емкостной составляющей этого тока.
Поскольку основная цель этой
защитной меры - уменьшить величину тока замыкания па землю за счет высоких
сопротивлений фаз относительно земли, не допускается заземление нейтрали или
одного из выводов вторичной обмотки разделительного трансформатора или
преобразователя.
Чтобы избежать опасности
возникновения замыкания на землю, необходимо постоянно следить за состоянием
изоляции и своевременно устранят, ее повреждения.
Состояние изоляции в
значительной мере определяет степень безопасности эксплуатации
электроустановок, поскольку сопротивление изоляции в сетях с изолированной
нейтралью определяет величину тока замыкания на землю, а значит, и тока,
проходящего через человека. В сетях напряжением выше 1000 В снижение
сопротивления изоляции почти всегда приводит к пробою изоляции и глухому
замыканию на землю.
Чтобы предотвратить замыкания
на землю и другие повреждения изоляции, при которых возникает опасность
поражения электрическим током, а также выходит из строя оборудование,
необходимо проводить испытания повышенным напряжением и контроль сопротивления
изоляции.
Контроль изоляции - измерение
се активного или омического сопротивления без обнаружения дефектов и
предупреждения замыканий на землю и коротких замыканий.
Приемно-сдаточные испытания
проводятся при вводе в эксплуатацию вновь смонтированных и вышедших из ремонта
электроустановок. Объемы и нормы приемно-сдаточных испытаний регламентируются
Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами
техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ и
ПТБ).
При испытаниях повышенным
напряжением дефекты изоляции обнаруживаются в результате пробоя и последующего
прожигания изоляции. Выявленные дефекты устраняются, а затем проводятся
повторные испытания исправленного оборудования.
Эксплуатационный контроль изоляции - измерение
се сопротивления при приемке электроустановки после монтажа периодически в
сроки, установленные Правилами, или в случае обнаружения дефектов.
Сопротивление изоляции измеряется на отключенной установке. При таком измерении
можно определить сопротивление изоляции отдельных участков сети, электрических
аппаратов, машин и т.п. В сети измеряется сопротивление изоляции каждой фазы
относительно земли и между каждой парой фаз на каждом участке между двумя
последовательно установленными аппаратами защиты, а также за последним
аппаратом защиты до зажимов электроприемника.
Измерение производится
мегомметром, который состоит из генератора постоянного тока с ручным приводом,
логометра и добавочных сопротивлений. Промышленность выпускает мегомметры типа Ml
101 на напряжение 100 - 500 -1000 В и МС - 05, МС - 06 на напряжение 2500 В,
ламповые мегомметры М - 503 на напряжение 500 В и Ф - 2 на напряжение 2500 В,
катодные мегомметры MOM
иМС-2.
Постоянный контроль изоляции -
измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением в течении всего
времени работы электроустановки с действием на сигнал. Величина сопротивления
изоляции отсчитывается по шкале прибора. При снижении сопротивления изоляции до
предельно допустимой величины или ниже прибор подает звуковой или световой
сигнал или обо сигнала совместно.
Прибор постоянного контроля
изоляции должен удовлетворять следующим основным требованиям:
• показывать только активное
или омическое сопротивление изоляции фаз относительно земли независимо от
величины емкости;
• на точность показаний прибора
не должны влиять колебания напряжения сети;
• быть достаточно надежным;
• осуществлять самоконтроль,
т.е. при неисправности прибора стрелка указателя должна устанавливаться на
нуль, а не на бесконечность;
• сопротивление внутренних
цепей прибора должно быть значительно выше полного сопротивления фаз относительно
земли (не ниже 100 кОм). В противном случае подключение прибора к сети повышает
опасность поражения электрическим током при эксплуатации оборудования.
На практике для измерения применяют приборы
постоянного контроля изоляции двух типов: на постоянном оперативном токе и
вентильные.
6.6
Блокировки от неверных действий с разъединителями
Наибольшее распространение
получили механические и электромагнитные блокировки от неправильных действий с
разъединителями, в частности механические и электромеханические замковые
блокировки. Первые применяют при ручном, а вторые - при дистанционном (с щита
управления) управлении выключателями.
Принцип работы механической
замковой блокировки следующий: взаимно блокируемые приводы одного присоединения
запираются замками с одинаковым секретом и имеющими один общий ключ, который
можно вынуть из замка только тогда, когда он заперт. На приводе выключателя
замок установлен так, что он запирается при отключенном выключателе. Для
включения выключателя нужно отпереть замок, после чего ключ из замка вынуть
нельзя. Па приводах разъединителей замки запираются, и ключ вынимается только в
двух крайних положениях разъединителя: когда он включен или отключен. Так как
при включенном выключателе ключ из его привода вынуть нельзя, становится
невозможным ошибочное управление разъединителями под нагрузкой.
Электромеханический замок отличается от
механического тем, что в нем со стороны, противоположной крышке, прикрывающей
отверстие для ключа, установлен электромагнит.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте были
рассмотрены основные вопросы электроснабжения потребителей на базе подстанции
110/10 кВ и получены следующие ниже результаты.
Определены расчётные нагрузки с
учётом перспективного развития на ближайшие 7 лет. Расчёт был произведён методом
коэффициента одновременности для дневного и вечернего максимума по данным
замера максимальной мощности в период зимнего максимума нагрузки. В результате
чего была получена расчетная нагрузка на головном участке линии ВЛ-101 она
составила 2,264 МВА и на ПС в целом - 11,287 MBA
Проведена проверка пропускной
способности электрической сети, в результате чего были проверены трансформаторы
ТП 10/0,4 кВ по нагрузочной способности в нормальном и послеаварийном режиме.
По результатам расчета определили, что для двухтрансформаторных ТП, в
результате увеличения нагрузки, необходима замена существующих трансформаторов
на трансформаторы большей мощности (выбраны 2x400 кВА). Так же были проверены
сечения проводов ВЛ 10 кВ по нагреву и определены потери напряжения на участках
линий 10 кВ. Оказалось, что сечения большинства проводов не удовлетворяют
существующим стандартам и было принято решение реконструировать линию,
установив на магистральных участках провода АС-70/11, а на ответвлениях - АС
35/6,2. Выбранные провода целесообразно использовать и после достижения в них
расчетной нагрузки, при этом в процессе эксплуатации должны нормироваться
уровни напряжения потребителей. Для обеспечения допустимые отклонения
напряжения у потребителей, были ограничены потери напряжения в ВЛ до
нормируемых значений, путем выбора закона встречного регулирования.
По описанию ПС и необходимому
уровню надежности электроснабжения потребителей района, была выбрана схема РУ
"мостик с выключателями в линии и ремонтной перемычкой со стороны линии".
По расчётной нагрузке подстанции была определена
мощность силовых трансформаторов, которая составила 10МВА.
Выбрано и проверено основное
электрооборудование подстанции 110/10 кВ. Для комплектации подстанции были
использованы электронные счетчики типа СЭТ, как наиболее нового поколения,
элегазовые и вакуумные коммутационная аппаратура, как наиболее надёжная и
имеющая высокий механический и коммутационный ресурс.
Реконструкцию ячеек КРУ
рекомендовано произвести на базе вакуумных выключателей серии ВР с комплектами
монтажных частей. Так как вакуумные выключатели новою поколения ВР1 легко
встраиваются в различные типы ячеек КРУ, то при реконструкции подстанции в
затраты на замену выключателей будет входить только стоимость вакуумных
выключателей с КМЧ.
В главе 4 дипломного проекта
были определены потери электроэнергии в сетях 10 кВ до реконструкции, после
замены проводов линии ВЛ 101. Результаты расчета показали, что потери в линии
ВЛ 101 до реконструкции составляли 94617 МВт-ч или 11,4 % от отпуска электроэнергии,
а после увеличения сечения провода ВЛ-10 кВ и повышения номинальной мощности
трансформаторов ТП 10/04 кВ (с 250 кВА до 400 кВА) - потери в линии составили
857,59 МВт-ч или 10,3 %, то есть потери уменьшились на 1,1 %. На основании
большого процента потерь приняли решение об установке БСК. Батареи статической
компенсации позволили уменьшить потери в линии ВЛ 101 до 548,85 МВт-ч или до
6,6 % от отпуска электроэнергии в год.
В главе 5 оценивалась экономическая
эффективность проекта реконструкции ВЛ-101 с использованием таких экономических
показателей как ЧДД (NPV) и срока окупаемости. В
результате расчета получили Эинт=14,7 (
=0,08) и срок окупаемости семь лет.
На основании чего сделали вывод, что проект реконструкции является эффективным
и может рассматривается вопрос о его принятии.
В главе 6 приведены методы повышения
электробезопасности при обслуживании ПС.
электроснабжение подстанция
трансформатор
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Будзко И.А.,
Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населённых
пунктов. М.: Энергоатомиздат, 1985.
. Каганов И.Л.
Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.
. Неклепаев Б.Н.,
Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1986.
. ПУЭ. М.:
Энергоатомиздат, 1986.
. Нормы
технического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного
назначения. М: НТПС-88, Минэнерго СССР, 1988.
. Липкин Б.Ю.
Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высшая школа, 1981.
. Справочник по
проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М.
Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
. ПУЭ. Смоленск,
2004.
. Рожкова Л.Д.,
Козулин B.C.
Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.
. Ополева Г.Н.
Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006.
11. Железко Ю.С. Принципы
нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное
обеспечение расчетов // Изв. Электрические станции, 2001,№ 9.
12. Железко Ю.С.,
Артемов А.В., Савченко О.В. Расчет, Анализ и нормирование потерь электроэнергии
в электрических сетях. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002.
. А.И. Сюсюкин.
Основы электроснабжения предприятий. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.
. Справочник по
проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. М.:
Издательство НЦ ЭНАС, 2006.
. Филатов А.А.
Оперативное обслуживание электрических подстанций. М.: Энергия, 1980.
. Рекомендации по
технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим
напряжением 35-750 кВ. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004.
17. Справочник по проектированию
электросетей в сельской местности / Под ред. П.А. Каткова и В.И. Франгуляна.
М.: Энергия, 1980.