Содержание

Аннотация

Введение

1. Расчётно-пояснительная записка

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 – 110 кВ

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

1.3.4 Определения сечений проводов распределительной сети 10 кВ

1.4 Технико-экономическое обоснование выбора целесообразного варианта схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.4.1 Определение капитальных вложений

1.4.2 Определение ежегодних издержек

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

1.6 Расчёт токов короткого замыкания

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств напряжения 110 и 10 кВ

1.8 Оборудование и конструкция распределительных устройств подстанции напряжением 110/10 кВ

1.9 Релейная защита

1.9.1 Выбор вида защит силовых трансформаторов

1.9.2 Релейная защита ВЛ – 10 кВ районных электрических сетей

2. Разработка устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.1 Классификация и назначение устройств для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.2 Принцип действия и характеристика прибора "Поиск - 1"

2.3 Применение и техническое обслуживание прибора "Поиск - 1"

2.4 Принцип действия и характеристика прибора "Волна"

2.5 Применение и техническое обслуживание прибора "Волна"

3. Организационно-экономический раздел

3.1 Расчёт себестоимости передачи и полной себестоимости энергии

3.2 Определение хозрасчётного экономического эффекта

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Расчёт заземления подстанции 110/10 кВ

4.2 Молниезащита подстанции

4.3 Мониторинг окружающей среды. Понятие экологического мониторинга.

4.4 Защита человека от поражения электрическим током

Заключение

Литература

Аннотация

Настоящий дипломный проект выполнен на основании задания на проектирование № от г. на тему: Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС с разработкой устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП. Дипломный проект представлен пояснительной запиской на страницах, содержащей рисунков и таблиц, графической частью, включающей 8 листов. Проект выполнен в соответствии с требованиями методических и руководящих материалов по проектированию электроснабжения сельского хозяйства, разработанных институтом "Сельэнерго проект", требований правил ПУЭ, ПТБ, ПТЭ в электроустановках, другой справочной, нормативной и методической литературой.

Дипломный проект выполнен в следующем объёме:

· определены электрические нагрузки объектов в сетях 110 – 0,38 кВ;

· составлены расчётные схемы сетей 10 – 35 кВ;

· произведены расчёты электрических сетей 10 – 35 кВ по выбору сечений провода, потери напряжения для нормального и аварийного режимов;

· рассчитаны токи короткого замыкания;

· выбран оптимальный вариант электроснабжения района;

· выбраны схемы соединения и оборудование трансформаторных подстанций 35/10 кВ;

· разработана релейная защита силовых трансформаторов от аварийных режимов;

· разработаны мероприятия по охране труда;

Результаты расчётов сведены в таблицы и указаны на расчётных схемах.

Дана оценка принятых проектных решений.

Введение

В настоящее время в России осуществляется экономическая реформа. В этих условиях энергетики вынуждены уделять больше внимания проблематике взаимоотношений общественной и экономической эффективности в энергетике, выбору оптимальных вариантов развития и функционирования энергетических систем. Насколько важна эта проблема ясно из того, что наше общество ежегодно расходует от одной трети до половины капиталовложений в промышленность только на развитие энергетического хозяйства.

Вместе с тем быстрый рост электрификации сельскохозяйственного производства, последовавший за ним некоторым спадом, создание агропромышленных комплексов, требует дальнейшего развития электрических сетей в сельской местности. Одновременно повышаются и требования к их пропускной способности, надёжности электроснабжения и качеству полученной электрической энергии.

В этой связи возникает целый ряд задач связанных с электроснабжением потребителей в сельской местности. Решение этих задач базируется на правильном и рациональном проектировании электрических сетей районного значения.

Таким образом, можно констатировать, что остаётся актуальной задача проектирования систем электроснабжения небольших районов и потребителей на селе.

1. Расчётно-пояснительный раздел

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

Территория сельскохозяйственного района составляет 3670 кв. км, на которых расположено населённых пунктов.

Численность населения проживающего на территории района 9,5 тыс. человек.

Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 226 тыс. га., в том числе пашни 150 тыс. га. из них 6500 га орошаемых земель.

На территории района имеются животноводческие и птицеводческие комплексы с общим поголовьем скота и птицы; откорм крупного рогатого скота 6,2 тыс. голов, молочно-товарные фермы на 12,8 тыс. голов, свиноводство 23 тыс. голов, овцы 12 тыс. голов, птицефермы на 150 тыс. кур несушек. На территории района имеются животноводческие фермы, отнесенные к I категории по надежности электроснабжения. Подробные данные по потребителям электрической энергии сельскохозяйственного района приведены в пояснительной записке (таблица 1.1 и рис. 1.1…1.5).

По природно-климатическим условиям сельхозрайон относится к IV по гололёду. 3 по скоростному напору ветра, среднесуточная температура для зимнего периода – 4°С.

Рис. 1.1. П/ст "Покойное" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис 1.2. "Красный октябрь" с присоединенными линиями 10 кВ

Рис. 1.3. п/ст "Прасковея" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис. 1.4. п/ст "Будёновск" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис 1.5. п/ст "Преображенское" с присоединёнными линиями 10 кВ

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 – 110 кВ

Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 – 110 кВ производится исходя из расчётных нагрузок на вводе потребителей [1], на шинах подстанции и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно от дневного и вечернего максимумов (таблица 4.1, 4.2, 4.3) [1].

Р_Д =К₀ *SР_{Д i} (1.1)

Р_В =К₀ *SР_{В i} (1.2)

где К₀ – коэффициент одновременности;

Р_Д , Р_В – расчётная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

Р_{Д i} , Р_{В i} – дневная, вечерняя нагрузка i-го потребителя и i-го элемента сети, кВт.

Расчётные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентами одновремённости приведёнными в таблице 4.2 [1] в сетях 6 – 20 кВ, в таблице 4.3 [1] в сетях 35 – 110 кВ. Если нагрузки потребителей отличаются по величине больше чем в 4 раза, суммирование их рекомендуется производить по таблице 4.8 [1] в сетях 6 – 35 кВ. Коэффициент мощности cos j приведены в таблице 4.5 [1].

При наличии сезонных потребителей расчётные нагрузки с учётом коэффициента сезонности, таблица 4.4 [1].

Расчётные нагрузки подстанции 10/0,4 кВ на расчётный год определяются по следующей формуле:

Р_Р =Р_Т *К_Р

где Р_Т – существующая нагрузка на трансформаторную подстанцию, кВт;

К_Р – коэффициент роста нагрузок.

Расчётные нагрузки питающей линии напряжением 110 кВ, а также трансформаторных подстанций 110/10 кВ определяют суммированием расчётных нагрузок подстанций 10/,38 кВ (или линии 10 кВ) со следующими коэффициентами одновременности: при двух подстанциях и линиях К₀ =0,97 [1], при трёх подстанциях К₀ =0,96, при четырёх и более К₀ =0,9 [1]. Для расчёта сетей 110 кВ коэффициенты мощности (cos j) определяются по кривым рисунка 4.1 [1].

Пример расчёта. Определение электрических нагрузок потребителей села Покойное. Из таблицы 1.1 определяется вид нагрузок потребителей и по таблице п. 1.1. [1] устанавливаются максимальные нагрузки Р_{Д i} , Р_{В i} , так для МТФ КРС на 1200 голов (потребитель №16) Р_Д =820 кВт; Р_В =220 кВт. cos j_Д =0,75; cos j_В =0,85 таблица 4.5 [1].

S_Д = , (1.4)

S_В = (1.5)

S_Д = =293,3 кВА;

S_В = =258,8 кВА.

Выбираем большую из нагрузок

S_Д =293,3 кВА.

Аналогично определяются нагрузки остальных потребителей. Места расположения трансформаторных подстанций 10 кВ, характеристика их электрических нагрузок приведены в исходных данных. Подсчёт электрических нагрузок в сетях 10 кВ производится путём суммирования расчётных нагрузок подстанций 10/0,38 кВ. Расчётные схемы сетей 10 кВ приведены на рис. 1.6 … 1.10. Дневной максимум для подстанции "Покойное".

SР_Д =(60+630+20+630+75+20+20+280+240+220)* 0,65=1426,7 кВт;

S’Р_Д =(29+23+23+29+29)*0,22=29,3 кВт;

Р_Р.Д. =1426+18,4=1444,4 кВт.

Вечерний максимум составит

SР_В =(30+630+10+630+190+45+10+10+280+240+220)*0,65=1491,8 кВт;

S’Р_В =(86+69+69+86+86)=87 кВт;

Р_Р.В. =1491,8+60,3=1552,1 кВт.

Значение cos j при определённой полной мощности на участках сетей 6 – 35 Кв и 35 – 110 кВ принимается в зависимости от отношения Р_Р.Д. и Р_Р.В. по рис. 4.1 [1].

= =0,93; cos j_Д =0,72; cos j_В =0,76.

при К_Р =1,4 табл 3,8 [1]

S_Д = =2807,9 кВА;

S_В = =2859,1 кВА.

За расчётную нагрузку принимается Р_Р =2173 кВт, S_Р =2859 кВА. Результаты сводим в табл. 1.2

Сведения о нагрузках и потребителях Таблица 1.2

Рис. 1.6 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Покойное"

Рис. 1.7 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Красный Октябрь"

Рис.1.8 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Прасковея"

Рис. 1.9 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ присоединённых к п/ст "Будёновск"

Рис.1.10 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Преображенское"

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

Система централизованного электроснабжения включает в себя сети трёх типов: питающие сети, составляющие из линии электропередачи 35 – 110 кВ; распределительные сети напряжением выше 1 кВ, включающие линии напряжением 35 – 6 кВ и распределительные сети ниже 1 кВ состоящие из линии напряжением 0,38 кВ.

Выбор схем электроснабжения включает выбор номинальных напряжений сети, её конфигурацию, выбор и размещение трансформаторных подстанций различных напряжений, схемы их распределения к источникам питания.

Конфигурация схем электрических сетей зависит от ряда факторов, в том числе от числа, размещения электрических нагрузок и категорийности по надёжности электроснабжения потребителей, числа и размещения опорных подстанций энергосистем.

Целесообразно предусматривать, чтобы конфигурация и параметры сетей обеспечивали возможность последующего развития без серьёзных изменений.

Выбранные сети должны быть приспособлены к различным режимам работы при изменении нагрузки, а так же в после аварийных ситуациях.

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

Намечаются сочетания напряжения питающих и распределительных сетей.

Вариант I – 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Вариант II – 35/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Определяется значение допустимого суммарного отклонения напряжения для всех звеньев передачи по заданному режиму уровней напряжения источника питания по принятому режиму регулирования напряжения на трансформаторах.

На шинах 35 и 110 кВ источника питания осуществляется встречное регулирование напряжения: при максимуме нагрузки U_C =1.05U_Н , При 25 % нагрузки U_C =U_Н .

Суммарные допустимые потери напряжения определяются согласно [10], зная закон регулирования напряжения на источнике питания и принимая, ориентировочно пределы регулирования напряжения на трансформаторах с РПН ±8% и исходя из допустимых отклонений напряжения у потребителя, данные заносятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Отклонения напряжения при питании потребителей сельскохозяйственного района от шин 110 ¸35 кВ

Определяется центр перегрузок района.

Из анализа расчётных нагрузок хозяйств района следует, что центрами сосредоточения нагрузок необходимо считать населённые пункты с. Преображенское, с. Прасковея, г. Будённовск, с. Покойное, с. Красный октябрь, при этом город Будённовск находится ближе всего к центру питания и находится от него (энергосистема) в 50 км.

Определяется ориентировочное значение потери напряжения питающей сети согласно табл. 1.3 DU_П =4%.

Допустимая потеря напряжения в распределительной сети 10 кВ и 0,4 кВ составит DU_{å р} =5,5%.

Выбираем оптимальное значение приведённой плотности тока для распределительной сети выше 1000 В.

Определяется коэффициент динамики роста нагрузок. Методические указания к технико-экономическим расчётам при выборе схем и параметров электрических сетей рекомендуют определять коэффициент роста нагрузок по следующей приближённой формуле:

a_т = (1.6)

где S₁ – расчётная мощность первого года эксплуатации сетей, отнесённая к расчётной мощности пятого года S_Р ;

S_t – наибольшая расчётная мощность за пределами пятого года эксплуатации отнесённая к S_Р ;

При S₁ =0,5; S_t =1,0; a_t =0.86. Оптимальное значение приведённой плотности тока для сочетания напряжения 110/10 кВ согласно [12] j_пр =0,76. Определяем экономический радиус распределительной сети выше 1000 В.

R_Э = , (1.7)

где U_Р – линейное напряжение распределительной сети, кВ;

К_Р – коэффициент учитывающий криволинейность дороги;

a_Р – коэффициент учитывающий параметры сопротивления линии и cos j, a_Р =1,0 [12].

R_Э = =12 км

Определяется целесообразное число подстанций районного значения согласно источникам [10], [12].

N=P_РЗ , (1.8)

где Р_РЗ – расчётная перспективная нагрузка района, кВт;

Р_ОР – плотность нагрузки сельскохозяйственного района, кВт/км² ;

Х_Р , Ш_Р , Ф_Р – параметры, определяемые сочетанием напряжений, динамикой поста нагрузок, потерями энергии, экономическими показателями, параметры определяются по [12]

Р_ОР = , (1.9)

где S_Р – площадь района, км² .

Р_ОР = =2,69 кВт/км²

N=9860 =3.94

Определяем местонахождения районных понижающих подстанций. Для этой цели круги радиуса R_Э накладываем на карту района с таким расчётом, чтобы в зоне кругов оказалось максимальное число населённых пунктов, и центр окружности совпадал с населённым пунктом, имеющим максимальную нагрузку.

В пределах экономического круга намечаем число фидеров и конфигурацию распределительной сети для электроснабжения населённых пунктов. При этом учитываем, что электрифицируемый район располагает современным, высокоразвитым сельскохозяйственным производством, имеющим потребителей первой и второй категории по условиям надёжности электроснабжения. Питающие линии 110 – 35 кВ в выбранных вариантах выбираем двухцепными.

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь необходимо выяснить, можно ли применять однотрансформаторную подстанцию. Установка двух трансформаторов на подстанции обязательна, когда хотя бы одна из линий напряжением 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающей потребители первой и второй категории надёжности электроснабжения не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35 – 110 кВ, имеющее независимое питание с рассматриваемой; расчётная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА; от шин 10 кВ отходят шесть и более линий напряжением 10 кВ расстояние между соседними подстанциями более 15 км [8]. По перечисленным условиям для всех вариантов электроснабжения выбираются двухтрансформаторные подстанции на напряжение 35 – 110 кВ.

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

На РТП 35 – 110 кВ сельских электрических сетей устанавливают трансформаторы ТМН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

На потребительских подстанциях 10 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключённом трансформаторе и приделами регулирования ±2х2,5%.

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов напряжением 110 – 10 кВ на подстанциях определяют экономическим интервалом нагрузки. Для трансформаторных подстанций достаточным условием для выбора служит выражение

S_ЭН £S_P £S_Э.В (1.10)

где S_ЭН и S_Э.В – соответственно нижняя и верхняя граница интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P – расчётная нагрузка подстанции, кВА.

Пример расчёта: Потребитель – комбикормовый цех на 15 т. в смену, потребитель III категории надёжности электроснабжения, S_P =86.7 кВА; мощность трансформатора для ТП 10/0,4 кВ выбирается по таблице 7.2 [8] и она составит 63 кВА. Аналогично производится однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. Данные выбора заносятся в таблицу 1.2

Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций определяют по условиям их работы, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Номинальным режимом считается работа обоих трансформаторов, каждый на свою секцию; послеаварийным – работа одного трансформатора на обе секции.

Мощность трансформаторов в нормальном режиме при равномерной их нагрузке для подстанции напряжением 35 – 110 кВ и 10 кВ выбирается исходя из требований

S_Э.Н <0,5×S_P <S_Э.В (1.11)

где S_Э.Н и S_Э.В – соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P – расчётная нагрузка подстанции, кВА.

В послеаварийном режиме мощность трансформатора соответствующую условию (1.11) проверяют с учётом возможных вариантов резервирования потребителей по сетям низкого напряжения.

S_НОМ =S_P /К_ПЕР (1.12)

где К_ПЕР – коэффициент аварийных допустимых перегрузок, выбирается по таблице 7.3 [8].

Зная К_ПЕР для трансформаторов с высшим напряжением 110 – 35 кВ находят по кривым их нагрузочной способности [8].

Пример расчёта: Вариант I подстанция "Красный Октябрь" с трансформаторами U=110 кВ. Расчётная нагрузка S_P =3992 кВА согласно условию выбора (1.12), мощность трансформатора в послеаварийном режиме определяется

S_НОМ = =2661,3 кВА

Выбираем два трансформатора типа ТМН 4000/110

Аналогично выбираем мощность трансформаторов на других подстанциях, данные заносим в таблицу 1.4

Таблица 1.4 Силовые трансформаторы

Рис 1.11 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

.

Рис 1.12 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

Расчёт питающей линии 0 – 1, схема которой приводится на рис. 1.13

Рис. 1.13 Схема к расчёту питающей линии 0 – 1

Рассчитывается сечение проводов ЛЭП, для чего выбирается экономическая плотность тока j при Т_МАХ =3000 ч [3,6,7,9] j=1,3 А/мм² .

F_ЭК = , (1.13)

где F_ЭК – сечение провода, мм² ; I_Р – расчётный ток, А.

I_P = (1.14)

I_P = =64,7 А

F_ЭК = =49,8 мм²

Для потребителей I – ой категории принимаем двухцепную линию

F’_ЭК = , (1.15)

F’_ЭК = =24,9 мм²

По условиям коронирования для линии электропередач напряжением 110 кВ выбирается провод АС – 70 [3,7,16].

Составив схему замещения рис. 1.14 определяются постоянные её значения для провода АС – 70

Г_о = 0,45 Ом/км П.4 [7].

Х_о = 0,44 Ом/км П.14 [10,3,16].

В_о = 2,47 × 10^-6 Ом^-1 /км П.7 [15,18,17]

Рис. 1.14 Схема замещения питающей линии 0 – 1

Сопротивления воздушных линий электропередач определяются по формулам:

R₁₂ = , (1.16)

X₁₂ = (x₀ × l) / 2, (1.17)

где L – длина линии, км; r₀ – удельное активное сопротивление провода, Ом/км; х₀ – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;

R₁₂ = = 11,25 Ом.

Х₁₂ = = 14,3 Ом.

Определяется емкостная проводимость линии по формуле (1.18).

В₁ = В₂ = , (1.18).

Где в₀ – удельная емкостная проводимость, Ом^-1 /км.

В₁ = В₂ = = 1,37 × 10^-6 Ом^-1

Определяются активное и индуктивное сопротивления трансформаторной подстанции:

R₂₃ = , (1.19)

Где Р_к – потери короткого замыкания, кВт;

U_ном – номинальное напряжение высшего порядка, кВ;

S_ном – номинальная каталожная мощность, мВА.

Х₂₃ = (1.20)

где U_к – напряжение короткого замыкания, %; n – число трансформаторов.

R₂₃ = = 21,3 Ом

Х₂₃ = = 254,1 Ом

Определяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:

∆U_хх = × n, (1.21)

где I_о – ток холостого хода, %;

∆Q_хх = = 75 кВАр.

Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.

Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Р_з = 2,525 МВт, коэффициент мощности cosj = 0.8.

Тогда реактивная мощность определяется по формуле:

Q_з = Р_з × tg j (1.22.)

Q_з = 2,525 × 0,75 = 1,894 Мвар.

Потери мощности во втором звене запишутся

∆Р₂ = × R₂₃ (1.23.)

∆Р₂ = × 21,3 = 0.018 мВт.

Потери реактивной мощности определяются:

∆Q₂ = × Х₂₃ (1.24.)

∆Q₂ = × 254,1 = 0,215 мВAP.

Потери напряжения в звене, продольная составляющая

∆U₂ = (P₃ × R₂₃ × Q_з × X₂₃ ) / U_з (1.25)

∆U₂ = = 4,86 кВ

поперечная составляющая

d U₂ = (P₃ × X₂₃ – Q₃ × R₂₃ ) / U₃ (1.26.)

d U₂ = = -3,9 кВ.

Определим мощность и напряжение в начале второго звена:

Р₂ = Р₃ + ∆Р₃

Q₂ = Q₃ + ∆Q₃

Р₂ = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;

Q₂ = 1,894 + 0,215 = 2,109 Мвар.

U_з = (1.28)

U_з = = 114,93 кВ.

Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 Расчет линий электропередач по звеньям

Первое звено. Активная мощность в конце звена Р₁ = 14,555 МВт. Реактивная мощность рассчитывается с учетом потери мощности трансформатора на холостом ходу и зарядной мощности линии Q_c

Q_c = BU² (1.29)

Q_c = Q’₂ + Q_xx - B₂ U² ₁ (1.30)

Q₂ = 2,103 + 0,075 - 1.37 × 10^-6 × 114,9² = 1,09 Мвар

Потери мощности в звене запишутся

∆Р₁ = × R₁₂ (1.31)

∆Р₁ = = 0,0065 МВт.

∆Q₁ = (1.32)

∆Q₁ = = 0.0063 Мвар.

Потери напряжения в звене

∆U₁ = (1.33)

∆U₁ = = 0,35 кВ

dU₁ = (1.34)

dU₁ = = 0.14 кВ.

Мощность и напряжение в начале первого звена определяется:

Р₁ = Р₂ + ∆Р₁ (1.35)

Q₁ = Q₂ + ∆Q₁

Q₁ = 1,09 + 0.0063 = 1,096 Мвар;

Р₁ = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.

U₁ = (1.36)

U₁ = = 115,25 кВ.

Полученные расчетные данные заносим в табл.1.5.

Из табл.1.5 находим основные технико-экономические показатели расчитаной линии.

Коэффициент полезного действия передачи

h = (1,37)

h = = 0,99

при этом

tg j = (1.38)

tg j = = 0,43

откуда определяется cos j = 0,92.

Общая потеря напряжения в линии определяется.

∆U % = U₁ – U₃ (1.39.)

∆U = 115,25 – 110 = 5,25 кВ или 4,8%

Таким образом выбранная мощность и тип трансформатора, а так же сечение (3´70) мм² и марка проводов АС обеспечивают передачу запланированной расчетной мощности с достаточно высоким КПД передачи h = 0,99. Данные расчётов заносим в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 Расчет питающих линии напряжением 35 ¸ 110 кВ

1.3.4 Определение сечений проводов распределительной сети напряжением 10 кВ

Методика разработанная институтом "Сельэнергопроект", предусматривает выбор провода по эквивалентной мощности S_экв , а не по проектной, которая наступает в конце расчетного срока, через 5…7 лет.

Определяется расчетная максимальная нагрузка S_max на данном участке линии. Разные схемы сети 10 кВ приведены на рис. 1.16., рис. 1.20.

Определяется эквивалентная нагрузка по формуле:

S_экв = S_max × K_д , (1.40)

где K_д – коэффициент учитывающий динамику роста нагрузок, для вновь сооружаемых сетей K_д = 0,7 [1].

По таблицам [1] предварительно определяется сечение проводов для каждого участка линий. Определяется потеря напряжения при выбранных сечениях для мощности расчетного года S_max . Если потери напряжения превысит допустимую, то на ряде участков начиная с головных берутся большие дополнительные сечения из тех же таблиц приложения [1]. Расчет заканчивается проверкой потери напряжения в линии, которая на должна превышать допустимую. Все расчеты по распределительной сети 10 кВ сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7 Расчет сетей напряжением 10 кВ

Рис. 1.15 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Покойное"

Рис. 1.16 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Красный Октябрь"

Рис.1.17 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети, присоединённой к п/ст "Прасковея"

Рис. 1.18 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Будёновск"

Рис.1.19 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Преображенское"

1.4 Технико–экономическое обоснование выбора целесообразного варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района

При проектировании систем сельского электроснабжения необходимо обеспечить выбор наиболее целесообразного, имеющего лучшие технико–экономические показатели, варианта. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты.

Приведенные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущих затрат на издержки производства и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Е_н [4].

З = Е_н × К + И, (1.41.)

Где Е_н – нормативный коэффициент эффективности принимаемый в энергетике, 0,15;

К – капиталовложения, тыс. руб.;

И – ежегодные издержки производства, руб.

Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.

1.4.1 Определение капитальных вложений

Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:

К = åК_л + åК_п/ст + К_я + К_q , (1.42.)

где åК_л – суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс. руб.;

К_я – капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс. руб.;

К_д – дополнительные капиталовложения, тыс. руб.

Стоимость линий и оборудования выбирают по справочным материалам [2], [9].

Капиталовложения в линии электропередач приведены в таблице 1.8., а капитальные вложения в подстанции в таблице 1.9.

Дополнительные капитальные затраты определяют по формуле:

К_д = a × (å∆Р_л + å∆Р_п/ст ), (1.43)

Где a - удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности электростанции, руб./кВт;

å∆Р_л , å∆Р_п/ст – соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.

Потери мощности в линии определяется:

∆Р_л = 3 × I² _р × R × 10^-3 , (1.44)

где R – активное сопротивление линии, Ом;

I_р – расчетный ток линии, А.

Пример расчета. Вариант I Линия 0 –1 110 кВ I_р = 95,4; r₀ = 0,43 Ом/км; L = 50 км.

∆Р_л = (3 × 62,9² × 50 × 0,43 × 10^-3 )/2= 127,2 кВт.

Потери мощности в линиях электропередач сведены в таблицу 1.10.

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:

∆Р_т = ∆Р_ст × n + ∆Р_{м. ном} ( )² , (1.45)

где ∆Р_ст – потери в стали трансформатора, кВт;

n – количество параллельно включенных трансформаторов;

∆Р_{м. ном} – потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.

Пример расчета. Вариант I, п/ст "Красный Октябрь"

Трансформаторы ТМН – 6300/110кВ, включены 2 штуки параллельно:

∆Р_т = 2 × 11,5 + × 44 × = 31,73 кВт.

Потери мощности в трансформаторных подстанциях заносятся в таблицу 1.11.

Находим дополнительные капитальные вложения по I – му варианту:

К_д =31,5×(248,9+136,5)=12,1 тыс. руб

Таблица 1.8 Капитальные вложения линии электропередач 110 кВ.

Таблица 1.9 Капитальные вложения в подстанции

Таблица 1.10 Потери мощности в линиях электропередач 110 кВ