Электроснабжение рассредоточенных потребителей ххх района Электроснабжение рассредоточенных потребителей ххх района Дипломный проект Исходные данные Таблица 1 № п.п. Наименование шифр Дневной максимум Вечерний максимум Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП №1 1 Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе 604 0,9 0,4 0,984 2,5 0,9 2,657 2 Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем 617 2,1 1,2 2,418 5 2,32 5,512 3 Кумысный цех на 1-2 тыс л/сутки 338 12 10 15,62 12 10 15,62 4 Столовая с электронагревательным оборудованием на 35 мест 540 20 10 22,36 10 4 10,77 5 Баня на 20 мест 561 8 5 9,433 8 5 9,433 6 Спальный корпус школы на 50 мест 508 5 0 5 8 0 8 7 Мяльно-трепальный цех 4 т/смену 360 30 25 39,051 3 0 3 8 Овощекартофелехранилище на 300-600 т 314 5 3 5,83 2 0 2 9 Гречерушка 352 3 2 3,605 1 0 1 10 Дробилка кормов КМД-2 188 30 25 39,051 0 0 0 11 Оборудование для гранулирования травянной муки ОГМ-0,8А 177 50 45 67,268 50 45 67,268 12 Склад концентрированных кормов с дробилкой ДКУ-2 328 25 23 33,97 1 0 1 13 Котельная с котлами КВ-300М или Д721 383 5 4 6,403 5 4 6,403 14 Спальный корпус школы на 80 мест 509 8 0 8 15 0 15 15 Детские ясли-сад с электроплитой на 140 мест 517 30 9 31,32 20 6 20,88 16 Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем 615 1,7 1,07 2,008 4 2,05 4,494 17 Фельдшерско-акушерский пункт 536 4 0 4 4 0 4 18 Детские ясли-сад с электроплитой на 140 мест 517 30 9 31,32 20 6 20,88 19 Начальная школа на 160 учащихся 502 11 0 11 4 0 4 20 Клуб со зрительным залом на 300-400 мест 526 6 3 6,708 18 10 20,591 21 Смешанный ассортимент на 6-10 мест 553 4 0 4 4 0 4 22 Пункт технического обслуживания машин и оборудования на фермах 371 10 7 12,206 5 4 6,403 23 Столовая с электронагревательным оборудованием на 50 мест 541 35 15 38,078 15 5 15,811 24 Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 50 мест 545 50 20 53,851 20 10 22,36 ТП №2 (ст. малая Донская) 1 Птичник на 7 тыс. молодняка 152 10 5 11,18 10 4 10,77 2 Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем 613 1,3 0,92 1,592 3 1,75 3,473 3 Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 100 мест 547 70 35 78,262 45 20 49,244 4 Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 100 мест 547 70 35 78,262 45 20 49,244 5 Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем 618 2,6 1,32 2,915 6 2,45 6,48 6 Откорм свиней на 4000 1 75 65 99,247 45 40 60,207 7 Репродуктивная свиноферма на 200 маток 20 65 55 85,146 35 25 43,011 8 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 400 коров 110 45 33 55,803 45 33 55,803 9 Магазин на 4 рабочих места, промтоварный 552 6 0 6 6 0 6 10 Производство молока 200 коров 22 35 30 46,097 25 20 32,015 11 Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 35 мест 544 35 15 38,078 15 5 15,811 12 Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 70 рабочих мест 520 35 25 43,011 15 0 15 13 Баня на 20 мест 561 8 5 9,433 8 5 9,433 14 Репродуктивная свиноферма на 400 маток 21 90 80 120,415 50 40 64,031 15 Инкубаторий на 10 инкубаторов 169 80 0 80 80 0 80 ТП №3 (ст. Донская) 1 Репродуктивная свиноферма на 200 маток 20 65 55 85,146 35 25 43,011 2 Откорм свиней на 10000 4 240 210 318,904 120 105 159,452 3 Откорм свиней на 4000 1 75 65 99,247 45 40 60,207 4 Мельница с жерновым поставом 8/4 347 17 13 21,4 1 0 1 5 Репродуктивная свиноферма на 400 маток 21 90 80 120,415 50 40 64,031 6 Откорм свиней на 6000 2 120 105 159,452 65 60 88,459 7 Откорм свиней на 4000 1 75 65 99,247 45 40 60,207 8 Гараж с профилакторием на 60 автомашин 377 45 40 60,207 20 16 25,612 9 Участковая ветеринарная лечебница 201 20 10 22,36 10 4 10,77 Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузо к 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 (1), (2), где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА; хi уi – координаты i-ro потребителя. Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 2 Таблица 2 Координаты потребителей низковольтной сети Код потребителя Координата Х Координата Y ТП №1 П №1 (604) 24 368 П №2 (617) 50 368 П №3 (338) 77 368 П №4 (540) 154 377 П №5 (561) 189 377 П №6 (508) 225 377 П №7 (360) 259 376 П №8 (314) 316 350 П №9 (352) 357 268 П №10 (188) 285 296 П №11 (177) 225 296 П №12 (328) 166 295 П №13 (383) 36 294 П №14 (509) 96 294 П №15 (517) 97 208 П №16 (615) 447 367 П №17 (536) 430 206 П №18 (517) 359 105 П №19 (502) 327 105 П №20 (526) 294 105 П №21 (553) 262 105 П №22 (371) 230 105 П №23 (541) 197 105 П №24 (545) 166 105 ТП №2 (ст. малая Донская) П №1 (152) 64 174 П №2 (613) 94 257 П №3 (547) 214 256 П №4 (547) 314 257 П №5 (618) 419 211 П №6 (1) 421 303 П №7 (20) 351 173 П №8 (110) 113 173 П №9 (552) 113 105 П №10 (22) 113 76 П №11 (544) 372 124 П №12 (520) 402 123 П №13 (561) 434 124 П №14 (21) 351 105 П №15 (169) 352 77 ТП №3 (ст. Донская) П №1 (20) 262 416 П №2 (4) 159 411 П №3 (1) 201 304 П №4 (347) 124 202 П №5 (21) 52 311 П №6 (2) 314 217 П №7 (1) 365 216 П №8 (377) 130 77 П №9 (201) 467 230 Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в следующей таблице 3 для каждой ТП Таблица 3 Центры электрических нагрузок № ТП (наименование) ЦЭН Координата Х ЦЭН Координата Y ТП №1 213,024 240,052 ТП №2 (ст. малая Донская) 308,748 174,319 ТП №3 (ст. Донская) 209,288 308,446 ТП1 ТП2 ТП3 Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам (3) (4) где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; ΔPi, ΔQi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар. Результаты приведены в табл.4. Таблица 4 Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ Участок сети Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП №1 617 - 604 0,9 0,4 0,984 2,5 0,9 2,657 383 - 617 2,7 1,5 3,088 6,5 2,92 7,125 540 - 338 12 10 15,62 12 10 15,62 561 - 540 27,3 16 31,643 18 12,4 21,857 561 - 508 5 0 5 8 0 8 177 - 561 35,1 19 39,912 27,6 15,4 31,605 383 - 509 8 0 8 15 0 15 517 - 383 12,2 4,9 13,147 20,7 5,8 21,497 ТП - 517 37,9 12 39,754 33,2 9,6 34,56 314 - 360 30 25 39,051 3 0 3 314 - 615 1,7 1,07 2,008 4 2,05 4,494 177 - 328 25 23 33,97 1 0 1 188 - 177 89,2 71,2 114,131 68,3 54,8 87,566 188 - 314 34,2 27,7 44,01 6,6 2,05 6,911 ТП - 188 131 104,6 167,636 72,5 56,3 91,792 541 - 545 50 20 53,851 20 10 22,36 371 - 541 72,8 29,2 78,437 29,2 13 31,963 553 - 371 78,8 33,4 85,586 32,2 15,4 35,693 ТП - 553 81,2 33,4 87,8 34,6 15,4 37,872 502 - 517 30 9 31,32 20 6 20,88 526 - 502 36,7 9 37,787 22,4 6 23,189 ТП - 526 40,3 10,8 41,722 33,6 13,6 36,248 ТП - 536 4 0 4 4 0 4 ТП - 352 3 2 3,605 1 0 1 ТП №2 (ст. малая Донская) 618 - 1 75 65 99,247 45 40 60,207 520 - 561 8 5 9,433 8 5 9,433 544 - 520 39,8 28 48,662 19,8 5 20,421 21 - 169 80 0 80 80 0 80 544 - 21 145 80 165,604 114 40 120,813 20 - 544 188,1 105 215,421 132,4 44,8 139,774 20 - 547 70 35 78,262 45 20 49,244 20 - 618 76,8 65,9 101,198 48,6 41,5 63,907 ТП - 20 334,2 207,8 393,535 218,6 101 240,804 552 - 22 35 30 46,097 25 20 32,015 110 - 552 38,6 30 48,887 28,6 20 34,899 110 - 152 10 5 11,18 10 4 10,77 110 - 613 1,3 0,92 1,592 3 1,75 3,473 ТП - 110 77,7 55,6 95,543 71,2 49,1 86,488 ТП - 547 70 35 78,262 45 20 49,244 ТП №3 (ст. Донская) 347 - 377 45 40 60,207 20 16 25,612 1 - 4 240 210 318,904 120 105 159,452 ТП - 20 65 55 85,146 35 25 43,011 347 - 21 90 80 120,415 50 40 64,031 1 - 347 128,2 82,5 152,451 63,1 49,8 80,384 ТП - 1 384,2 312,3 495,117 194 165,5 255,002 1 - 201 20 10 22,36 10 4 10,77 2 - 1 87,5 71 112,682 51 42,4 66,323 ТП - 2 182 154,4 238,669 99,7 88,8 133,512 Суммирование нагрузок ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в табл.5 Таблица 5 Расчёт нагрузок на ТП Номер ТП Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП №1 849 463,17 967,123 495,9 251,62 556,084 ТП №2 (ст. малая Донская) 1249,5 748,22 1456,393 894,2 412,15 984,612 ТП №3 (ст. Донская) 1241,9 1015,2 1604,04 642,8 536,5 837,271 Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ. Таблица 6 Координаты потребителей низковольтной сети ТП Координата Х Координата Y ТП №1 3,5 3,2 ТП №2 (ст. малая Донская) 7,9 4,1 ТП №3 (ст. Донская) 8 6,1 Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты: Х=6,882 км Y=4,679 км Схема ВВ сети Определение нагрузок в сети высокого напряжения Нагрузки определяются для каждого участка сети . Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам (5,6) где ко – коэффициент одновремённости (ко=0,7); в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам , (7) , (8) где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; D Рi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар. Результаты остальных расчётов показаны в табл. 7 Таблица 7 Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения Номер участка Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА РТП - ТП №3 (ст. Донская) 1241,9 1015,2 1604,04 642,8 536,5 837,271 РТП - ТП №1 849 463,17 967,123 495,9 251,62 556,084 РТП - ТП №2 (ст. малая Донская) 1249,5 748,22 1456,393 894,2 412,15 984,612 Оптимальное напряжение высоковольтной сети определяется по формуле (9) где Lэк – эквивалентная длина линии, км; Р1 – расчётная мощность на головном участке (участках), кВт. Эквивалентная длина участка определяется по формуле (10) где Li – длина i-го участка линии, км; Рi – мощность i-го участка линии, кВт. Эквивалентная длина составит 3,097 км. 32,634 кВ. Принимаем стандартное напряжение 35 кВ. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции. Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле (11) где кр - коэффициент роста нагрузок. Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия, (12) Где Sэн – нижний экономический интервал; Sэв – верхний экономический интервал. Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл . 8 Таблица 8 Технические данные трансформатора № ТП Тип Номинальная мощность, кВ А Сочетание напряжений, кВ Потери, кВт Напряжение к.з. % Ток х.х., % В.Н. Н.Н. х.х к.з. ТП №1 2 х ТМ-630 1260 35 0,4 4 15,2 6,5 2,2 ТП №2 (ст. малая Донская) 2 х ТМ-630 1260 35 0,4 4 15,2 6,5 2,2 ТП №3 (ст. Донская) 3 х ТМ-630 1890 35 0,4 6 22,8 6,5 2,4 Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок . (13) Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5. Таблица 9 Коэффициент системных перегрузок ТП Трансформаторная подстанция ТП №1 0,76 ТП №2 (ст. малая Донская) 1,15 ТП №3 (ст. Донская) 0,84 Выбор типа подстанции Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы. Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока , (14) где Iр – расчётный ток участка сети, А; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2 Продолжительность использования максимума нагрузки Тм. Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле , (15) где Sp – полная расчетная мощность, кВА; Uном – номинальное напряжение, кВ. Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети , расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 10. Таблица 10 Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения Участок сети Sр, кВА Рр, кВт Iр, А Тм, час jэк., А/мм2 Fэк, мм2 Марка провода РТП - ТП №3 (ст. Донская) 1604,04 1241,9 26,459 3400 1,1 24,053 AC-25 РТП - ТП №1 967,123 849 15,953 3400 1,1 14,502 AC-16 РТП - ТП №2 (ст. малая Донская) 1456,393 1249,5 24,024 3400 1,1 21,84 AC-25 Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле (16) где Р – активная мощность участка, кВт; Q – реактивная мощность участка, квар; rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]); хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]); L – длина участка, км. Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле (17) Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11. Таблица 11 Потери напряжения в сети высокого напряжения Участок сети Марка провода Р, кВт rо, Ом/км Q, квар хо, Ом/км L, км D U, В D U, % РТП - ТП №3 (ст. Донская) AC-25 1241,9 1,14 1015,2 0,45 3,298 176,452 0,504 РТП - ТП №1 AC-16 849 1,8 463,17 0,45 2,469 122,506 0,35 РТП - ТП №2 (ст. малая Донская) AC-25 1249,5 1,14 748,22 0,45 3,324 167,256 0,477 Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле , (18) где Smax – расчётная мощность, кВА; Sтр – мощность трансформатора, кВА; Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %; Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %. активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , (19) где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт. реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , (20) где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %. Коэффициент мощности определяется по формуле , (21) где Рр –расчётная активная мощность, кВт; Sр – расчетная полная мощность, кВА. Трансформаторная подстанция Расчетные значения ТП №1 0,012 %, 6,499 %, 0,877, sin(j)=0,48 2,402 % ТП №2 (ст. малая Донская) 0,012 %, 6,499 %, 0,857, sin(j)=0,515 3,88 % ТП №3 (ст. Донская) 0,012 %, 6,499 %, 0,774, sin(j)=0,633 3,499 % Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации. Потери мощности в линии определяются по формуле (22) где I – расчётный ток участка, А; rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км; L – длина участка, км. Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле (23) где t - время потерь, час. Время потерь определяется по формуле (24) где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]), час. Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12 Таблица 12 Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения Участок сети I, А ro, Ом/км L, км D Р, кВт Тм, час t , час D W, кВт·ч РТП - ТП №3 (ст. Донская) 26,459 1,14 3,298 6,926 3400 1885,992 13062,38 РТП - ТП №1 15,953 1,8 2,469 1,885 3400 1885,992 3555,094 РТП - ТП №2 (ст. малая Донская) 24,024 1,14 3,324 5,755 3400 1885,992 10853,883 Итого: 9,091 14,565 27471,356 Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле , (25) , (26) 0,436 %, 0,241 %. Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%. Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле (27) где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]); D Рк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]); b - коэффициент загрузки трансформатора. Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле , (28) Трансформаторная подстанция Расчетные значения ТП №1 12,955 кВт, 36934,947 кВт×ч. ТП №2 (ст. малая Донская) 24,307 кВт, 36946,299 кВт×ч. ТП №3 (ст. Донская) 22,422 кВт, 54462,414 кВт×ч. Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ. В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%. В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора (29) где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %; - конструктивная надбавка трансформатора, %. Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле , (30) Трансформаторная подстанция Расчетные значения ТП №1 2,688 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %, 7,696 %, что составляет 28,88 В. ТП №2 (ст. малая Донская) 3,08925 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %, 4,74 %, что составляет 17,86 В. ТП №3 (ст. Донская) 3,00075 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %, 5,501 %, что составляет 20,9 В. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети. Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле , (31) где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2); D Uдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В; Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт; Li – длина i-го участка сети, м; Uном – номинальное напряжение сети, В. Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В. реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар; Li – длина i-го участка сети, км; хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км ; Uном – номинальное напряжение, кВ. Фактическая потеря напряжения определяется по формуле: (32) Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация. Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле , где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации. Таблица 13 Компенсация реактивной мощности сети 0,38 кВ Участок сети Рд, кВт Qд, квар до компенсации Qд, квар после компенсации Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар до компенсации Qв, квар после компенсации Sв, кВА Компенсатор тип/мощность ТП №1 617 - 604 0,9 0,4 0,4 0,984 2,5 0,9 0,9 2,657 - 383 - 617 2,7 1,5 1,5 3,088 6,5 2,92 2,92 7,125 - 540 - 338 12 10 10 15,62 12 10 10 15,62 - 561 - 540 27,3 16 16 31,643 18 12,4 12,4 21,857 - 561 - 508 5 0 0 5 8 0 0 8 - 177 - 561 35,1 19 19 39,912 27,6 15,4 15,4 31,605 - 383 - 509 8 0 0 8 15 0 0 15 - 517 - 383 12,2 4,9 4,9 13,147 20,7 5,8 5,8 21,497 - ТП - 517 37,9 12 12 39,754 33,2 9,6 9,6 34,56 - 314 - 360 30 25 25 39,051 3 0 0 3 - 314 - 615 1,7 1,07 1,07 2,008 4 2,05 2,05 4,494 - 177 - 328 25 23 23 33,97 1 0 0 1 - 188 - 177 89,2 71,2 21,2 91,684 68,3 54,8 4,8 68,468 ККУ-0,4-50У3/50 188 - 314 34,2 27,7 27,7 44,01 6,6 2,05 2,05 6,911 - ТП - 188 131 104,6 54,6 141,923 72,5 56,3 6,3 72,773 - 541 - 545 50 20 20 53,851 20 10 10 22,36 - 371 - 541 72,8 29,2 29,2 78,437 29,2 13 13 31,963 - 553 - 371 78,8 33,4 33,4 85,586 32,2 15,4 15,4 35,693 - ТП - 553 81,2 33,4 33,4 87,8 34,6 15,4 15,4 37,872 - 502 - 517 30 9 9 31,32 20 6 6 20,88 - 526 - 502 36,7 9 9 37,787 22,4 6 6 23,189 - ТП - 526 40,3 10,8 10,8 41,722 33,6 13,6 13,6 36,248 - ТП - 536 4 0 0 4 4 0 0 4 - ТП - 352 3 2 2 3,605 1 0 0 1 - ТП №2 (ст. малая Донская) 618 - 1 75 65 40 85 45 40 15 47,434 УКН-0,4-25/25 520 - 561 8 5 5 9,433 8 5 5 9,433 - 544 - 520 39,8 28 28 48,662 19,8 5 5 20,421 - 21 - 169 80 0 0 80 80 0 0 80 - 544 - 21 145 80 55 155,08 114 40 15 114,982 УКН-0,4-25/25 20 - 544 188,1 105 80 204,405 132,4 44,8 19,8 133,872 - 20 - 547 70 35 35 78,262 45 20 20 49,244 - 20 - 618 76,8 65,9 40,9 87,011 48,6 41,5 16,5 51,324 - ТП - 20 334,2 207,8 117,5 354,253 218,6 101 10,5 218,852 ККУ-0,4-50У3/50 552 - 22 35 30 30 46,097 25 20 20 32,015 - 110 - 552 38,6 30 30 48,887 28,6 20 20 34,899 - 110 - 152 10 5 5 11,18 10 4 4 10,77 - 110 - 613 1,3 0,92 0,92 1,592 3 1,75 1,75 3,473 - ТП - 110 77,7 55,6 30,6 83,508 71,2 49,1 24,1 75,168 УКН-0,4-25/25 ТП - 547 70 35 35 78,262 45 20 20 49,244 - ТП №3 (ст. Донская) 347 - 377 45 40 40 60,207 20 16 16 25,612 - 1 - 4 240 210 110 264,007 120 105 5 120,104 УКМ58-0,4-100-33 1/3 У3/100 ТП - 20 65 55 35 73,824 35 25 5 35,355 ККУ-0,4-20У3/20 347 - 21 90 80 55 105,475 50 40 15 52,201 УКН-0,4-25/25 1 - 347 128,2 82,5 57,5 140,504 63,1 49,8 24,8 67,798 - ТП - 1 384,2 312,3 169,1 419,767 194 165,5 22,2 195,266 УКН-0,4-25/25 1 - 201 20 10 10 22,36 10 4 4 10,77 - 2 - 1 87,5 71 46 98,854 51 42,4 17,4 53,886 УКН-0,4-25/25 ТП - 2 182 154,4 79,4 198,565 99,7 88,8 13,8 100,65 ККУ-0,4-50У3/50 Таблица 14 Определение расчетных сечений и типа проводов Участок сети Расчетное сечение провода, мм Марка провода Фактическая потеря напряжения, В ТП №1 617 - 604 0,065 AC-16 0,119 383 - 617 0,573 AC-16 1,052 540 - 338 2,671 AC-16 5,018 561 - 540 2,728 AC-16 4,968 561 - 508 0,506 AC-16 0,852 177 - 561 9,165 AC-16 16,066 383 - 509 1,349 AC-16 2,273 517 - 383 3,668 AC-16 6,501 ТП - 517 22,45 AC-25 24,289 314 - 360 5,518 AC-16 10,139 314 - 615 0,633 AC-16 1,175 177 - 328 4,306 AC-16 8,059 188 - 177 15,585 AC-16 26,355 188 - 314 6,28 AC-16 11,448 ТП - 188 45,07 AC-50 25,051 541 - 545 4,432 AC-16 7,831 371 - 541 6,936 AC-16 12,14 553 - 371 7,301 AC-16 12,788 ТП - 553 23,238 AC-25 25,166 502 - 517 2,72 AC-16 4,774 526 - 502 3,433 AC-16 5,971 ТП - 526 10,199 AC-16 17,489 ТП - 536 1,541 AC-16 2,596 ТП - 352 0,834 AC-16 1,554 ТП №2 (ст. малая Донская) 618 - 1 37,571 AC-50 13,367 520 - 561 1,177 AC-16 1,339 544 - 520 5,662 AC-16 6,322 21 - 169 10,233 AC-16 10,616 544 - 21 20,121 AC-25 13,548 20 - 544 56,308 AC-70 14,238 20 - 547 34,142 AC-35 16,569 20 - 618 31,747 AC-35 15,582 ТП - 20 446,853 AC-500 15,451 552 - 22 4,817 AC-16 5,494 110 - 552 13,16 AC-16 14,043 110 - 152 2,261 AC-16 2,514 110 - 613 0,512 AC-16 0,592 ТП - 110 52,8 AC-70 13,449 ТП - 547 24,322 AC-25 16,193 ТП №3 (ст. Донская) 347 - 377 27,319 AC-35 16,252 1 - 4 207,725 AC-240 18,694 ТП - 20 24,594 AC-25 18,997 347 - 21 63,477 AC-70 18,419 1 - 347 89,215 AC-95 19,081 ТП - 1 185,01 AC-240 17,506 1 - 201 8,428 AC-16 10,566 2 - 1 19,266 AC-25 15,242 ТП - 2 141,497 AC-150 19,307 Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 15 Таблица 15 Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ Участок сети S, кВА Р, кВт I, А ro, Ом/км L, м D Р, кВт Тм, час t , час D W, кВтч ТП №1 617 - 604 0,984 0,9 1,495 1,8 26 0 1300 565,1 0 383 - 617 3,088 2,7 4,691 1,8 75,312 0,008 1300 565,1 4,5 540 - 338 15,62 12 23,732 1,8 77,524 0,235 1700 757,1 177,9 561 - 540 31,643 27,3 48,076 1,8 35 0,436 2200 1036,6 451,9 561 - 508 5 5 7,596 1,8 36 0,011 1300 565,1 6,2 177 - 561 39,912 35,1 60,64 1,8 88,639 1,76 2200 1036,6 1824,4 383 - 509 8 8 12,154 1,8 60 0,047 1300 565,1 26,5 517 - 383 13,147 12,2 19,974 1,8 105,437 0,227 1700 757,1 171,8 ТП - 517 39,754 37,9 60,399 1,14 197,194 2,46 2200 1036,6 2550 314 - 360 39,051 30 59,331 1,8 62,649 1,19 2200 1036,6 1233,5 314 - 615 2,008 1,7 3,05 1,8 132,098 0,006 1300 565,1 3,3 177 - 328 33,97 25 51,612 1,8 59,008 0,848 2200 1036,6 879 188 - 177 91,684 89,2 139,299 1,8 60 6,286 2800 1429,7 8987 188 - 314 44,01 34,2 66,866 1,8 62,265 1,503 2200 1036,6 1558 ТП - 188 141,923 131 215,629 0,576 103,657 8,328 3200 1726,9 14381,6 541 - 545 53,851 50 81,818 1,8 31 1,12 2200 1036,6 1160,9 371 - 541 78,437 72,8 119,172 1,8 33 2,53 2800 1429,7 3617,1 553 - 371 85,586 78,8 130,034 1,8 32 2,921 2800 1429,7 4176,1 ТП - 553 87,8 81,2 133,398 1,14 93,219 5,673 2800 1429,7 8110,6 502 - 517 31,32 30 47,585 1,8 32 0,391 2200 1036,6 405,3 526 - 502 37,787 36,7 57,411 1,8 33 0,587 2200 1036,6 608,4 ТП - 526 41,722 40,3 63,39 1,8 87,7 1,902 2200 1036,6 1971,6 ТП - 536 4 4 6,077 1,8 137,046 0,027 1300 565,1 15,2 ТП - 352 3,605 3 5,477 1,8 98,436 0,015 1300 565,1 8,4 Итого 1758,184 38,511 52329,2 ТП №2 (ст. малая Донская) 618 - 1 85 75 129,144 0,576 92,021 2,652 2800 1429,7 3791,5 520 - 561 9,433 8 14,331 1,8 32,015 0,035 1300 565,1 19,7 544 - 520 48,662 39,8 73,934 1,8 30,016 0,886 2200 1036,6 918,4 21 - 169 80 80 121,547 1,8 28,017 2,235 2800 1429,7 3195,3 544 - 21 155,08 145 235,619 1,14 28,319 5,376 3200 1726,9 9283,8 20 - 544 204,405 188,1 310,561 0,412 53,31 6,355 3200 1726,9 10974,4 20 - 547 78,262 70 118,906 0,83 91,787 3,231 2800 1429,7 4619,3 20 - 618 87,011 76,8 132,199 0,83 77,897 3,389 2800 1429,7 4845,2 ТП - 20 354,253 334,2 538,231 0,045 116,758 4,566 3400 1885,9 8611 552 - 22 46,097 35 70,037 1,8 29 0,768 2200 1036,6 796,1 110 - 552 48,887 38,6 74,276 1,8 68 2,025 2200 1036,6 2099,1 110 - 152 11,18 10 16,986 1,8 49,01 0,076 1300 565,1 42,9 110 - 613 1,592 1,3 2,418 1,8 86,122 0,002 1300 565,1 1,1 ТП - 110 83,508 77,7 126,877 0,412 124,071 2,468 2800 1429,7 3528,4 ТП - 547 78,262 70 118,906 1,14 68,147 3,295 2800 1429,7 4710,8 Итого 974,49 37,359 57437 ТП №3 (ст. Донская) 347 - 377 60,207 45 91,475 0,83 125,143 2,607 2200 1036,6 2702,4 1 - 4 264,007 240 401,117 0,12 114,947 6,657 3200 1726,9 11495,9 ТП - 20 73,824 65 112,163 1,14 85,331 3,671 2800 1429,7 5248,4 347 - 21 105,475 90 160,252 0,412 130,633 4,146 2800 1429,7 5927,5 1 - 347 140,504 128,2 213,473 0,308 127,8 5,381 3200 1726,9 9292,4 ТП - 1 419,767 384,2 637,769 0,12 68,7 10,059 3400 1885,9 18970,2 1 - 201 22,36 20 33,972 1,8 102,956 0,641 1700 757,1 485,3 2 - 1 98,854 87,5 150,193 1,14 51,009 3,935 2800 1429,7 5625,8 ТП - 2 198,565 182 301,688 0,194 124,087 6,573 3200 1726,9 11350,9 Итого 930,606 43,67 71098,8 Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий Проектируемые объекты находятся в III климатическом районе по ветровым нагрузкам и в III климатическом районе по гололёду. Для воздушной линии электропередач напряжением 35, 10, 6 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры максимальный габаритный пролёт которых для данного климатического района составляет 125 м. Участок РТП - ТП №3 (ст. Донская): Длина участка – 2,469 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 20. Пролёт между опорами составляет 123 м. Участок РТП - ТП №1: Длина участка – 3,324 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 123 м. Участок РТП - ТП №2 (ст. малая Донская): Длина участка – 3,298 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 122 м. Для воздушной линии электропередач напряжением 0,38 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры, максимальный пролёт которых для данного климатического района и провода марки АС составляет 35 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 604, длина линии – 26 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 26 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 - 617, длина линии – 75,312 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 540 - 338, длина линии – 77,524 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 - 540, длина линии – 35 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 17 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 - 508, длина линии – 36 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 18 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 - 561, длина линии – 88,639 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 - 509, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 517 - 383, длина линии – 105,437 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 26 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 517, длина линии – 197,194 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 6. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 - 360, длина линии – 62,649 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 - 615, длина линии – 132,098 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 33 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 - 328, длина линии – 59,008 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 - 177, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 - 314, длина линии – 62,265 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 188, длина линии – 103,657 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 541 - 545, длина линии – 31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 371 - 541, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 553 - 371, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 553, длина линии – 93,219 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 502 - 517, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 526 - 502, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 526, длина линии – 87,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 536, длина линии – 137,046 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 352, длина линии – 98,436 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 618 - 1, длина линии – 92,021 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 520 - 561, длина линии – 32,015 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 - 520, длина линии – 30,016 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 30 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 21 - 169, длина линии – 28,017 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 - 21, длина линии – 28,319 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 - 544, длина линии – 53,31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 26 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 - 547, длина линии – 91,787 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 - 618, длина линии – 77,897 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 116,758 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 552 - 22, длина линии – 29 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 29 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 - 552, длина линии – 68 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 - 152, длина линии – 49,01 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 24 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 - 613, длина линии – 86,122 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 110, длина линии – 124,071 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 547, длина линии – 68,147 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 - 377, длина линии – 125,143 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 - 4, длина линии – 114,947 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 28 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 85,331 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 - 21, длина линии – 130,633 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 32 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 - 347, длина линии – 127,8 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 1, длина линии – 68,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 - 201, длина линии – 102,956 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 2 - 1, длина линии – 51,009 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 25 м. Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 2, длина линии – 124,087 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м. Расчёт токов короткого замыкания По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений. Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания. Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены в папке и соответственно называются «Схема короткого замыкания и схемы замещения». Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения удаленных ТП. Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле , (33) где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом. , (34) где rл – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хсист – реактивное сопротивление системы, Ом. , (35) Sк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА. Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле . (36) Ударный ток определяется по формуле , (37) где куд – ударный коэффициент, который определяется по формуле , (38) где Та – постоянная времени затухания определяется по формуле (39) Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 16 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП и в конце каждой отходящей линии. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле , (40) где хтр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом; rтр – активное сопротивление трансформатора, Ом. Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле , (41) где Uк.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА. Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле , (42) где Uк.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %; Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле (43) где zтр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]); zп – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом. (44) где rФ – активное сопротивление фазного провода, Ом; rN – активное сопротивление нулевого провода, Ом; xФ – реактивное сопротивление фазного провода, Ом; xN – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом; Составим расчетные схемы замещения КЗ. Схема ВВ сети ТП1 ТП2 ТП3 Таблица 16 Результаты расчётов токов короткого замыкания высоковольтной сети Точка к.з. r, Ом х, Ом Z, ом Zп, Ом Та Куд I(3) I(2) I(1) iуд К-1 0 6,7284 6,7284 - 0 2 3,1534 2,7309 - 8,9191 К-2 3,789 1,495 9,0543 - 0,0012 1,0002 2,3433 2,0293 - 3,3145 К-3 4,444 1,111 9,0113 - 0,0007 1 2,3545 2,039 - 3,3297 К-4 3,759 1,484 9,0318 - 0,0012 1,0002 2,3492 2,0344 - 3,3229 Таблица 17 Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций       Точка к.з. r, Ом х, Ом Z, ом Zп, Ом Та Куд I(3) I(2) I(1) iуд ТП №1 К-1 0,00152 0,00806 0,0082 0 0,0168 1,5514 28,093 24,3292 0 61,6363 К-2 0,177 0,029 0,1826 0,179 0,0005 1 1,2615 1,0924 2,2245 1,784 К-3 0,246 0,041 0,253 0,249 0,0005 1 0,9105 0,7885 1,5998 1,2876 К-4 0,273 0,044 0,0617 0,276 0,0005 1 3,7335 3,2333 1,4429 5,2799 К-5 0,408 0,088 0,244 0,417 0,0006 1 0,9441 0,8176 0,9559 1,3351 К-6 0,283 0,067 0,1174 0,29 0,0007 1 1,9622 1,6993 1,3719 2,7749 К-7 0,273 0,066 0,1107 0,28 0,0007 1 2,0809 1,8021 1,4206 2,9428 К-8 0,521 0,108 0,1125 0,532 0,0006 1 2,0476 1,7732 0,7498 2,8957 К-9 0,277 0,054 0,0598 0,282 0,0006 1 3,8522 3,3361 1,4138 5,4478 К-10 0,39 0,085 0,0689 0,399 0,0006 1 3,3434 2,8954 0,9996 4,7282 К-11 0,594 0,119 0,0508 0,605 0,0006 1 4,5346 3,927 0,6586