Дипломный проект Электроснабжение аула Махмуд-мектеб с заменой воздушной линии на СИП

Лист 4 вводы в здания.dwg

Вариант 1; 2 - ввод в здание самонесущим изолированным проводом. При установке натяжного зажима PA150035 кронштейн CA-25 заменяется на кронштейн CA-2000 с добавлением одного шурупа поз.7 и дюбеля поз.8. Крепление кронштейна поз.1 должно выполняться в прочной стене здания. Разрушающая нагрузка крепления не менее 400 даН.
Наименование обозначение
Кронштейн анкерный CA-25
Натяжной зажим PA 25x100 для СИП 2×16-2×25 (4×16-4×25)
Натяжной зажим PA150035 для СИП 35÷70
Изолированный наконечник CPTAU (для подстанции)
Провод ВВГ ГОСТ16442-80
Дюбель под шуруп ø12
Кабельный ремешок KR-1
Кабельный ремешок KR-2
Трубка стальная ГОСТ3262-75
Трубка поливинилхлоридная ТУ38.105.1832-89
Заземляющий проводник ЗП2М
Металлическая лента 20х0
Анкерный кронштейн СА-2000
Натяжной зажим PA 1500 для СИП с нулевой жилы 50-70 мм²
Натяжной зажим PA-2200 для СИП с нулевой жилы 95 мм²
Эластомерные колпачки CI 25-150
Набор соединителей SMOE-81975 (SMOE-81974)
Комплект концевых муфт ПКВтп(ПКНтп) или ПКВтпБ(ПКНтпБ)
Зажим ПС-1-1 ТУ34-13-10273-88
Стальные конструкции
Дистанционный бандаж типаBIC-50.90
Угловое анкерное крепление дано для опор ВЛ со стойками типа СВ95. 2. Кронштейны CA-2000 присоединяются к верхнему заземляющему проводнику железобетонной стойки с помощью ЗП2М путем зажатия "флажка" заземляющего проводника ЗП2М болтом М10 зажима KZP-1.
Схема разводки проводов
Угловое анкерное крепление без разрезания провода
Заземляющий проводник ЗП1М
Зажим OP-6 для ответвления жилы сечением 1
Провод изолированный ПВС 3х2
Схема установки светильника
на промежуточной опоре
Ограничитель мощности
Комплект промежуточной подвески ES 54-14
Металлическая лента F 20.7
Кронштейн анкерный CА 1500
Скрепа для фиксации ленты C 20
Анкерный зажим PA 1500Е
Защитный колпачок CECT 25-150
Стяжной хомут CSL 180

Лист 7 электрический план.dwg

Спецификация оборудования и
материалов к чертежам
Схема электрических соединений 0
кВ с разъединитель-предохранителями
Силовой трансформатор
Выключатель автоматический
Электрический счетчик
Порядковый номер линии
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Разъединитель- предохранитель
Шина алюминиевая фазная
Шина алюминиевая нулевая

Лист 2.dwg

ул. Интернациональная
Условные обозначения
границы раздела принадлежности к ТП
Фактическое расположение ТП
Характеристика нагрузок трансформаторных подстанций
Протяженность линий 10 кВ
Характеристика конфигурации сети
Протяженность линий 0
Границы раздела принадлежности к ТП
Ситуационный план распределительных сетей

Лист 5 опоры.dwg

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН аула МАХМУД-МЕКТЕБ Нефтекумского района Ставропольского края
МАСШТАБ 1:5000 в 1 см 50 м
Наименование объекта
Административное здание
Дом культуры на 540 мест
Школа на 460 учащихся
Детский сад на 125 мест
Артезианская скважина
Ветеринарный участок
ул. Интернациональная
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
зона жилой застройки
производственная зона
зеленые насаждения общего пользования
санитарно-защитное озеленение
объекты сельскохозяйственного назначения
сельскохозяйственные угодия (пашни
зона водозаборных сооружений
территории предназначенные для жилой застройки (проектируемая застройка)
резерв производственной зоны
Виды и характеристики опор
Промежуточная опора П29 одноцепная
Промежуточная опора П30 двухцепная
Переходная промежуточная опора ПП29 одноцепная
Переходная промежуточная опора ПП30 двухцепная
Угловая промежуточная одноцепная опора УП29
Угловая промежуточная двухцепная опора УП30
Анкерная (концевая) одноцепная опора А29
Анкерная (концевая) двухцепная опора А30

Лист 1.dwg

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН аула МАХМУД-МЕКТЕБ Нефтекумского района Ставропольского края
МАСШТАБ 1:5000 в 1 см 50 м
Земли МО Махмуд-Мектебского сельсовета
Наименование объекта
Административное здание
Дом культуры на 540 мест
Школа на 460 учащихся
Детский сад на 125 мест
Артезианская скважина
Ветеринарный участок
ул. Интернациональная
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
зона жилой застройки
производственная зона
зеленые насаждения общего пользования
объекты сельскохозяйственного назначения
сельскохозяйственные угодия (пашни
зона водозаборных сооружений
территории проектируемой жилой застройки
Генеральный план аула Махмуд-Мектеб

Лист 6 план тп.dwg

Спецификация оборудования и
материалов к чертежам
Блочная (бетонная) комплектная трансформаторная подстанция
кВ мощностью160;250;400;630;1000кВА.
БКТП 160 - 1000 10(6)0
4 - 77229894 - 2005 - ЭМ
Трансформаторная подстанция
кВ. Установка разрядников
Конструкция под изоляторы
Конструкция для крепления
Плита проходная для шин
Разрядник вентильный РВН - 0
Детали под конструкцию
Конструкция для крепления
Электромонтажная компания>>
План и разрезы БКТП 10(6)0
мощностью 160-1000 кВА
Трансформатор силовой
Шина алюминиевая (фазная)
Шина алюминиевая (нулевая)
Кабель силовой с алюминиевыми жилами (нулевая)
Муфта термоусаживаемая
Ящик собственных нужд
Клица (деревянная) 40х40
Труба асбоцементная (вывод НН)
Труба асбоцементная (вывод ВН)
Место для аварийного масло-сбора
Маслоприёмник металлический
Песчанно-гравийная смесь

Лист 3 КОНСТРУКЦИЯ СИП.dwg

Конструктивное исполнение 1. Нулевая несущая жила
скрученная из алюминиевого сплава
изолированная 2. Алюминиевая многопроволочная жила сечением 16–95 мм² – 7 проволок
–240 мм2 – 19 проволок. 3. Изоляция из светостабилизированного сшитого полиэтилена.
Конструктивное исполнение 1. Токопроводящая жила из проволок из алюминиевого сплава (сечением 35–240 мм²)* * Возможно изготовление проводов сечением до 150 мм² на напряжение 20 кВ с ТПЖ из алюминия
упрочненного стальной проволокой по ТУ 3555+034+05755714+2007 2. Изоляция из светостабилизированного сшитого полиэтилена
Номинальное напряжение до
Технические и эксплуатационные характеристики
Температура окружающей среды при эксплуатации кабеля
Алюминиевые многопроволочные
Максимальная температура нагрева жил при коротком замыкании
Минимально допустимый радиус изгиба при прокладке кабеля
Гарантийный срок эксплуатации
Уплотненная из алюминие- вого сплава
Предельная длительно допустимая рабочая температура жил
Для применения в воздушных силовых линиях и осветительных сетях на переменное напряжение до 0
кВ номинальной частотой 50 Гц. Вид климатического исполнения проводов В
категория размещения 1
и 3 по ГОСТ 15150-69. Провода соответствуют национальному стандарту Российской федерации ГОСТ Р 52373-2005
Для применения в воздушных линиях электропередачи на переменное напряжение 20кВ ( для сетей на напряжение 10
и 20 кВ) номинальной частотой 50 Гц. Провод по конструктивному исполнению
техническим характеристикам и эксплуатационным свойствам соответствует национальному стандарту Российской федерации ГОСТ Р 52373-2005. Вид климатического исполнения провода В
категории размещения 1
и 3 по ГОСТ 15150-69.
Конструкция изоляции
Cшитый светостаби- лизированный полиэтилен

Лист 8 Экономика.dwg

Наименование обозначение
Заземляющий проводник ЗП2М
Стальные конструкции
Металлическая лента 20х0
Анкерный кронштейн СА-2000
Натяжной зажим PA 1500 для СИП с нулевой жилы 50-70 мм²
Натяжной зажим PA-2200 для СИП с нулевой жилы 95 мм²
Зажим ПС-1-1 ТУ34-13-10273-88
Кабельный ремешок KR-1
Кабельный ремешок KR-2
Технико-экономические показатели эффективности проекта
Срок окупаемости проекта
Чистый дисконтированный доход
Ежегодный экономический эффект от проведения модернизации
Технико-экономические показатели проекта
Капитальные вложения
Эксплуатационные годовые расходы
Суммарные годовые затраты на эксп.

Пояснительная записка 2003.doc

Проект представлен пояснительной запиской на 88 страницах содержит 26 таблиц 73 формулы 9 рисунков и графической частью на 8 плакатах.
В дипломном проекте произведен выбор схем электроснабжения аула Махмуд-Мектеб выполнен анализ хозяйственной деятельности населенного пункта. Произведен расчет силовых и осветительных сетей рассчитана потребная мощность потребителей находящихся на территории аула рассчитаны и выбраны количество и тип трансформаторных подстанций сечения проводов и потери в них. Выполнен расчет компенсации реактивной мощности. Подробно рассмотрен вопрос замены воздушной линии на самонесущий изолированный провод. Приведено технико-экономическое обоснование проектируемой системы электроснабжения.
Расчетно-пояснительная записка
Генеральный план аула Махмуд-Мектеб
План и разрезы БКТП 10(6)04 кВ мощностью 160-1000 кВА
Схема электрических соединений 04 кВ. БКТП 10(6)04 кВ с разъединитель-предохранителями
Технико-экономические показатели проекта
Ведомость дипломного
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.
Исходные данные для проектирования
Аул Махмуд-Мектеб находится на территории муниципального образования Махмуд-Мектебского сельсовета. Аул расположен в степном районе Ставропольского края. Аул расположен на расстоянии 70 км от районного центра г. Нефтекумска. Связь с районным центром осуществляется по автомобильной дороге с асфальтобетонным покрытием.
Рельеф территории аула равнинный спокойный. Основными грунтами слагающими площадки под строительство являются легкие суглинки и тяжелые супеси которые с глубины 5-6 метров подстилаются тонкозернистыми песками.
Сейсмичность населенного пункта – 6 баллов.
Климат – сухой континентальный. Лето жаркое сухое. Зима холодная с частыми ветрами. Господствующие ветры – восточные. Аул расположен в степном районе Ставропольского края. Температурный режим: абсолютный минимум: -37 С; абсолютный максимум: +43 С. Среднегодовое количество осадков 330 мм. Толщина снегового покрова не превышает 15-20 см. Максимальная глубина промерзания грунта – 06 м. Атмосфера воздуха III по ветровым условиям и гололеду относится к IV группе.
Территория аула Махмуд-Мектеб в существующих границах населенного пункта составляет 1357107 га. В границы населенного пункта входят застроенные территории пастбища объекты производственного назначения объекты сельскохозяйственного назначения в составе:
хозяйственных дворов;
газового участка РЭС АЗСгаража;
– птичника и зернотока.
В южной части аула проходит оросительная система Терско-Кумского канала через систему оросительных каналов самотеком снабжающая территорию аула поливной водой.
Застроенные территории аула имеют линейную планировочную структуру со сложившимся функциональным использованием земель.
Существующая жилая застройка аула Махмуд-Мектеб представлена
одноэтажными жилыми домами с приусадебными участками. Количество домовладений (дворов) – 713.
Общая площадь жилого фонда составляет 42 800 м2 в том числе:
муниципальный фонд – 800 м2;
индивидуальный фонд – 42 000 м2 (в т.ч. ветхий – 5 000 м2).
В капитальных зданиях построенных по проектам размещаются
следующие учреждения культурно-бытового обслуживания:
общеобразовательная средняя школа на 460 учащихся (типовое
83 г.) ул. Советская;
детский сад на 125 мест (типовое 1987 г.);
амбулатория на 70 чел. одновременного посещения ул. Горького 1;
аптека (приспособленное);
дом культуры на 540 мест (типовое 1979 г.) ул. Советская 63б;
столовая на 50 мест ул. Горького 3;
административное здание 125 м2 ул. Новая;
магазины общая площадь 900 м2;
– участковая ветеринарная лечебница.
Часть учреждений культурно-бытового обслуживания имеющие большой процент износа нуждаются в реконструкции.
Электрические сети. На территории аула находится 1 комплектная трансформаторная подстанция 3510 кВ и 4 комплектные трансформаторные подстанции 10038 кВ.
Протяженность линий электропередач напряжением 10 кВ – 374 км напряжением 04 кВ – 250 км.
Главными улицами аула являются улица Советская и перпендикулярно ей проходящая улица Садовая.
Ширина проезжей части главной улицы и улицы в жилой застройке составляет 7-9 метров для внутриквартальных проездов 4-6 м. Ширина тротуаров 15 м.
Таблица 1 – Электрические нагрузки производственных общественных и коммунально-бытовых потребителей аула Махмуд-Мектеб
Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем
Насосные станции для оросительных систем
Продовольственный на 6-10 мест
Магазин на 4 рабочих места промтоварный
Гараж с профилакторием на 60 автомашин
Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 70 рабочих мест
Столовая с электронагревательным оборудованием на 50 мест
Магазин на 2 рабочих места смешанный ассортимент
Дом культуры со зрительным залом на 400-600 мест
Участковая ветеринарная лечебница
Котельная с 4 котлами "Универсал-6" для отопления и горячего водоснабжения
Общеобразовательная школа с мастерской на 320 учащихся с электроплитой на 460 учащихся
Детские ясли-сад с электроплитой на 140 мест
Птичник на 6-9 тыс. цыплят
Определение места расположения трансформаторной подстанции 3510 кВ. Выбор конфигурации сети 038 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок
Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте то ее необходимо установить в том месте которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.
Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам
хi уi – координаты i-гo потребителя.
Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в таблице 3 для каждой ТП.
Таблица 3 – Центры электрических нагрузок
Фактическое месторасположение трансформаторных подстанций незначительно отличается от расчетных значений. Перенос обусловлен границами частной застройки и труднодоступностью мест расчетных координат. Фактические координаты ТП сведены в таблицу 4.
Таблица 4 – Фактические координаты месторасположения трансформаторных подстанций
Определение электрических нагрузок сети 038 кВ
Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам[2]:
ΔРi ΔQi – надбавки от i-x нагрузок кВт квар[2].
Пример расчета участка 1. На участке находятся 9 частных домов. Используем формулу коэффициента одновременности.
Результаты расчетов по остальным участкам сети выполняются аналогично и сводятся в таблицу 5.
Таблица 5 – Данные по потреблению электроэнергии в дневные и вечерние максимумы
Результаты суммирования нагрузок на ТП-1–ТП-4 заносятся в таблицу 6.
Таблица 6–Суммирование нагрузок для трансформаторных подстанций (без освещения)
Таблица 7 – Расчет освещения улиц в темное время суток
Характеристика улицы
Нормы освещенности лк
Удельная мощность установки
Поселковые дороги и улицы с покрытием простейшего типа при ширине проезжей части 9-12 м
Улицы и дороги местного значения и пешеходные дорожки
Таблица 8 – Суммирование нагрузок для трансформаторных подстанций с учетом уличного освещения
Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции
Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле:
где – коэффициент роста нагрузок [2].
Таблица 9–Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития
Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [2] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов» исходя из условия
гдеSэн – нижний экономический интервал;
Sэв – верхний экономический интервал.
Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 10[8].
Таблица 10 – Технические данные трансформатора
Номинальная мощность
Сочетание напряжений кВ
Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [2].
Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 15[18].
Таблица 11– Коэффициент системных перегрузок ТП
Трансформаторная подстанция
Выбор типа подстанции
Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 10038 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 10038кВ[2]. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на А-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость и их сооружают в короткий срок причем для их сооружения используют местные строительные материалы[9].
Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста что обусловило их широкое применение в практике вообще и особенно в сельской энергетике[10]. Их применяют также на окраинах городов а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках.
Конструктивно КТП представляет собой комплекс состоящий из следующих элементов: шкафа ввода высокого напряжения (ШВВ); масляный или сухой силовой трансформатор (СТ); распределительное устройство низкого напряжения (РУНН) в состав которого входят: — шкаф ввода (ШНВ); — шкаф отходящих линий (ШНЛ); — шкаф секционного выключателя (ШНС); токопровод высокого напряжения (ВВ) соединяющий ШВВ и СТ по стороне ВН; токопровод низкого напряжения (НВ) соединяющий СТ и РУНН (ШНВ) по стороне НН [17]. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 10038 кВ [8].
Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения.
Распределительные как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте которое максимально приближено к центру электрических нагрузок[6]. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 038 кВ.
Таблица 12 – Центры электрических нагрузок
Таблица 13 – Фактические координаты месторасположения трансформаторных подстанций.
Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:
Фактические координаты ТП 3510:
Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения
Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока[2]:
гдеIр – расчётный ток участка сети А;
jэк – экономическая плотность тока Амм2.
Продолжительность использования максимума нагрузки Тм.
Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле[9]:
гдеSp – полная расчетная мощность кВА;
Uном – номинальное напряжение кВ.
Пример расчета для ТП 1.
Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично и результаты расчётов сводятся в таблицу 14.
Таблица 14 – Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения
Определение потерь напряжения
в высоковольтной сети и трансформаторе
Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле[4]:
гдеР – активная мощность участка кВт;
Q – реактивная мощность участка квар;
rо – удельное активное сопротивление провода Омкм (табл.18 П1[5])
хо–удельное реактивное сопротивление провода Омкм (табл.19 П.1[5]);
L – длина участка км.
Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального определяется по формуле[10]:
Расчёт всех участков ведется аналогично результаты сводятся в таблицу 15.
Таблица 15 – Потери напряжения в сети высокого напряжения
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле[2]:
Sтр – мощность трансформатора кВА;
Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания %;
Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания %.
Активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле:
гдеDРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе кВт.
Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле:
гдеUк.з. – напряжение короткого замыкания %.
Коэффициент мощности определяется по формуле
гдеРр –расчётная активная мощность кВт;
Sр – расчетная полная мощность кВА.
Расчет потерь напряжения в трансформаторе для ТП2 -ТП4 ведется аналогично результаты сводятся в таблицу 16.
Таблица 16 – Потери напряжения в трансформаторе
Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе
Правильный выбор электрооборудования определение рациональных режимов его работы выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.
Потери мощности в линии определяются по формуле:
гдеI – расчётный ток участка А;
rо – удельное активное сопротивление участка Омкм [21];
Энергии теряемая на участке линии определяется по формуле:
гдеt –время потерь час.
Время потерь определяется по формуле:
гдеТм – число часов использования максимума нагрузки (П.1 таблица 10 [2]) час.
Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1 результаты остальных расчётов заносятся в таблицу 17.
Пример для участка РТП-ТП1.
Расчеты по остальным участкам сети проводятся аналогично результаты расчетов сводятся в таблицу 17.
Таблица 17 – Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения
Потеря мощности и энергии теряемые в высоковольтных линиях в процентах от потребляемой определяется по формуле
Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.
Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле
гдеDРх.х – потери холостого хода трансформатора кВт (табл.28 П.1 [2]);
DРк.з – потери в меди трансформатора кВт (табл.28 П.1 [2]);
b - коэффициент загрузки трансформатора.
Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле:
Пример расчета для ТП 1:
Таблица 18 – Определение потерь мощности и энергии в трансформаторе
Определение допустимой потери напряжения в сети 038 кВ
Допустимая потеря напряжения в сети 038 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 038 кВ.
В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения у ближайшего потребителя которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.
В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора
где – надбавка на шинах РТП в минимальном режиме %;
– потеря напряжения в линии 10 кВ в минимальном режиме %;
– потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме %;
- конструктивная надбавка трансформатора %.
Допустимая потеря напряжения в линии 038 кВ в максимальном режиме определяется по формуле:
Определение сечения провода и фактических потерь напряжения мощности и энергии в сетях 038 кВ
Сечения проводов ВЛ-038 кВ определяются по экономическим интервалам или по допустимой потере напряжения по формулам соответствующим конфигурации сети.
Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле:
гдеg–удельная проводимость провода (для алюминия g=32 Ом м мм2) [2];
DUдоп.а–активная составляющая допустимой потери напряжения В;
Uном–номинальное напряжение сети В.
Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле:
гдеDUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения В.
Реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле:
хо – удельное индуктивное сопротивление провода Омкм [21];
Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:
Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация.
Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле:
гдеQp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации квар.
Расчеты остальных участков ведутся аналогично результаты сводятся в таблицу 19 и таблицу 20.
Таблица 19 – Расчет компенсации реактивной мощности
Qд квар до компенсации
Qд квар после компенсации
Qв квар до компенсации
Qв квар после компенсации
Таблица 20 – Определение расчетных сечений и типа проводов
Расчетное сечение провода мм2
Фактическая потеря напряженияВ
Потери мощности и энергии в линиях 038 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии результаты расчётов указываются в таблице 21.
Таблица 21 – Потери мощности и энергии в сети 038 кВ
Определение конструктивных параметров высоковольтной
и низковольтной линий
В городских ВЛ используются как правило деревянные комбинированные и железобетонные опоры. Опоры могут быть с подкосами или со стальными оттяжками прикрепляемыми к анкерам или зданиям.
Железобетонные опоры долговечнее деревянных и требуют меньше металла просты в обслуживании.
Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры полностью воспринимающие натяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах и промежуточные которые не воспринимают натяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми. Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ (пересечения железных дорог ВЛ 330–500 кВ автомобильных дорог шириной более 15 м и т.д.) на концах ВЛ и на концах её прямых участков.
Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа на ВЛ 04–10кВ. При углах поворота до 20о применяют как правило промежуточные опоры а свыше 20 о анкерные на ВЛ до 10 кВ.
В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные двухцепные и многоцепные.
Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками.
Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции; анкерные опоры должны быть жесткими.
К опорам жесткой конструкции относятся опоры отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции.
Следует обратить внимание на то что анкерные и поддерживающие зажимы которые разработаны для СИП-2А не могут применяться для СИП-2.
Прокалывающие ответвительные и соединительные зажимы кронштейны и другие компоненты линейной арматуры подходят под все три конструкции СИП.
Ниже приведены основные типы линейной арматуры при помощи которой осуществляется крепление СИП-2 к опорам.
Для крепления проводов магистрали ВЛИ 038 кВ на промежуточных опорах предусмотрен комплект промежуточной подвески ES 54-14 и ES 70-14 состоящий из поддерживающего зажима PS 54(70) и системы подвески LM54(LM70).
Крепление провода магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа предусмотрено с помощью анкерных зажимов PA 54-1500 и PA 95-2000.
Для проводов с несущей жилой сечением 546 и 70мм2 применяются натяжные зажимы PA 54-1500 с минимальной разрушающей нагрузкой 1500 даН а сечением 95 мм2 – зажимы PA95-2000 (1950 даН).
Для ответвления СИП от ВЛИ следует применять герметичные зажимы TTD 151FJ и TTD 251FJ. Все герметичные прокалывающие зажимы SICAME соответствуют французскому стандарту NF C 33 020.
Монтаж проводов ответвления от магистрали к вводам в здания осуществляется с помощью натяжных зажимов PС 63TF(сечение жил 2х16 и 2х25); PС 63F(сечение жил 4х16 и 4х25) или зажимов PA 54-1500 (для СИП 3х35+1х546; 3х50+1х546; 3х70+1х546).
Расчёт токов короткого замыкания
По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания вызывающий резкое увеличение токов которые достигают огромных значений.
Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.
Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения.
1 Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети
Рисунок 1 – Схема КЗ высоковольтной сети
Рисунок 2 – Схема замещения КЗ высоковольтной сети
Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции на шинах высокого напряжения удаленных ТП.
Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение равное Uосн.=105Uном
Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле:
гдеZ – полное сопротивление до точки короткого замыкания Ом.
гдеrл–активное сопротивление провода до точки короткого замыкания Ом;
хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания Ом;
хсист–реактивное сопротивление системы Ом.
гдеSк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения мВА.
Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле:
Ударный ток определяется по формуле:
где куд – ударный коэффициент который определяется по формуле:
гдеТа – постоянная времени затухания определяется по формуле:
Результаты расчётов приведены в таблице 22.
Таблица 22 – Расчет токов короткого замыкания в высоковольтной сети
2 Расчет токов короткого замыкания в сети 038 кВ
Токи короткого замыкания в сети 038 кВ определяются в следующих точках: на шинах 04 кВ ТП и в конце каждой отходящей линии.
За основное напряжение принимается напряжение равное Uосн=105Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле:
гдехтр – реактивное сопротивление трансформатора Ом;
rтр – активное сопротивление трансформатора Ом.
Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле:
гдеUк.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания %;
Sном – мощность трансформатора 3504 кВА.
Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:
гдеUк.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания %.
Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:
где– полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус Ом (табл. 29[2]);
zп – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода Ом.
гдеrФ – активное сопротивление фазного провода Ом;
rN – активное сопротивление нулевого провода Ом;
xN – реактивное сопротивление нулевого провода Ом.
Таблица 23 – Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций
Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий
Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки номинальному току и напряжению проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА) которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии[11]. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 – Однолинейная упрощённая схема КРУН.
Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Место установки – РТП.
Таблица 24 – Сравнение исходных данных места установки с параметрами выключателя разъединителя трансформатора тока
данные места установки
Как видно из таблицы 24 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.
Расчёт контура заземления подстанций
Сопротивление заземляющего устройства к которому присоединена нейтраль трансформатора должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом заземлителей нулевого провода ВЛ-038 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора т.е. на ТП и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом. Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-038 кВ должно быть не более 10 Ом.
В сельских сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь. Сопротивление одного электрода из угловой стали погруженного вертикально с вершиной на поверхности земли определяется по формуле:
гдеbуг – ширина уголка м;
ρ – удельное сопротивление грунта Ом м;
lс – длина стержня м.
Предварительное число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам подлежащим занулению определяется по формуле:
Число стержней на ТП без учета взаимного экранирования
Зная nод lод и а – расстояние между стержнями по приложению П.1 [1] определяется коэффициент взаимного экранирования зс.
Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по формуле:
Сопротивление соединительной полосы вп = 40мм длиной l = 33 м проложенной на глубине h = 05м с учетом коэффициента экранирования зc определяется по формуле:
Расчетное сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на ВЛ-038 кВ не должно превышать 30 Ом.
Если на одной линии ВЛ-038 кВ имеется n одиночных повторных заземлителей то сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом.
Тогда при количестве отходящих линий ВЛ-038 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП не должно превышать 4 Ом
Расчет контура заземления трансформаторной подстанции ТП1 183×67=122616 Ом
Расчет контура заземления трансформаторной подстанции ТП2 183×67=122616 Ом
Выбор устройств от перенапряжений
Защиту подстанций напряжением 10–35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если мощность подстанции менее 630 кВА на каждой ее системе шин устанавливают комплект вентильных разрядников расположенных возможно близко к трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим путем. Кроме того на расстоянии 150 – 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания меньших нижнего предела гасящегося трубчатыми разрядниками)[11]. Сопротивление заземления этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом.
На питающих линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2 присоединяя их к заземляющему контуру подстанции[11]. Подстанции мощностью 630 кВ-А и больше защищают так же но дополнительно все воздушные линии передачи подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 – 200 м защищают протяженными молниеотводами (тросы). При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов линий передачи защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на каждой опоре подходов причем импульсные сопротивления заземлений должны быть не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода троc к заземленному контуру подстанции не присоединяют а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом пролет (50 – 60 м) не защищенный тросом должен перекрываться защитными зонами стержневых молниеотводов устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой мощности.
Краткая характеристика основных типов СИП
СИП предназначенные для применения на ВЛИ с подвеской на опорах или фасадах зданий и сооружений имеют климатическое исполнение УХЛ категории размещения 1 2 и 3 в атмосфере II и III типа по ГОСТ 15150-69.
Конструктивное исполнение основных типов таких проводов схематически показано на рисунке 4:
Рисунок 4 – Конструктивное исполнение основных типов СИП
а – СИП-1 и СИП-2; б – СИП-1А и СИП-2А; в – СИП-3; г – СИП-4 и СИП-5;
– фазная алюминиевая токопроводящая жила многопроволочная
– нулевая несущая жила из алюминиевого сплава ABE
или сталеалюминиевая многопроволочная уплотненная (СИП изготовленный с изолированной несущей (удерживающей) нулевой жилой маркируется буквой «А»);
– изоляция выполненная либо из светостабилизированного термопластичного полиэтилена (LDPE) – для проводов СИП-1 СИП-1А СИП-4; либо из светостабилизированного сшитого полиэтилена (XLPE) – для проводов СИП-2 СИП-2А СИП-3 СИП-5.
Таким образом наиболее распространенными типами СИП являются:
СИП-1 СИП-1А – провода самонесущие с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами изолированные светостабилизированным термопластичным полиэтиленом с нулевой удерживающей жилой изготовленной из сталеалюминиевогоь или алюминиевого сплава высокой прочности[7].
Благодаря применению несущего троса изготовленногоь из высокопрочного алюминиевого сплава прочность ВЛИ оснащенной СИП-1 настолько высока что абонент всегда получает электроэнергию а провода всегда остаются наверху вплоть до крайне редкого (менее 15% случаев повреждения проводов) слома опоры.
СИП-2 СИП-2А – провода самонесущие с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами изолированные светостабилизированным сшитым (а не термопластичным как СИП-1 и СИП-1А) полиэтиленом с нулевой удерживающей жилой изготовленной из сталеалюминия или из алюминиевого сплава высокой прочности.
СИП-3 – провод самонесущий с алюминиевой токопроводящей жилой и стальным сердечником изолированный светостабилизированным сшитым полиэтиленом (для ВЛ 10-35 кВ).
СИП-4 – провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами изолированный светостабилизированным термопластичным полиэтиленом с фазными и нулевой удерживающей жилами.
СИП-5 – провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами изолированный светостабилизированным сшитым полиэтиленом с фазными и нулевой удерживающей жилами.
Провода типов СИП-1 СИП-1А СИП-2 СИП-2А сечением от 16 до 240 мм2 предназначены для электросетей напряжением до 1 кВ частотой 50 Гц. Районы по гололеду и ветровым нагрузкам – c I по VII и особый. Провода типа СИП-3 – провода сечением от 35 до 240 мм2 рассчитанные на рабочее напряжение до 20 кВ частотой 50 Гц и предназначены для ВЛИ строящихся в лесных массивах находящихся в районах по гололеду ветровым нагрузкам с I класса по IV класс. Оснащение этими проводами ВЛИ позволяет уменьшить ширину просеки при прохождении линии по лесным массивам поскольку конструкция таких проводов обеспечивает бесперебойную эксплуатацию линии даже в случае падения деревьев на провода или их схлестывания что совершенно невозможно для аналогичных линий с «голыми» проводами марок А и АС. Следует отметить что различия между проводами СИП-4 и СИП-5 такие же как и между проводами СИП-1(1А) и СИП-2(2А) то есть в изоляции СИП-4 применяется термопластичный светостабилизированный полиэтилен а в СИП-5 – силанольно-сшитый светостабилизированный полиэтилен с соответствующими термическими характеристиками[7]. Кроме того провода СИП-4 и СИП-5 отличающиеся повышенной надежностью на 30 % дешевле чем аналогично выбранные по сечению провода с несущим нулевым проводом.
1 Основные преимущества ВЛИ по сравнению с ВЛ оснащенными неизолированными проводами
К числу таких преимуществ существенно повышающих надежность электроснабжения потребителей и удешевляющих строительство ВЛИ можно отнести следующие:
Высокая надежность ВЛИ в обеспечении потребителей электроэнергией.
Резкое (до 80%) снижение эксплуатационных затрат вызванное высокой надежностью и бесперебойностью энергообеспечения потребителей а также отсутствием необходимости в широких просеках для прокладки ВЛИ в лесных массивах.
Возможность совместной подвески на опорах на ВЛИ проводов с разным уровнем напряжения и проводов телефонных линий что дает существенную экономию на опорах.
Исключение случаев возникновения на ВЛИ КЗ между проводами фаз или на землю а также опасности возникновения пожаров в случае падения проводов на землю[16].
Высокая безопасность обслуживания ВЛИ достигаемая вследствие отсутствия риска поражения электрическим током в случае прикосновения к фазным проводам находящимся под напряжением а также высокая безопасность выполнения работ вблизи таких линий.
Отсутствие или незначительное обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности проводов СИП.
Существенное уменьшение затрат на монтаж ВЛИ связанное с возможностью прокладки СИП по фасадам зданий в условиях городской застройки. Кроме того простота выполнения монтажных работ на ВЛИ значительно сокращает сроки ввода таких линий в эксплуатацию.
Снижение потерь в проводах ВЛИ из-за уменьшения более чем в три раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными.
Сокращение объемов аварийно-восстановительных работ на ВЛИ по сравнению с аналогичными по классу напряжения ВЛ с неизолированными проводами.
Значительное снижение несанкционированного отбора электроэнергии на ВЛИ и случаев воровства проводов так как они не подлежат вторичной переработке.
Этот список основных преимуществ ВЛИ далеко не полный. Его можно еще продолжить однако указанных в нем преимуществ безусловно уже достаточно для обоснования безоговорочной необходимости оснащения ВЛ проводами СИП следует лишь грамотно применять наиболее подходящие их типы в каждом конкретном случае.
Отметим также некоторые недостатки ВЛИ:
Незначительное (на 20% 30%) увеличение стоимости СИП используемых на ВЛИ по сравнению с неизолированными проводами марок А и АС применяемыми на ВЛ.
Пока еще недостаточная готовность отечественных энергосистем к переходу на ВЛИ связанная с отсутствием информации нормативной документации инструментов а также персонала подготовленного к выполнению работ на ВЛИ.
2 Технологические особенности ВЛИ
ВЛИ напряжением до 1 кВ представляют собой ВЛ выполненные на опорах с применением железобетонных деревянных или металлических стоек. С помощью специальной арматуры к таким опорам подвешиваются СИП крепление которых к опорам осуществляется в основном с помощью крюков бандажных лент и других металлоконструкций а также поддерживающих и натяжных зажимов а их соединения и ответвления – с помощью соединительных и ответвительных зажимов[4].
Кроме линейной арматуры на ВЛИ могут также устанавливаться сопутствующие элементы: устройства для подключения переносных заземлений мачтовые рубильники с предохранителями ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН) патроны для плавких предохранителей и др.
Разработаны прошли успешные испытания и в настоящее время широко применяются системы герметичных соединителей с прокалыванием изоляции СИП что существенно повысило безопасность работы под напряжением исключив при этом необходимость снятия изоляции с провода[16].
Одним из главных преимуществ такой технологии является то что при ее применении алюминиевые провода жилы не подвергаются окислению перед монтажом контакта и кроме того соприкасающаяся с ним поверхность не нуждается в предварительной зачистке. Благодаря большому контактному давлению и отличному внедрению в контактной точке технология прокола оказалась инновационным решением [4].
С целью повышения надежности ВЛИ в условиях эксплуатации при различных погодных условиях работоспособность соединителей перед их применением на линии испытывается в самых тяжелых условиях окружающей среды.
Алгоритм ввода в эксплуатацию воздушных линий с изолированными проводами (ВЛИ). Нормативные документы предусматривают следующие этапы:
- подготовка трассы и установка опор;
- монтаж на опоры крепежных устройств и приспособлений;
- натяжение проводов ВЛИ с анкерным закреплением;
- последовательная замена монтажных роликов на стационарные зажимы;
- выполнение ответвлений для отходящих линий;
- заземление и защита линии от перенапряжений и коротких замыканий;
- оборудование уличными светильниками;
- выполнение вводов в трансформаторы;
- использование изолирующих соединителей.
В проекте используются уже имеющиеся стандартные железобетонные опоры (CB95 CB85).
Крюки и кронштейны закрепляют на опоры стальной нержавеющей монтажной лентой которую обводят вокруг столба пропускают через пазы в крюках или кронштейнах с последующим натяжением и фиксацией. К стенам зданий крепежные элементы монтируются болтами.
На подготовленные крюки и кронштейны навешиваются раскаточные ролики которые можно самостоятельно крепить монтажной лентой.
Установка СИП на опоры (рисунок 5). На место монтажа с одной стороны прокладываемой линии доставляется транспортировочный барабан на раскаточной тележке 6. Наличие тормозного устройства обязательно.
Рисунок 5 – Установка СИП на опоры
Механическая лебедка 1 устанавливается на противоположном конце трассы. Трос 2 от лебедки до барабана пропускается по раскаточным роликам 4 установленным на всех опорах. Поверхность роликов покрыта пластиком предохраняющим разрушение изоляционного слоя самонесущих проводов с их раскруткой. Аккуратно наматывая трос на барабан лебедки одновременно заводят СИП в ролики распределяя по всем опорам[17].
Натяжение проводов с анкерным закреплением. Размотка провода по роликам заканчивается его закреплением анкерным зажимом на опоре у лебедки удерживающей через вертлюг натяжение линии.
На конце трассы со стороны кабельного барабана устанавливается ручная лебедка с натяжным устройством и динамометром для создания контролируемого усилия натяжения. Затем СИП закрепляется на ближайшей к барабану опоре анкерным зажимом[22].
Далее снимается монтажный чулок с вертлюгом изолируются вынутые из него концы проводников а со стороны противоположного конца отрезается лишний провод с оставлением необходимого запаса.
Перевод провода на промежуточные зажимы с роликов. На прямолинейных участках трассы или при углах изгиба 3° в направлении опоры и 50° в обратную сторону используют установленные ранее крепежные элементы.
Скрутка проводов около зажима закрепляется кабельным ремешком со всех сторон для исключения раскрутки.
Выполнение ответвлений для отходящих линий.
Алгоритм монтажа от ветвительной линии предполагает следующую последовательность операций[22]:
- размотки провода с закреплением его в начале участка;
- натяжения и закрепления окончания СИП;
- монтажа ввода со стороны потребителя;
- соединения ответвительного участка с основной магистралью.
Заземление и защита проводов от перенапряжений и КЗ. Требования к заземлениям указаны в ПУЭ.
Отдельный спуск заземления требуется для разрядников и ограничителей перенапряжения (ОПН).
Защиту от перегрузок мощности и КЗ для СИП выполняют проходными предохранителями которые позволяют коммутировать нагрузки до 60 А. Их монтируют в разрыв каждой токопроводящей фазы.
Оборудование линии светильниками. Установка светильника выполняется аналогично монтажу крепежных устройств. Заземление корпуса обязательно. Фазный провод к светильнику подключается через предохранитель ПП-1 либо B 6770.
Выполнение вводов в трансформатор. Комплект анкерного крепления устанавливается на стену трансформаторной подстанции для завода кабеля через стену. На изолированные концы проводов запрессовываются наконечники для закрепления на клеммах трансформатора.
Ограничители перенапряжения через ответвительные зажимы врезаются в каждый фазной провод а их заземляющие выводы соединяются с заземляющим спуском герметизируются уплотнителем.
Установка изолирующих соединителей. Для дополнительного подключения проводов к СИП используются изолированные соединители[19]. Обычно их применяют для подключенияь светильников новых абонентов или замены линии. Соединители могут применяться для медных и алюминиевых жил как с моножильным (цельным) так и многопроволочным исполнением.
Технико-экономические расчеты распределительных сетей аула Махмуд-Мектеб
Электроснабжение объектов сельскохозяйственного населенного пункта осуществляется от ТП 3510 кВ. Схема расположения потребительских ТП 1004 кВ с указанием их мощности и длины участков воздушных линий 10 кВ показана на рисунке 6.
Воздушные линии 10 кВ выполнены на железобетонных опорах проводом СИП 2. Электрическая сеть расположена в IV климатическом районе толщина стенки гололеда на проводах – 10 мм.
Однотрансформаторные ТП 1004 кВ комплектного типа с маломасляными выключателями.Возможно повышение надежности электроснабжения потребителей путем дополнительного строительства кольцевой перемычки между ТП 1 и ТП 2.
Рисунок 6–Ситуационная схема расположения потребительских трансформаторных подстанций системы электроснабжения
Оценим показатели надежности и экономические показатели для двух вариантов организации электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта: 1 вариант – с использованием четырех радиальных линий электропередачи 10 кВ проводами АС 2542; 2 вариант – при использовании проводов СИП 2 и наличии перемычки между ТП1–ТП2.
Расчет проведем в ценах 2009 г.
Определение показателей надежности и частных экономических показателей для исходного варианта сети выполненной проводами АС 2542
Составим структурные схемы для расчета надежности четырех радиальных ЛЭП 10 кВ (рисунок 7).
Рисунок 7 – Структурные схемы надежности двух радиальных линий электропередачи
Из таблицы 2.1 [3] найдем необходимые исходные данные для расчета показателей надежности.
Для аварийных отключений:
При определении параметров потока внезапных отключений и коэффициента простоя ТП примем состав последовательно включенных элементов ТП: маломасляный выключатель шины на 2 присоединения трансформатор.
При расчете показателей надежности от преднамеренных отключений за линию примем отходящий от ТП 3510 фидер с участками ЛЭП 10 кВ и ТП 1004 кВ. Наибольшее значение Кп для элементов радиальной линии будет у воздушной линии 10 кВ поэтому будем пользоваться значением =017 простойгод =09· годпростой.
Определим показатели надежности для радиальных линий электропередачи (1 2 3 4):
Параметр потока внезапных отключений[3]:
Исходная структурная схема надежности для радиальных линий может быть упрощена (рисунок 8):
Рисунок 8 – Упрощенные структурные схемы надежности радиальных линий
Для указанных схем суммарный поток аварийных и преднамеренных отключений:
Определим капитальные затраты на строительство радиальных ЛЭП.
Так как участки ЛЭП между ТП по протяженности не превышают 5 км воспользуемся формулой (54) для определения стоимости ВЛ и таблицей 5 Приложения Б [3].
где–удельная стоимость строительства линии 10 кВ рубкм;
Стоимость строительства ТП согласно таблицы 9 Приложения Б [3]:
где – стоимость однотипных трансформаторов ячеек РУ и компенсирующих устройств;
– число однотипных элементов;
– постоянная составляющая капитальных затрат.
Суммарная стоимость первого варианта системы электроснабжения
сельскохозяйственного района с радиальными линиями
Выполним расчет эксплуатационных расходов. Расчет будем проводить по формуле (57)[3].
Амортизационные отчисления
где – годовая норма отчислений на амортизацию по
– капитальные вложения в
n – количество элементов.
Затраты на обслуживание ()
где – стоимость эксплуатационных работ соответствующая 1у.е;
– объем работ по обслуживанию i-го элемента сети у.е.
Затраты на покрытие потерь электроэнергии в сети.
Вначале определим удельную стоимость потерь в элементах сети по формуле 60.
где – коэффициенты для элементов сети;
– показатель режима нагрузки.
Годовые издержки на покрытие потерь электроэнергии в ВЛ по формуле (61):
гдеZ–число участков линии электропередачи;
–расчетная максимальная нагрузка участка линии кВ·А;
–номинальное напряжение кВ;
–удельное активное сопротивление проводов участка линии Омкм (Приложение Г[3]);
– длина участка линии электропередачи км;
–удельные затраты обусловленные потерями электроэнергии в линии данного напряжения коп(кВт·ч).
Для трансформаторов:
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
где – номинальная мощность трансформатора кВ·А;
и –потери короткого замыкания и холостого хода трансформатора кВт (Приложение Г[3]);
и –стоимость потерь короткого замыкания и холостого хода коп(кВт·ч);
– время включенного состояния трансформатора (при работе круглый год = 8760 ч).
Суммарная стоимость ежегодных потерь находим по формуле (63).
Эксплуатационные расходы за год составят
Определим ущерб от перерывов электроснабжения[3].
где – удельный ущерб от недоотпуска 1 кВт·ч электроэнергии;
– количество недоотпущенной электроэнергии за время перерывов электроснабжения потребителей.
где – мощность трансформаторных подстанций по z-му участку сети кВт;
Проведенные расчеты позволили установить что =1444. По таблице 2.1 [3] примем Тв=44 ч а возьмем равной 26784 кВт поскольку общая полная мощность ТП системы электроснабжения 3030 кВ·А. Тогда:
Приняв удельные затраты от перерывов электроснабжения =60 рубкВт·ч получим:
Суммарные годовые затраты на эксплуатацию системы электроснабжения по первому варианту
Определение показателей надежности и частных экономических показателей для исходного варианта сети выполненной проводами СИП 2
Найдем необходимые исходные данные для расчета показателей надежности. Для аварийных отключений: лэп = 3 отказгод
Тогда аналогично варианту 1:
При расчете показателей надежности от преднамеренных отключений за линию примем отходящий от ТП 3510 фидер с участками ЛЭП 10 кВ и ТП 1004 кВ. Наибольшее значение Кп для элементов радиальной линии будет у воздушной линии 10 кВ поэтому будем пользоваться значением = 01 простойгод
Определим показатели надежности для радиальных линий электропередачи (1 2 3 4).
Потока внезапных отключений при использовании СИП очень мал его можно принять равным на всех участках.
Для указанных схем суммарный поток аварийных и преднамеренных отключений
Суммарная стоимость второго варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района с радиальными линиями:
Выполним расчет эксплуатационных расходов. Расчет будем проводить по формуле (57).
Годовые издержки на покрытие потерь электроэнергии в ВЛ по формуле (61)
Суммарная стоимость ежегодных потерь находим по формуле (63)
Эксплуатационные расходы за год составят:
Ущерб от перерывов электроснабжения
Проведенные расчеты позволили установить что =04. По таблице 2.1 [3] примем Тв = 22 ч а возьмем равной 26784 кВт поскольку общая полная мощность ТП системы электроснабжения 3030 кВ·А. Тогда:
Суммарные годовые затраты на эксплуатацию системы электроснабжения по второму варианту:
Добавление к варианту 2 – строительство перемычек между ТП1и ТП2
В качестве исходной структурной схемы рассмотрим упрощенную схему (рисунок9). Примем исходное условие: параллельные элементы взаимно резервируют друг друга[15]. В этом случае .
Рисунок 9 – Исходная схема
При параллельном включении элементов суммарный поток отключений определяется по формуле (68).
Определим капитальные затраты на систему электроснабжения по второму варианту.
Стоимость строительства такой системы электроснабжения будет определяться стоимостью радиальных линий электропередачи плюс стоимость перемычки.
Превышение капитальных затрат к первому варианту:
Эксплуатационные расходы.
амортизационные отчисления:
затраты на обслуживание:
Годовые издержки на покрытие потерь электроэнергии в сети.
Поскольку секционирующая перемычка включается только во время аварийных ситуаций и проведения плановых ремонтных работ потерями электроэнергии в этом элементе сети можно пренебречь[15] следовательно:
Суммарная величина годовых эксплуатационных расходов по второму варианту электроснабжения:
Ущерб от перерывов электроснабжения:
Суммарные годовые затраты на эксплуатацию с учетом ущерба от перерывов электроснабжения по второму варианту:
Ежегодный экономический эффект от проведения модернизации:
1 Определение общих экономических показателей сравниваемых
вариантов электрической сети
Чистый дисконтированный доход
Чистый дисконтированный доход за 10 лет существования проекта при
норме дисконта Е = 01[] составит:
где– превышение капитальных затрат;
Э – ежегодный экономический эффект;
Индекс доходности проекта
Внутренняя норма доходности проекта
Методом последовательных подстановок определим диапазон нахождения внутренней нормы доходности таблица 25[14].
Таблица 25 – Зависимость ЧДД от Е
Как видно из таблицы 26 ВНД проекта находится в диапазоне (05 055). Уточним ее значение итерационным методом.
гдеЕ1– значение процентной ставки в дисконтном множителе минимизирующее положительное значение показателя ЧДД;
Е2– значение процентной ставки в дисконтном множителе максимизирующее отрицательное значение ЧДД.
Таким образом доходность проекта составляет 531%.
Срок окупаемости. Для расчета срока окупаемости определим приведенные годовые затраты за весь срок действия проекта:
За первые 2 года сумма приведенных экономических эффектов составит
что меньше величины дополнительных капитальных вложений ΔК =23776 тыс. руб..
За 3 года существования проекта сумма приведенных эффектов составит
что больше величины дополнительных капитальных вложений.
Таким образом срок окупаемости проекта лежит в пределах 2 3 лет. Для более точного его нахождения воспользуемся формулой (73).
Учитывая тот факт что воздушные линии с СИП получают все большее распространение на территории РФ в таблице 25 для сравнения приведены некоторые технико-экономические показатели ВЛ с неизолированными проводами и ВЛИ[13].
Сопоставление приведенных в таблице 26 [20] технико-экономических показателей ВЛ с неизолированными проводами и ВЛИ показывает неоспоримые преимущества ВЛИ.
Таблица 26 – Сравнительный анализ трех рассмотренных систем электроснабжения
Вариант 1. Неизолированный провод
Использование СИП и строительство перемычки
Капитальные вложения на 1 км ВЛ напряжением 10 кВ тыс.руб.
км ВЛ напряжением 10 кВ тыс.руб.
расходы на ВЛИ с СИП сокращаются
Срок службы линий лет
Срок службы ВЛИ с СИП
Необходимость подрезки зеленых насаждения при прохождении ВЛ вблизи них
Существенно сокращаются затраты на содержание трасс линий
подвески линий связи
электроосвещения и др.
сокращается количество опор линий
годовые расходы тыс.руб.
Эксплуатационные расходы значительно уменьшаются
Стоимость ущерба тыс.руб.
Ущерб от перерывов электроснабжения сводится к минимуму
Суммарные годовые затраты на эксплуатацию тыс.руб.
Годовые затраты в последнем варианте системы электроснабжения снизились почти в 3 раза.
Целью данного дипломного проекта явилась разработка системы электроснабжения аула Махмуд-Мектеб Нефтекумского района с реконструкцией воздушной линии 04 кВ на СИП.
В настоящем проекте освещены следующие вопросы: 1) выполнен анализ хозяйственной деятельности населенного пункта; 2)произведен расчет силовых и осветительных сетей; 3)рассчитана потребная мощность потребителей находящихся на территории аула; 4) рассчитаны и выбраны количество и тип трансформаторных подстанций определены ЦЭН; 5)рассчитаны сечения проводов и потери в них; 6) выполнен расчет компенсации реактивной мощности; 7)подробно рассмотрен вопрос замены воздушной линии на самонесущий изолированный провод;8)приведенотехнико-экономическое обоснование проектируемой системы электроснабжения.
В специальном вопросе рассмотрена целесообразность замены имеющейся воздушной линии на самонесущие изолированные провода.
Целесообразность проводимых мероприятий была подтверждена технико-экономическими расчетами.Система электроснабжения аула морально и технически устарела поэтому модернизация необходима. В ходе осуществления разработанных проектных решений будут значительно уменьшены потери электроэнергии и увеличена надежность электроснабжения что сведет потери денежных средств от простоя при перерывах электроснабжения к минимуму. Срок окупаемости проекта не более трех лет поэтому проект можно признать выгодным.
Список используемой литературы
Электроэнергетика Шаров Ю. В. Хорольский В. Я. Таранов М. А. Шемякин В. Н. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС» 2011. – 456 с.
Методическое пособие «Электроснабжение сельского хозяйства». – Изд. 2-е перераб. и доп. Сост. В.В. Коваленко А.В. Ивашина А.В. Нагорный А.В.Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС» 2004. – 100 с.
Технико-экономические расчеты распределительных электрических сетей В.Я. Хорольсикй М.А. Таранов Д.В. Петров. - Ставрополь.: АГРУС 2010. – 108 с.
Электрические сети и станции Под общей редакцией Л.Н. Бебтизанова. М.-Л. Госэнергоиздат 2007. – 305 с.
Зотов Б.К. Алюминиевые провода кабели и шины. – Москва: изд. «Энергия» 2005. – 88 с. черт.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Под общей редакцией А.А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. – М.: Энергостомиздат 2008. – 592 с.: ил.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под общей редакцией В.И. Круповича и др. – М.: Энергоиздат 2007. – 506 с.
Справочник по проектированию электроснабжения Под редакцией В.И.Круповича Ю.Г. Борыбина. – М.: «Энергия» 2002. – 456 с.
Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. – М.: Энергоатомиздат 2002. – 519 с.
Анализ и синтез систем автономного электроснабжения сельскохозяйственных объектов В. Я. Хорольский М.А. Таранов. – Ростов нД : Терра 2001. – 224 с.
Учебное пособие: Технико-экономическая эффективность модернизации распределительных электрических сетей Хорольский В. Я. Таранов М. А. Петров Д. В. – Раменское: ИПК ТЭК 2010. – 132 с.
Технико-экономическое обоснование дипломных проектов Хорольский В. Я. Таранов М. А. Петров Д. В. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС» 2004. – 168 с.
Надежность электроснабжения Хорольский В. Я. Таранов М. А. – Ростов-на-Дону: Изд-во «Терра Принт» 2007. – 120 с.
Электробезопасность эксплуатации сельских электроустановок Таранов М.А. Хорольский В.Я. Привалов Е.Е. – Москва: Изд-во «Форум» 2014. – 96 с.
Эксплуатация систем электроснабжения Хорольский В.Я. Таранов М.А. – М: Издательский Дом «Инфра-М» 2013. – 288 с.
Энергосбережение в электроустановка предприятий организаций и учреждений Хорольский В. Я. Атанов И. В. Шемякин В. Н. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС» 2011. – 100 с.
Эксплуатация систем электроснабжения Таранов М. А. Хорольский В. Я. – Ростов-на-Дону: Изд-во «Терра Принт» 2010. – 320 с.
Статья «Эффективность применения самонесущих изолированных проводов в современных электрических системах» Горюнов В. Н. Бубенчиков А. А. Гишин С. С. Петрова Е. В. Левченко А. А. – Омск: Изд-во ФГБОУ ВПО «Омский государственный технический университет» 2009. – 180 с.
Журнал «Промышленная энергетика» статья «Определение активных и индуктивных сопротивлений самонесущих изолированных проводов» Смирнов Е. А. – Новосибирск: Изд-во «Научно-техническая фирма "Энергопрогресс" » 2013. – 37 с.
Журнал «Кабель-NEWS» статья «Технические требования энергосистем по применению самонесущих изолированных проводов и линейной арматуры в сетях с напряженим 04 кВ» Овчинников А. А. – М: Изд-во «Кабель» 2008. – 76 с.
Определение места расположения трансформаторных подстанций 1004 кВ. Выбор конфигурации сети 038 кВ. Определение центров энергетических нагрузок
Определение центров энергетических нагрузок сети 038 кВ
Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Определение конфигурации сети высокого напряжения
Расчет сечения проводов сети высокого напряжения
Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе
Определение допустимой потери напряжения в сети 038 кВ.
Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной сети
Расчет токов короткого замыкания
Расчет контура заземления подстанции
Характеристика основных типов СИП
2 Технологические особенности СИП
Технико-экономические расчеты распределительных сетей.
1 Определение общих экономических показателей сравниваемых вариантов электрических сетей