Определение места расположения районной трансформаторной подстанции

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…..……………..……….….……………………………….……
1 Проектная часть………………………………………………………….
1.1 Анализ исходных данных на основе требований нормативно-технических документов к проектированию линий электропередачи…………
1.2 Определение места расположения районной трансформаторной подстанции………………………………………………………………………....
1.3 Разработка принципиальной схемы распределительной электрической сети…...……………………………………………………………
1.4 Разработка схемы главных электрических соединений районной трансформаторной подстанции с подключением к питающей сети и распределением фидеров по секциям шин комплектного распределительного устройства районной трансформаторной подстанции…………………………..
1.5 Расчет мощности и предварительный выбор марки силовых трансформаторов районной трансформаторной подстанции……………….…..
1.6 Выбор комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ для использования в качестве потребительских подстанций (с указанием предприятия-производителя комплектной трансформаторной подстанции)...………………………………………………………………………
1.7 Предварительный выбор проводов питающих линий и распределительной сети (по области применения, по экономической плотности тока, по нагреву, по нормативным требованиям к механической прочности, по условиям короны и радиопомех)…………….…………………..
1.8 Расчёт потерь напряжения в распределительной сети и выбор сечения проводов распределительной сети с учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформатор
ных подстанций……………………………………………………………..
1.9 Разработка схемы замещения питающей сети и районной трансформаторной подстанции. Окончательный выбор трансформаторов районной трансформаторной подстанции с учетом необходимого диапазона работы устройств регулирования под нагрузкой…..……………………………
1.10 Механический расчёт проводов питающих линий и распределительной сети…..……………………………………………………...
1.11 Выбор марок, числа опор и изоляторов питающей и распределительной сетей (на основе типовых проектов)………………..….…..
1.12 Расчёт потерь электроэнергии и определение коэффициента полезного действия электрической сети……..………………………..…………
1.13 Перечень электрооборудования электрической  сети (в виде таблицы)………………………………………..…………………………………..
2 Специальная часть………………………………………………………...
2.1 Ремонт воздушных линий электропередачи: ремонт линейного разьеденителя на ВЛ-10 кВ………………………………………………...
2.2 Разьеденитель типа РЛК в сетях 10кВ…………………………….…..
3 Экономическая часть. Расчет стоимости проекта………………………
4 Охрана труда и техника безопасности…………………………………..
4.1 Защита от электростатических разрядов………………………………
4.2 Защитные средства.Класификация,переодичность их испытаний и осмотров……………………………………………………………………………
Заключение……………………..…………………………………..……….
Список используемых источников….…………………………………...…

Приложение А                                                                                                

Приложение Б                                                                                                  

ВВЕДЕНИЕ

Электрические сети являются техническим устройством, предназначенным для передачи электроэнергии от электрических станций к потребителям и распределения ее между потребителями.

Электрические сети состоят из передающих элементов – линий электропередачи и преобразующих элементов – трансформаторов и дополнительных устройств, обеспечивающих защиту и регулирование режимов электрических сетей.

Линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения предназначены для передачи электрической энергии в больших количествах и на большие расстояния. ЛЭП низкого напряжения предназначены для распределения электрической энергии между потребителями.

Требования к электрическим сетям:

- надежность электроснабжения потребителей;

- качество электрической энергии;

- экономичность сооружения и эксплуатации;

- безопасность;

- возможность дальнейшего развития.

Целью данного дипломного проекта является проектирование распределительной сети на 30 подстанций напряжением 10 кВ и проектирование питающей сети 35 кВ.

ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Анализ исходных данных на основе требований нормативно-технических документов к проектированию линий электропередачи

Проектируемый участок электросети необходим для электроснабжения потребителей сельскохозяйственного района.

Географическое положение местности в соответствии с заданием на курсовой проект: максимальный нормативный скоростной напор ветра Q = 650 Па (район по ветру III), климатический район по гололеду III (толщина стенки гололеда 20 мм). Температура воздуха при образовании гололеда -5 °С, высшая температура воздуха +40 °С.

В исходном районе расположены сельскохозяйственные потребители, для электроснабжения которых необходимо спроектировать и рассчитать электрическую сеть на 30 подстанций 10/0,4 кВ.

Величина максимальных электрических нагрузок потребителей и категории по надежности электроснабжения определены в задании на проектирование.

Для питания сети 10/0,4 кВ предлагается сооружение понижающей подстанции, которая будет расположена в центре электрических нагрузок данного района. Питание понижающей подстанции будет осуществляться по воздушной линии (ВЛ)  – 35 кВ.

Основными потребителями электроэнергии в данном районе являются производственные, хозяйственные потребители сельскохозяйственного направления и бытовые абоненты. По надежности электроснабжения потребители относятся ко 2 и 3 категориям.

Выбор сечений проводов воздушных линий производится по экономической плотности тока. Расчет нагрузок и потерь напряжения в питающих линиях и трансформаторах производится от конца линии к началу. Нормированные значения экономической плотности тока (j_эк) для условий работы, указанных в задании на проектирование (Т_макс=4100 ч), в соответствии с таблицей 1.3.36 ПУЭ, равно 1,1 А/мм².

Согласно ГОСТ 13109-99 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»:

- допустимое отклонение напряжения в сети 10 кВ составляет плюс минус 5%, предельное значение отклонение напряжения для сети 10 кВ: плюс минус 8%;

- в сети 35 кВ нормальное значение отклонения напряжения плюс минус 4%, предельное: плюс минус 6%.

 

 

Разработка схемы главных электрических соединений районной трансформаторной подстанции с подключением к питающей сети и распределением фидеров по секциям шин комплектного распределительного устройства районной трансформаторной подстанции

Потребители в точках 4, 20 относятся ко второй категории по степени надежности электроснабжения, а все остальные потребители – к третьей категории.

Для обеспечения надежности электроснабжения подстанцию 35/10 кВ принимаем в двухтрансформаторном варианте.

РТП 35/10 кВ двухтрансформаторная, тупиковая. Электроснабжение РТП 35/10 кВ осуществляется по двухцепной ВЛ – 35 кВ.

 По стороне 35 кВ выполнена одиночная секционированная система шин. Секционирование выполнено двумя секционными разъединителями 35 кВ. Присоединение ВЛ–35 кВ к шинам 35 кВ осуществляется через линейные разъединители 35 кВ.

 Присоединение силовых трансформаторов Т–1 и Т–2 к шинам 35 кВ выполнено через трансформаторные разъединители 35 кВ и вакуумные выключатели 35 кВ.

От РТП-35/10 кВ отходят 6 фидеров 10 кВ. Распределим их по секциям следующим образом. От первой секции шин будут отходить фидера 2, 4, 3 с суммарной нагрузкой 3100 кВА, от второй секции шин будут отходить фидера 5, 1, 6 с суммарной нагрузкой 3130 кВА. Таким образом по обеим секциям шин нагрузка распределяется равномерно.

Принципиальную электрическую схему питающей и распределительной сети с распределением нагрузок по секциям шин покажем на листе 1 графической части проекта.

1.5 Расчет мощности и предварительный выбор марки силовых трансформаторов районной трансформаторной подстанции

Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям:

 

S_Т > S_maх / n_Т                                                                         (4)[7]

 

S_Т > S_maх / k_ав • (n_Т – n_откл)                                                     (5)[7]

 

где S_maх –    максимальная нагрузка, кВА

k_ав – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийных случаях

n_Т – количество трансформаторов, шт

n_откл – количество отключенных трансформаторов, шт

 

S_Т > 6010 / 2 = 3005 (кВА)

 

S_Т > 6010 / 1,3• (2-1) = 4623,07 (кВА)   

 

Таким образом на РТП установим 2 трансформатора марки ТМН –6300/35.

Технические данные выбранного трансформатора 35 кВ покажем в таблице 4.

 

Таблица 4 – Технические данные трансформаторов 35 кВ

Тип трансформатора	SТ ном, кВА	Пределы регулирования, %	Ркз, кВт	Рхх, кВт	Rтр, Ом	Хтр, Ом	Qхх, кВт
ТМН-6300/35	6300	+ 8х1,5	46,5	9,25	1,4	14,6	57

 

Расчёт потерь напряжения в распределительной сети и выбор сечения проводов распределительной сети с учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформаторных подстанций

 

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

 

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                         (11)[3]

 

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

 

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

 

∆U= 3•I_уч•l_уч•(r_ocosφ+x_osinφ), В                                               (12)[3]

 

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      l_{уч -} длина участка, км

  r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

 

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

 

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Участок фидера	S, кВА	I, А	L, км	Провод	Δ U, В
1	2	3	4	5	6
Фидер1
12-9	220	12,1	6	АС-50/8	87,1
13-9	50	2,7	5	АС-50/8	16,2
14-9	300	16,5	5	АС-50/8	99,02
9-10	600	33,03	4	АС-50/8	158,5
10-0	730	40,19	5	Ас-50/8	241,2
Итого по Ф1:					602,02
Фидер 2
16-18	160	8,8	7	АС-50/8	73,9
15-18	150	8,2	7,2	АС-50/8	70,8
17-18	310	17,07	4,2	АС-50/8	86,05
22-21	120	6,6	4,6	АС-50/8	36,4
21-18	20	1,1	6,2	АС-50/8	8,1
18-0	1050	57,8	10	Ас-70/11	5,44
Итого по Ф2:					819,25
Фидер 3
19-23	100	5,5	5,8	АС-50/8	38,2
20-23	520	28,6	5,2	АС-50/8	178,5
24-23	40	2,2	7,4	АС-50/8	28,19
25-23	140	7,7	6	АС-50/8	55,4
23-0	1080	59	10	АС-95/16	445
Итого по Ф3:					745
Фидер 4
29-27	200	11	4,8	АС-50/8	143,89
27-26	530	29,1	6	АС-50/8	77,58
28-26	60	3,3	3,6	АС-50/8	262,59
26-0	970	53,3	10.6	АС-95/16	33,82

Продолжение таблицы 9

1	2		3		4			5	6
					Итого по Ф4:				803,01
Фидер 5
2-3		190		10,4		4,2	АС-95/16		32,9
1-3		350		19,2		4.4	АС-95/16		63
5-3		240		13,2		6,4	АС-95/16		63,7
4-3		500		27,5		4	АС-95/16		33
3-0		1600		88,1		10,4	Ас-120/19		612,5
Итого по Ф5:									855,1
Фидер 6
11-7		170		9,3		3,6	АС-50/8		40,1
7-8		280		15,4		3	АС-50/8		55,4
6-8		70		3,8		6,2	АС-50/8		28,2
30-8		340		18,7		4,6	АС-50/8		103,2
8-8		800		44,05		8	Ас-50/8		422,9
Итого по Ф6:									649,8

 

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального (840 В).

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

Разработка схемы замещения питающей сети и районной трансформаторной подстанции. Окончательный выбор трансформаторов районной трансформаторной подстанции с учетом необходимого диапазона работы устройств регулирования под нагрузкой

Для провода воздушной линии 35 кВ:

- максимальная мощность нагрузки S_maх= 6010 кВА;

- минимальная мощность нагрузки S_min= 1960 кВА;

- номинальное напряжение U_ном=35 кВ;

- длина линии – lуч = 12 км.

 

 

Рисунок 3 – Схема замещения линия – трансформатор 35 кВ

 

Считая неизменными коэффициенты мощности cosj = 0,82 и sinj = 0,57 выразим нагрузки в комплексном виде:

 

В режиме максимальных нагрузок.

 

Активная нагрузка:

 

Р₁ = S_нагр  • cosφ, кВт                                                                    (13)[3]

 

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

 cosφ – коэффициент мощности

 

 Р₁ = 6010 • 0,82 = 4928,2 (кВт)

 

Реактивная нагрузка:

 

Q₁ = S_нагр • sinφ, кВАр                                                                (14)[3]

 

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

     

Продолжаем расчет:

 

Q₁ = 6010 • 0,57 = 3425,7 (кВАр)

 

S₁ = Р₁ + ј Q₁ = 4928,2 + ј 3425,7 (кВА)

 

Принимая неизменный cosφ, получим в режиме минимальных нагрузок:

 

Р₂ = 1960 • 0,82 = 1607,2 (кВт)

 

Q₂ = 1960 • 0,57 = 1117,2 (кВАр)

 

S₂ = Р₂ + ј Q₂ = 1607,2 + ј 1117,2 (кВА)

 

Определим потери мощности в трансформаторе.

 

Активные потери:

 

, кВт                                                               (15)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

 R_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом

 

(кВт)

 

Реактивные потери:

 

, кВАр                                                        (16)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 Х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом

 

(кВАр)

 

Мощность, входящая на обмотку 35 кВ составит:

 

S_35-1 = Р₁ + ∆ Р_тр1 + ј (Q₁ + ∆ Q_тр1), кВА                               (17)[3]

 

где Р₁ Q₁ – активная (реактивная) нагрузка

 ∆ Р_тр1 ∆ Q_тр1 – активные (реактивные) потери мощности в трансформаторе

 

S_35-1 = 4928,2 + 43,1 + ј (3425,7 + 449,6) = 4971,3 + ј 3875,3 (кВА)

 

Мощность, поступающая в трансформатор в режиме максимальных нагрузок:

 

S_тр1 = Р_35-1 + ∆ Р_хх + ј (Q_35-1 + ∆ Q_хх), кВА                                 (18)[3]

 

где  Р_35-1Q_35-1 – активная (реактивная) мощность, входящая на обмотку 35 кВ

 ∆ Р_хх ∆ Q_хх – активные (реактивные) потери холостого хода

 

S_тр1 = 4971,3 +9,25+ ј (3875,3+57) = 4980,55 + ј 3932,3 (кВА)

Для линии 35 кВ активное сопротивление линии:

 

R_л=r₀•L, Ом                                                                           (19)[3]

Продолжаем расчет:

 

где  r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

 L – длина линии, км

 

R_л = 0,249•12 = 2,99 (Ом)

 

Удельное индуктивное сопротивление линии:

 

Х_л=х₀•L, Ом                                                                          (20)[3]

 

где х₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

      L – длина линии, км

Продолжаем расчет:

 

Х_л =0,414•12= 4,97 (Ом)

 

Определяем зарядную мощность линии.

 

                                                               (21)[3]

 

где В – проводимость линии, См

      B=b_o•l₃₅, См

 

                   (22)[3]

 

Для всей линии получим

В=3,24•10^-6•12 =38,88•10^-6 (См)

Продолжаем расчет:

 

Q_В=38,88²•58,32•10^-6•10³=45,48(кВАр)

      Зарядную мощность прикладываем по концам схемы замещения линии поровну

 

(кВАр)

 

Мощность конца звена линии:

 

S^//_л1 = Р_тр1 + ј (Q_тр1 - Q _в1), кВА                                                  (23)[3]

 

Поясняем значения формулы:

 

где Р_тр1 Q_тр1 – активная (реактивная) нагрузка, входящая на обмотку 35 кВ

Q _в1 – зарядная мощность, кВАр

 

S^//_л1 = 4980,55 + ј (3932,3 - 45,48) = 4980,55 + ј 3977,7 (кВА)

 

Потери мощности в линии:

 

∆ S_л1= ((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•R_л•10 ^-3 + ј((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•Х_л•10 ^-3, кВА (24)[3]

 

где   Р^//_л1 Q^//_л1 – активная (реактивная) мощность конца звена линии

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

R_л – активное сопротивление линии, Ом

Х _л – реактивное сопротивление линии, Ом

∆ S_л1=((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•2,99•10^-3+ј((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•4,97•10^-3 = 2,7 + ј 1,5 (кВА)

Продолжаем расчет:

 

Мощность начала звена линии:

 

S ^/_л1 = 4980,55 + 2,7 + ј (3977,7 + 1,5) = 4983,25 + ј 3979,2 (кВА)

 

Мощность, поступающая в линию из системы:

 

S _с1 =4983,25 + ј (3979,2 + 22,74) = 4983,25 + ј 4001,9 (кВА)

= 6391,2 (кВА)

cos φ₁ = 4983,25/6391,2 = 0,77

 

КПД электропередачи 35 кВ рассчитывается как отношение мощности на выходе к активной мощности поступающей в систему:

 

=77,9 %

Аналогичный расчет проведем для режима минимальных нагрузок:

 (кВт)

(кВАр)

S_35-2 =1607,2 + 1,49 + ј (1117,2 + 15,6) =1608,69 + ј 1132,8 (кВА)

 

S_тр2 = 1608,69 + 9,25 +ј (1132,8 + 57) = 1617,94 + ј 1189,8 (кВА)

 

S^//_л2 = 1617,94 + ј (1189,8 – 45,48) = 1617,94 + ј 1235,2 (кВА)

∆S_л2=((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•2,99•10^-3+ј((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•4,97•10^-3= 0,2+ ј 0,3 (кВА)

Продолжаем расчет:

 

S ^/_л2 = 1617,99 + 0,2 + ј (1235,2 + 0,3) = 1618,14 + ј 1235,5 (кВА)

 

S _с2 = 1618,14 + ј (1235,5 +22,74) = 1618,14 + ј 1258,2 (кВА)

 

= 2049,79 (кВА)

cos φ₂  = 1618,14/2049,79 = 0,78

= 78,4 %

 

При расчете падения напряжения в линии мы учитываем только продольную составляющую. Поперечная составляющая учитывается при расчете ВЛ-220 кВ и выше.

   ΔU = ,кВ                                                                        (25)[3]    

 

где Р – активная нагрузка, кВт;

Q – реактивная нагрузка, квар;

U – номинальное напряжение, кВ;

R – активное сопротивление линии, Ом;

X – индуктивное сопротивление линии, Ом.

 

ΔU_макс = = 0,908 (кВ)       

 

ΔU_мин = = 0,271 (кВ) 

 

Для регулирования напряжения на РТП используется устройство регулирования под нагрузкой (РПН), включенное со стороны высокого напряжения на трансформаторе ТМН-6300/35. 

 

Пределы регулирования напряжения составляют ± 8 х 1,5 % номинального напряжения.

Расчет проведем для максимального и минимального режимов.

 

В режиме максимальных нагрузок напряжение источника питания – 34,2 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мах} = 34,2 – 0,9 = 33,3 (кВ)

 

В режиме минимальных нагрузок напряжение источника питания – 37,5 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мin} = 37,5 – 0,27 = 37,23 (кВ)

 

Расчет представим в таблице 10.

 

 

Потери напряжения в трансформаторе:

 

                                                     (26)[3]

 

где  Р – активная нагрузка, кВт

Q – реактивная нагрузка, кВар

R – активное сопротивление трансформатора, Ом

X – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом

U_ВН – напряжение на шинах ВН, кВ

 

Приведение напряжения стороны НН:

 

U_HH = U_BH - DU_T, кВ                                                                   (27)[3]

 

где U_BH – напряжение на шинах ВН, кВ

DU_T – потери напряжения в трансформаторе, кВ

 

Номер отпайки РПН:

                                                                              (28)[3]

 

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

U_Н – номинальное напряжение, кВ

 

Коэффициент трансформации:

 

                                                             (29)[3]

 

Поясняем значения формулы:

 

где U_НH – номинальное напряжение стороны НН = 10,5 кВ

N – номер стороны РПН

DU_СТ – ступень регулировки

 

Действительное напряжение на шинах НН:

 

                                                                                (30)[3]

 

 

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

К_Т – коэффициент трансформации

 

Отклонение напряжения:

 

                                                                 (31)[3]

 

где U_Н – действительное напряжение НН, кВ

U_НH – напряжение стороны НН = 10,5 кВ

 

Таблица 10 – Выбор ответвлений трансформаторов

Режим	UB, кВ	Р, кВт	R, Ом	Q, кВАр	Х, Ом	DUТ, кВ	UНН, кВ	N	KT	UH, кВ	dU, %
мах	33,3	4928,2	1,4	3425,7	14,6	1,6	31,6	-5	2,99	10,5	0
min	37,23	1607,2	1,4	1117,2	14,6	0,5	36,5	-2	3,4	10,5	1

 

И распределительной сети

Провода воздушных линий электропередач испытывают различные постоянно действующие механические нагрузки, связанные с собственным весом провода, снеговыми и гололедными отложениями, ветровыми и др. Целью механического расчета является определение максимальных механических нагрузок и напряжений в проводах, которые могут возникать при выбранном пролете в заданных условиях, а так же максимальной стрелы провеса провода в пролете.

 

Механический расчет проведем для одного провода ВЛ-10 кВ – АС-50/8 и для провода ВЛ-35 кВ – АС-120/19.

 

Для проведения расчета выписываем механические характеристики проводов по ГОСТ 839-80.

 

Таблица 11 – Механические характеристики проводов

Тип, марка провода	АС-50	АС-120
Диаметр провода d, мм	9,6	15,2
Расчетная площадь сечения провода Fрасч., мм^2	56,24	136,8
Масса 1 км провода Go, кг/км	194	471
Допустимое напряжение разрыва провода σдоп, МПа	128,1	120,7
Температурный коэффициент удлинения α l/(К*1000000)	19,2*10^-6	19,3*10^-6
Модуль упругости Е*10^3, МПа	82,5	81,82

 

Проведем механический расчет для провода АС-50/8 в следующем порядке.

 

Нагрузка от собственной массы провода по формуле:

 

                                                                     (32)[3]

 

где g=9,81 м/с² ускорение свободного падения;

      G₀ – масса 1 м провода, кг

F_расч – расчетное (действительное) сечение всего провода, мм²

 

 

Удельная нагрузка от массы гололеда на проводах:

 

                                                   (33)[3]

где  b – толщина стенки гололеда, 20 мм

 

 

Суммарная нагрузка от массы провода и гололеда:

 

                            (34)[3]

 

Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда по формуле:

 

                                                               (35)[3]

 

где  α – коэффициент учитывающий неравномерность скорости ветра, при Q=300 Па составляет 1, при Q=400 Па составляет 0,85, при Q=500 Па составляет 0,75;

       с_х – коэффициент аэродинамического сопротивления провода: 1,1 для проводов диаметром 20 мм и более; 1,2 – для проводов диаметром до 20 мм;

      Q – напор ветра, 650 Н/м²

d – диаметр провода, мм

 

Провод с гололедом:

 

 

Результирующие нагрузки:

Продолжаем расчет:

 

                   (36)[3]

                      (37)[3]

 

Рассчитаем длину критического пролета:

 

 

Принимаем длину пролета в линии 10 кВ – L_пр= 60 м.

 

Так как принятый пролет больше критического пролета, то напряжение в проводе, равное принятому σ_доп, будет наблюдаться при температуре -5⁰С и гололеде с ветром, а не при температуре -40⁰С. При всех других условиях напряжение в проводе АС-50/8 для рассматриваемых условий будет получаться меньше допустимого.

 

Определим стрелу провеса провода в пролете по формуле:

 

                                                                           (38)[3]

 

где L – принятая длина пролета, м;

       γ_х – удельная нагрузка расчетного режима, МПа;

       σ₀ – напряжение разрыва провода в расчетном режиме, МПа

За расчетный режим принимаем два случая:

1. Наличие гололеда на проводах.

2. Максимальная температура +40ºС

Напряжение при температуре -5ºС найдем из уравнения состояния провода в пролете по формуле 8.19 [5]

 

 

 

 

 

Решая методом подбора получим =75 (МПА)

 

 

При максимальной температуре +40ºС получим

 

 

 

     = 8 (МПА)

(м)

 

Стрела провеса в допустимых пределах.

Расчет для провода АС-120 проводим аналогично, результаты расчета сведем в таблицу 12.

Таблица 12 – Механический расчет проводов

Тип, марка провода	АС-50/8	АС-120/19
1	2	3
Нагрузка от собственной массы провода γ1, Н/м^3	3,38·10^4	3,38·10^4
Толщина стенки гололеда в, мм	20	20
Удельная нагрузка от гололеда на проводах γ2, Н/м^3	29,22·10^4	14,29·10^4
Напор ветра Q, Н/м^3	650	650
Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда γ4, Н/м^3	9,99·10^4	6,5·10^4
Нагрузка от давления ветра на провод с гололедом γ5, Н/м^3	51,6·10^4	23,6·10^4
Результирующая нагрузка γ6, Н/м^3	10,55·10^4	7,33·10^4
Результирующая нагрузка γ7, Н/м^3	61,04·10^4	29,48·10^4
Длина критического пролета Lкр, м	27	52
Принятая длина пролета Lпр, м	60	100
Напряжение разрыва провода при наличии гололеда на проводах σ-5, МПа	75	82
Стрела провеса при наличии гололеда на проводах f-5, м	1,96	2,7
Напряжение разрыва провода при максимальной температуре σ-40, МПа	8	15
Стрела провеса при максимальной температуре f+40, м	1,9	2,8

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненный дипломный проект расчета сети соответствует правилам техники безопасности и правилам устройства электроустановок.

Участок сети состоит из районной подстанции 35/10 кВ и распределительной сети 10 кВ. Районная подстанция тупиковая, с выключателями, двухтрансформаторная с трансформаторами ТМН-6300/35 выполнена по упрощенной схеме по типовому проекту. Подстанция запитана от энергосистемы воздушной линии 35 кВ, выполненной на унифицированных железобетонных двухцепных опорах проводом марки АС-120, длина линии 12 км.

Распределительная сеть 10 кВ спроектирована в виде семи фидеров и выполнена на типовых железобетонных опорах проводами марки АС-50/8, АС-70/11,АС-95/16,АС-120/19. Протяженность линии 10 кВ составляет 189,4 км.

Потребительские подстанции 10/0,4 кВ приняты в виде комплектных подстанций (КТП) с масляными трансформаторами марки ТМГ.

Мощность трансформаторов выбрана по заданным нагрузкам.

Обслуживание спроектированной сети принимаем по системе планово-предупредительного ремонта, которая обеспечивает поддержание сети в рабочем состоянии. Для планового обслуживания составляются графики проведения работ на месяц и на год.

Общая сумма стоимости проекта составляет 8362870060860 руб.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

 

30.01.2013                                                                                  № 31-ЦА

 

Москва

 

Об утверждении Руководства «Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи
для нужд ОАО «МРСК Центра»