Реконструкция электроснабжения села

 

2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов

 

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

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

В нашем случае общая  нагрузка потребителей I категории

1705,98 кВА > 1100 кВА.

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

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

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

Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]:

 

, (2.3)

 

где – номинальная мощность трансформатора, кВА;

– расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.

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

 

, (2.4)

 

где – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.

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

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

 кВт;

 кВАр.

Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле:

 

, (2.5)

 

Тогда:

 кВ.

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

 

, (2.6)

 

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

 – коэффициент, учитывающий  потери в линиях.

Получаем:

 кВА.

Следовательно, мощность одного трансформатора равняет:

 

 кВА.

 

Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА.

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

5600 кВА < 6854,368 кВА.

Условие (2.4) не выполняется.

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

Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:

 

, (2.7)

 

где – коэффициент загрузки.

Получаем:

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

 

2.3 Обеспечения норм надежности потребителей

 

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

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

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

 

 ч/год, (2.8)

 

где – удельная продолжительность отключений распределительной линии

10кВ, час/год∙км, принимаем  ;

 – суммарная длина распределительной  линии 10кВ, включая ответвления, 

км.

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

 

 км. (2.9)

 

На практике возможно два варианта:

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

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

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

 км;

 км;

 км.

<16,5км; <16,5км; <16,5км.

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

 

 

3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

 

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

 

Таблица 3.1 – Расчетные  нагрузки по питающим линиям

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

 

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

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

 

, (3.1)

 

где – расчетный ток, А;

 – расчетная мощность на  линии, кВА;

 – номинальное напряжение, кВ;

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

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

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

– провода защищены от схлестывания;

– на таких проводах практически  не образуется гололеда;

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

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

– простота монтажных  работ и уменьшение их сроков;

– высокая механическая прочность проводов;

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

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

– возможно подключение  абонентов и новые ответвления  под напряжением;

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

Рассмотрим пример определения  сечения провода на участке линии  №1.

По формуле (3.1) определяем расчетный ток:

 А.

Выбираем провод маркой СИП-3 сечением 35 мм2.

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

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

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

 А.

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

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

Таблица 3.2 – Сечения  проводов в нормальном и послеаварийном режимах

№ участка	Нормальный режим		Послеаварийный режим
	Расчетный ток, А	Выбранное сечение, мм2	Расчетный ток, А		Выбранное сечение, мм2
1	2	3	4		5
1	15,89	35	15,89		35
4	3,83	35	76,3		50
3	6,27	35	75,07		50
2	18,98	35	62,47		50
5	29,49	35	50,58		35
6	2,64	35	2,64		35
7	8,22	35	8,22		35
8	9,26	35	9,26		35
9	16,99	35	16,99		35
10	1,82	35	1,82		35
11	17,19	35	17,19		35
12	25,69	35	25,69		35
13	22,55	35	22,55		35
14	77,13	50	4,22		35
15	78,58	50	–		–
16	27,08	35	27,08		35
17	27,08	35	27,08		35
18	106,88	70	–		–
19	26,62	35	91,99		70
20	62,54	50	55,96		35
21	79,801	50	27,08		35
22	4,22	35	4,22		35
23	13,08	35	13,08		35
24	6,48	35	6,48		35
25	3,97	35	3,97		35
26	20,61	35	20,61		35
27	43,601	35	43,601		35
28	65,0	50	65,0		50
29	65,78	50	65,78		50
30	84,49	50	–	110,53	–	70
33	36,05	35	65,78	72,1	50	50
32	36,05	35	110,53	–	70	–
35	–	–	111,57		70
36	–	–	78,64		50
37	–	–	190,19		95