Электроснабжение района нефтедобычи

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

454,6 Кб
Опубликовано:

2012-05-17

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Электроснабжение района нефтедобычи

Реферат

электроснабжение электрический сеть микропроцессорный

Пояснительная записка дипломного проекта содержит 204 страницы, 18 иллюстраций, 61 таблицу. Графический материал включает в себя 7 листов формата А1.

В пояснительной записке (ПЗ) использованы следующие ключевые слова: подстанция, фидер, скважина, токи короткого замыкания (КЗ), трансформатор, оборудование 10, 110 кВ, релейная защита, себестоимость, охрана труда.

В основной части ПЗ было произведено проектирование схемы электроснабжения района нефтедобычи. Были произведены следующие расчеты: расчет мощностей нагрузок, оптимизация количества, мощности и размещения трансформаторных подстанций и компенсирующих установок; выбор и оптимизация числа стандартных сечений проводов фидеров 10 кВ и ЛЭП 110 кВ; расчет потерь напряжения в линии 10 кВ и 110 кВ; расчет токов КЗ; выбор и проверка основной аппаратуры; расчет релейной защиты трансформаторов, линии; технико - экономический расчет.

В спец. вопросе рассмотрена релейная защита на базе микропроцессорных реле.

В экономической части был произведено экономическое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения, расчет показателей экономической эффективности вариантов схемы электроснабжения, расчёт электроэнергетической слагаемой себестоимости промышленной продукции.

В разделе «Охрана труда» рассмотрены следующие вопросы: электробезопасность обслуживающего персонала при эксплуатации электрооборудования. Раздел разбит на параграфы: распределительное устройство (РУ), открытое распредустройство (ОРУ), вторичные цепи и кабели, учет электроэнергии, собственные нужды и оперативные цепи, заземляющие устройства, молниезащита.

Введение

Система электроснабжения предприятия, состоящая из сетей напряжением до 1000 В и выше, трансформаторных подстанций, служит для обеспечения требований работы технологического оборудования путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества. СЭС предприятия является подсистемой энергосистемы, обеспечивающая комплексное электроснабжение промышленных и прочих потребителей данного района нефтедобычи. СЭС предприятия является также подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определённые требования к электроснабжению.

Основные задачи, решаемые при проектировании, а также исследовании, сооружении и эксплуатации СЭС промышленного предприятия, заключаются в оптимизации параметров этих системы путём правильного выбора напряжений, определения электрических нагрузок и требований к бесперебойности электроснабжения; рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей; средств компенсации реактивной мощности, соответствующей оптимальному уровню надёжности.

Техническая часть. Требования к системам электроснабжения

Общие требования к системам электроснабжения

Системы электроснабжения должны обеспечивать следующее:

• экономичность;

• надежность электроснабжения;

• безопасность и удобство эксплуатации;

• качество электрической энергии;

• гибкость системы (возможность дальнейшего развития),

• максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов. При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории.

Для правильного решения вопросов надежности необходимо различать аварийный и послеаварийный режимы работы. Систему электроснабжения следует строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование после необходимых переключений. Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются по степени резервирования системы. При этом используются все дополнительные источники и возможности резервирования.

Качество электрической энергии может быть достигнуто:

• применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);

• уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;

• включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку;

• применением глубоких вводов напряжением 110 кВ и выше;

• применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармоник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.

Согласно требованиям ПУЭ

При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:

) перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей электрической энергии, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности;

) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу;

) снижение потерь электрической энергии;

) соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды.

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжелых системных авариях.

Проектирование электрических сетей должно осуществляться с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады и др.).

Работа электрических сетей напряжением 2-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А;

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:

более 30 А при напряжении 3-6 кВ;

более 20 А при напряжении 10 кВ;

в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор-трансформатор - более 5А.

При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов.

Работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.

Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: блочные комплектные нефтенасосные.

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым простоям рабочих. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: станки-качалки насосов (СКН) и погружные двигатели нефтенасосов (ЭЦН).

Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: ремонтные мастерские и базы производственного оборудования.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Технологический процесс и оборудование нефтепромыслового района

Технологический процесс нефтепромыслового района

. Обучение обслуживающего персонала безопасным приемам ведения всех видов работ в пределах занимающей должности и выполняемых обязанностей.

. Проектирование, разработка новых месторождений.

. Эксплуатация нефтяных месторождений.

. Ремонт нефтяных месторождений и нефтепромыслового оборудования.

. Реконструкция скважин.

). Обучение персонала проходит в сроки согласно требованиям правил МПОТ, ПБНГП и других должностных, отраслевых инструкций. Места обучений: учебно-курсовые комбинаты, отделы охраны труда предприятий. Преподаватели: инспекторы по охране труда и инженера по охране труда.

). Проектирование, строительство, разработку нефтяных месторождений осуществляет Управление нефтестроймонтаж совместно с БашНИПИнефть, Башгеофизика.

Участие в приемке новых скважин участвуют подразделения эксплуатирующие данные виды оборудования.

). Эксплуатацию скважин, нефтенасосных осуществляют специалисты ЦДНГ (центры добычи нефти и газа), эксплуатацию ППН, ППД осуществляют специалисты данных цехов подконтрольные ЦДНГ.

). Ремонт нефтепромыслового оборудования осуществляют специалисты УРОНО (управления ремонта и обслуживания нефтеналивного оборудования), слесаря и другие специалисты ремонтных участков цехов ЦДНГ

). Реконструкцией скважин занимается управление КРС (капитального ремонта скважин)

). Консервацию и ликвидацию нефтяных месторождений осуществляют специалисты ЦДНГ.

Технологический процесс нефтепромыслового района состоит из скважин, которые добывают нефть. ППД поддерживают уровень добычи нефти закачкой в пласт воды. АГЗУ контролируют уровень добычи группы, куста скважин, далее нефть направляется на нефтенасосные, где передается по трубам в ППН (пункт подготовки нефти). В ППН нефть подготавливают (отделяют от воды) к транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Также существуют автономные центры обработки нефти (отделение от воды, попутного газа, сероводорода) т.к. район нефтедобычи имеет значительную площадь, собранную нефть грузовым транспортом доставляют в на нефтеперерабатывающие заводы.

Оборудование нефтепромыслового района

А). Основное т.е связанное с добычей

Б). Вспомогательное

А). Станок-качалка насос (СКН), погружной нефтенасос (ЭЦН), нефтенасосная, АГЗУ, ППН, ППД, трубопроводы

Б). Подстанции (Гр. - Городецк, Ер. - Еременка, Зн. - Знаменка, Тр.- Тураево, Ян. - Яновка), воздушные и кабельные линии, контрольно-измерительная аппаратура

Данные для расчета

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк.

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Гр.	4	1	4-1	366	100	36	СКН
Гр.	4			2306		36	СКН
Гр.	4	2	4-3	367	100	32	ЭЦН
Гр.	4			595		30	СКН
Гр.	4			2364		36	СКН
Гр.	4	3	4-4	361	160	36	СКН
Гр.	4			363		36	СКН
Гр.	4			365		36	СКН
Гр.	4	4	4-5	360	63	32	ЭЦН
Гр.	4	5	4-13	312	160	90	ЭЦН
Гр.	4			372		30	СКН
Гр.	4			613		30	СКН
Гр.	4	6	4-14	379	100	36	СКН
Гр.	4			381		32	ЭЦН
Гр.	4			382		32	ЭЦН
Гр.	4	7	4-16	370	100	45	ЭЦН
Гр.	4			371		45	ЭЦН
Гр.	4	8	4-19	749	100	32	ЭЦН
Гр.	4			750		32	ЭЦН
Гр.	4			751		32	ЭЦН
Гр.	5	9	5-1	344	63	30	СКН
Гр.	5			583		32	ЭЦН
Гр.	5	10	5-2	684	100	45	ЭЦН
Гр.	5			2347		32	ЭЦН
Гр.	5	11	5-3	832	100	32	ЭЦН
Гр.	5			833		15	СКН
Гр.	5			834		30	СКН
Гр.	5	12	5-4	2392	63	32	ЭЦН
Гр.	5	13	5-5	612	160	120	ЭЦН
Гр.	5			683		32	ЭЦН
Гр.	5	14	5-6	690	40	15	СКН
Гр.	5	15	5-7	616	63	32	ЭЦН
Гр.	5			691		30	СКН
Гр.	5	16	5-8	681	160	45	ЭЦН
Гр.	5			685		45	ЭЦН
Гр.	5			686		45	ЭЦН
Гр.	5	17	5-9	836	100	45	ЭЦН
Гр.	5			837		30	СКН
Гр.	5	18	5-10	500	160	30	СКН
Гр.	5			829		36	СКН
Гр.	5			830		36	СКН
Гр.	5	19	5-11	660	250	СКН
Гр.	5			827		90	ЭЦН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение)

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Гр.	5			957		90	ЭЦН
Гр.	5	20	5-12	692	160	120	ЭЦН
Гр.	6	21	6-1	570	63	32	ЭЦН
Гр.	6			577		22	СКН
Гр.	6	22	6-2	560	160	30	СКН
Гр.	6			561		30	СКН
Гр.	6			563		32	ЭЦН
Гр.	6			596		45	ЭЦН
Гр.	6	23	6-3	387	100	36	СКН
Гр.	6			388		32	ЭЦН
Гр.	6			402		30	СКН
Гр.	6	24	6-4	410	250	90	ЭЦН
Гр.	6			411		90	ЭЦН
Гр.	6			597		32	ЭЦН
Гр.	6			732		32	ЭЦН
Гр.	6	25	6-5	389	160	32	ЭЦН
Гр.	6			393		36	СКН
Гр.	6			403		36	СКН
Гр.	6			404		36	СКН
Гр.	6	26	6-6	517	100	32	ЭЦН
Гр.	6			566		32	ЭЦН
Гр.	6			2345		36	СКН
Гр.	6	27	6-7	499	160	32	ЭЦН
Гр.	6			559		30	СКН
Гр.	6			564		32	ЭЦН
Гр.	6			590		45	ЭЦН
Гр.	7	28	7-3	635	100	32	ЭЦН
Гр.	7			644		32	ЭЦН
Гр.	7			2332		32	ЭЦН
Гр.	7	29	7-4	637	100	30	СКН
Гр.	7			641		32	ЭЦН
Гр.	7			2338		30	СКН
Гр.	7	30	7-7	886	160	90	ЭЦН
Гр.	7			2390		36	СКН
Гр.	7	31	7-8	634	100	32	ЭЦН
Гр.	7			645		32	ЭЦН
Гр.	7			711		32	ЭЦН
Гр.	7	32	7-9	677	100	30	СКН
Гр.	7			678		30	СКН
Гр.	7			713		30	СКН
Гр.	7	33	7-10	657	160	32	ЭЦН
Гр.	7			659		32	ЭЦН
Гр.	7			663		32	ЭЦН
Гр.	7			664		32	ЭЦН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Гр.	7	34	7-11	688	100	32	ЭЦН
Гр.	7			712		30	СКН
Гр.	7			2413		32	ЭЦН
Гр.	7	35	7-14	636	160	36	СКН
Гр.	7			661		32	ЭЦН
Гр.	7			662		32	ЭЦН
Гр.	7			676		45	ЭЦН
Гр.	7	36	7-15	674	100	30	СКН
Гр.	7			676		36	СКН
Гр.	7	37	71	667	63	32	ЭЦН
Гр.	7			2330		32	ЭЦН
Гр.	7	38	72	160	32	ЭЦН
Гр.	7			634		45	ЭЦН
Гр.	7			654		45	ЭЦН
Гр.	7			671		32	ЭЦН
Гр.	7	39	75	655	160	45	ЭЦН
Гр.	7			656		32	ЭЦН
Гр.	7			672		32	ЭЦН
Гр.	7			673		45	ЭЦН
Гр.	7	40	76	647	100	32	ЭЦН
Гр.	7			665		32	ЭЦН
Гр.	7			666		32	ЭЦН
Гр.	8	41	8-1	2415	63	15	СКН
Гр.	8			2416		32	ЭЦН
Гр.	8	42	8-2	201	100	32	ЭЦН
Гр.	8			427		32	ЭЦН
Гр.	8			429		32	ЭЦН
Гр.	8	43	8-3	412	250	36	СКН
Гр.	8			413		32	ЭЦН
Гр.	8			418		45	ЭЦН
Гр.	8			426		90	ЭЦН
Гр.	8			435		45	ЭЦН
Гр.	8	44	8-5	497	63	32	ЭЦН
Гр.	8			2373		32	ЭЦН
Гр.	8	45	8-6	531	63	32	ЭЦН
Гр.	8			532		30	СКН
Гр.	8	46	8-7	515	63	32	ЭЦН
Гр.	8			704		22	СКН
Гр.	8	47	8-8	504	250	36	СКН
Гр.	8			505		30	СКН
Гр.	8			748		120	ЭЦН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Гр.	8	48	8-9	506	250	32	ЭЦН
Гр.	8			516		36	СКН
Гр.	8			525		45	ЭЦН
Гр.	8			526		45	ЭЦН
Гр.	8			527		45	ЭЦН
Гр.	8			533		45	ЭЦН
Гр.	8	49	8-10	497	100	32	ЭЦН
Гр.	8			507		32	ЭЦН
Гр.	8			855		32	ЭЦН
Гр.	8	50	8-11	495	63	30	СКН
Гр.	8			529		32	ЭЦН
Гр.	8	51	8-12	406	160	32	ЭЦН
Гр.	8			414		32	ЭЦН
Гр.	8			438		32	ЭЦН
Гр.	8			487		32	ЭЦН
Гр.	8	52	8-13	519	160	32	ЭЦН
Гр.	8			520		32	ЭЦН
Гр.	8			528		32	ЭЦН
Гр.	8			664		32	ЭЦН
Гр.	8	53	8-14	508	160	90	ЭЦН
Гр.	8			509		22	СКН
Гр.	8			518		36	СКН
Гр.	8	54	8-15	498	100	45	ЭЦН
Гр.	8			521		45	ЭЦН
Гр.	8	55	8-16	397	63	32	ЭЦН
Гр.	8			516		32	ЭЦН
Гр.	14	56	14-1	2303	100	90	ЭЦН
Гр.	14	57	14-2	232	63	30	СКН
Гр.	14	58	152	100	30	СКН
Гр.	14			231		30	СКН
Гр.	14			373		32	ЭЦН
Гр.	14	59	14-4	2302	100	90	ЭЦН
Гр.	14	60	14-5	233	63	30	СКН
Гр.	14			258		30	СКН
Гр.	14	61	14-6	229	160	30	СКН
Гр.	14			230		30	СКН
Гр.	14			245		32	ЭЦН
Гр.	14			246		30	СКН
Гр.	14	62	14-7	234	100	30	СКН
Гр.	14			235		30	СКН
Гр.	14			250		32	ЭЦН
Гр.	14	63	14-8	9	63	45	ЭЦН
Гр.	14	64	14-9	122	160	120	ЭЦН
Гр.	14	65	14-10	391	100	30	СКН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Гр.	14	66	14-11	376	100	15	СКН
Гр.	14			383		32	ЭЦН
Гр.	14			384		22	СКН
Гр.	14			400		32	ЭЦН
Гр.	14	67	14-14	377	160	90	ЭЦН
Гр.	14			401		45	ЭЦН
Гр.	14			717		30	СКН
Гр.	14	68	14-15	378	100	30	СКН
Гр.	14			385		30	СКН
Гр.	14			386		30	СКН
Гр.	16	69	16-2	431	63	30	СКН
Гр.	16			442		30	СКН
Гр.	16	70	16-3	111	40	32	ЭЦН
Гр.	16	71	16-4	2304	40	30	СКН
Гр.	16	72	16-9	2326	40	32	ЭЦН
Гр.	16	73	16-10	423	160	30	СКН
Гр.	16			424		30	СКН
Гр.	16			425		30	СКН
Гр.	16			430		30	СКН
Гр.	16	74	16-11	598	250	120	ЭЦН
Гр.	16			599		90	ЭЦН
Гр.	16	75	16-12	417	160	30	СКН
Гр.	16			540		90	ЭЦН
Гр.	16	76	16-13	408	250	30	СКН
Гр.	16			409		125	ЭЦН
Гр.	16			416		30	СКН
Гр.	16	77	16-14	700	160	32	ЭЦН
Гр.	16			734		32	ЭЦН
Гр.	16			2322		90	ЭЦН
Гр.	16	78	16-15	731	160	90	ЭЦН
Гр.	16			733		45	ЭЦН
Гр.	16	79	16-16	739	160	120	ЭЦН
Гр.	16	80	16-17	737	250	90	ЭЦН
Гр.	16			741		30	СКН
Гр.	16			742		90	ЭЦН
Гр.	16	81	16-18	730	160	30	СКН
Гр.	16			735		30	СКН
Гр.	16			738		90	ЭЦН
Гр.	17	82	2328	40	36	СКН
Гр.	17	83	17-2	549	250	30	СКН
Гр.	17			552		30	СКН
Гр.	17			558		30	СКН
Гр.	17			594		120	ЭЦН
Гр.	17	84	17-4	551	160	45	ЭЦН
Гр.	17			554		30	СКН
Гр.	17			557		45	ЭЦН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Гр.	17	85	17-5	745	160	30	СКН
Гр.	17			746		90	ЭЦН
Гр.	17			747		30	СКН
Гр.	17	86	17-6	669	100	32	ЭЦН
Гр.	17			670		32	ЭЦН
Гр.	17			714		32	ЭЦН
Гр.	18	87	18-2	2311	40	30	СКН
Гр.	18	88	18-3	314	160	32	ЭЦН
Гр.	18			492		32	ЭЦН
Гр.	18			573		32	ЭЦН
Гр.	18			578		30	СКН
Гр.	18	89	18-4	602	160	120	ЭЦН
Гр.	18	90	18-5	433	100	22	СКН
Гр.	18			434		22	СКН
Гр.	18			443		30	СКН
Гр.	18	91	18-6	450	100	30	СКН
Гр.	18			452		30	СКН
Гр.	18			453		22	СКН
Гр.	18	92	18-7	476	250	30	СКН
Гр.	18			483		90	ЭЦН
Гр.	18			484		30	СКН
Гр.	18			603		90	ЭЦН
Гр.	18	93	18-8	477	100	30	СКН
Гр.	18			485		30	СКН
Гр.	18	94	18-9	459	160	22	СКН
Гр.	18			460		22	СКН
Гр.	18			467		30	СКН
Гр.	18			469		30	СКН
Гр.	18	95	18-10	418	100	32	ЭЦН
Гр.	18			461		15	СКН
Гр.	18			462		32	ЭЦН
Гр.	18			468		15	СКН
Гр.	18	96	18-11	491	63	30	СКН
Гр.	18			503		30	СКН
Гр.	18	97	18-12	490	100	30	СКН
Гр.	18			513		32	ЭЦН
Гр.	18			514		30	СКН
Гр.	18	98	18-13	501	63	32	ЭЦН
Гр.	18			502		30	СКН
Гр.	18	99	18-14	524	100	36	СКН
Гр.	18			583		30	СКН
Гр.	18			584		30	СКН
Гр.	18	100	18-15	512	100	30	СКН
Гр.	18			522		30	СКН
Гр.	18			523		32	ЭЦН

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Гр.	18	100	18-15	512	100	30	СКН
Гр.	18			522		30	СКН
Гр.	18			523		32	ЭЦН
Гр.	18	101	511	160	30	СКН
Гр.	18			757		30	СКН
Гр.	18			868		63	ЭЦН

Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка.

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Ер	1	1	1-2	2386	100	90	ЭЦН
Ер	1	2	1-5	808	63	22	СКН
Ер	1			813		15	СКН
Ер	1	3	1-6	814	100	36	СКН
Ер	1			815		32	ЭЦН
Ер	1			819		32	ЭЦН
Ер	1	4	1-7	1462	100	32	ЭЦН
Ер	1			1464		30	СКН
Ер	1			4096		30	СКН
Ер	1	5	1-8	1401	160	32	ЭЦН
Ер	1			1461		32	ЭЦН
Ер	1			1465		30	СКН
Ер	1			1466		30	СКН
Ер	1	6	1-9	СУН Згурицкая	160	100
Ер	1	7	1-10	122	100	90	ЭЦН
Ер	1	8	1-11	4105	100	32	ЭЦН
Ер	1			4127		36	СКН
Ер	1	9	1-12	1467	63	15	СКН
Ер	1			1468		22	СКН
Ер	1			1500		22	СКН
Ер	1	10	1-13	1457	100	30	СКН
Ер	1			1458		15	СКН
Ер	1			1460		45	ЭЦН
Ер	1	11	1-14	139	63	45	ЭЦН
Ер	1	12	1-15	1450	100	32	ЭЦН
Ер	1			1453		32	ЭЦН
Ер	1			4090		30	СКН
Ер	1	13	1-17	1455	160	36	СКН
Ер	1			1456		36	СКН
Ер	1			1459		30	СКН
Ер	1			1502		30	СКН
Ер	1	14	1-19	1451	250	90	ЭЦН
Ер	1			1454		90	ЭЦН
Ер	1			1501		45	ЭЦН
Ер	1	15	1-20	1452	40	32	ЭЦН

Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Ер	1	16	1-21	1483	63	30	СКН
Ер	1			1504		30	СКН
Ер	1	17	1-22	1482	40	15	СКН
Ер	1			1484		22	СКН
Ер	1	18	1-23	1485	100	15	СКН
Ер	1			1487		63	ЭЦН
Ер	1	19	1-24	1488	100	32	ЭЦН
Ер	1			1490		32	ЭЦН
Ер	1			1525		36	СКН
Ер	1	20	1-25	1489	100	30	СКН
Ер	1			1491		30	СКН
Ер	1			1494		30	СКН
Ер	1	21	1-26	1426	40	22	СКН
Ер	1	22	1-27	1470	63	32	ЭЦН
Ер	1			1493		32	ЭЦН
Ер	12	23	817	250	90	ЭЦН
Ер	12			2334		120	ЭЦН
Ер	12	24	12-3	806	160	36	СКН
Ер	12			807		32	ЭЦН
Ер	12			812		32	ЭЦН
Ер	12			822		45	ЭЦН
Ер	12	25	12-4	720	160	45	ЭЦН
Ер	12			810		30	СКН
Ер	12			811		30	СКН
Ер	12			816		30	СКН
Ер	12	26	12-5	1510	100	15	СКН
Ер	12			1512		15	СКН
Ер	12			1513		32	ЭЦН
Ер	12			1515		32	ЭЦН
Ер	12	27	12-6	126	63	45	ЭЦН
Ер	12	28	12-7	1506	100	32	ЭЦН
Ер	12			1509		32	ЭЦН
Ер	12			1514		32	ЭЦН
Ер	12	29	12-8	1471	63	30	СКН
Ер	12			1497		32	ЭЦН
Ер	12	30	12-9	1477	100	32	ЭЦН
Ер	12			1496		32	ЭЦН
Ер	12			1498		32	ЭЦН
Ер	12	31	12-10	1479	250	32	ЭЦН
Ер	12			1498		15	СКН
Ер	12			1499		90	ЭЦН
Ер	12			1508		90	ЭЦН

Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Ер	12	32	12-11	1425	100	32	ЭЦН
Ер	12			1473		32	ЭЦН
Ер	12			1476		15	СКН
Ер	12			1516		22	СКН
Ер	12	33	12-18	4130	40	22	СКН
Ер	12	34	12-20	1528	40	22	СКН
Ер	12			1529		15	СКН
Ер	18	35	18-2	826	40	18,5	СКН
Ер	18			2340		22	СКН
Ер	18	36	18-3	821	100	36	СКН
Ер	18			823		36	СКН
Ер	18			824		15	СКН
Ер	18	37	18-4	728	40	22	СКН
Ер	18			825		15	СКН
Ер	18	38	18-5	630	100	32	ЭЦН
Ер	18			648		32	ЭЦН
Ер	18			715		32	ЭЦН
Ер	18	39	18-6	649	160	45	ЭЦН
Ер	18			651		45	ЭЦН
Ер	18			652		32	ЭЦН
Ер	18			653		32	ЭЦН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка.

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Зн.	4			БКНС	тсн 250	2х250 ад
Зн.	5	1	5-1	338	250	90	ЭЦН
Зн.	5			608		120	ЭЦН
Зн.	5	2	5-2	81	100	32	ЭЦН
Зн.	5			334		30	СКН
Зн.	5	3	5-3	63	63	30	СКН
Зн.	5	4	5-4	42	63	30	СКН
Зн.	5	5	5-5	108	18,5	СКН
Зн.	5	6	5-6	344	160	36	СКН
Зн.	5			345		30	СКН
Зн.	5			348		22	СКН
Зн.	5	7	5-7	336	160	90	ЭЦН
Зн.	5			337		30	СКН
Зн.	5			341		15	СКН
Зн.	5	8	5-8	90	40	15	СКН
Зн.	5			756		15	СКН
Зн.	5	9	5-9	864	63	15	СКН
Зн.	5			866		32	ЭЦН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Зн.	5	10	5-10	343	160	90	ЭЦН
Зн.	5			346		45	ЭЦН
Зн.	5	11	5-11	545	160	63	ЭЦН
Зн.	5			861		63	ЭЦН
Зн.	5	12	5-12	335	160	45	ЭЦН
Зн.	5			342		18,5	СКН
Зн.	5			863		30	СКН
Зн.	5	13	5-14	780	160	90	ЭЦН
Зн.	5			2353		30	СКН
Зн.	5	14	5-15	1065	100	30	СКН
Зн.	5			1066		30	СКН
Зн.	5			1067		18,5	СКН
Зн.	5	15	5-16	917	250	45	ЭЦН
Зн.	5			1062		45	ЭЦН
Зн.	5			1064		45	ЭЦН
Зн.	5			1068		45	ЭЦН
Зн.	5			1069		32	ЭЦН
Зн.	5	16	5-19	755	100	63	ЭЦН
Зн.	6			НГСП	тсн 630	300
Зн.	7	17	7-1	34	63	30	СКН
Зн.	7	18	7-3	40	40	22	СКН
Зн.	7	19	7-4	51	160	22	СКН
Зн.	7			61		22	СКН
Зн.	7			62		30	СКН
Зн.	7			76		32	ЭЦН
Зн.	7	20	7-6	82	100	15	СКН
Зн.	7			83		30	СКН
Зн.	7			86		30	СКН
Зн.	7	21	7-7	88	100	30	СКН
Зн.	7			91		30	СКН
Зн.	7			96		22	СКН
Зн.	7	22	7-8	50	100	30	СКН
Зн.	7			357		45	ЭЦН
Зн.	7	23	7-9	89	63	18,5	СКН
Зн.	7			98		30	СКН
Зн.	7	24	7-10	92	100	30	СКН
Зн.	7			93		30	СКН
Зн.	7	25	7-11	1372	250	90	ЭЦН
Зн.	7			1379		63	ЭЦН
Зн.	7			1380		32	ЭЦН
Зн.	7			1382		45	ЭЦН
Зн.	7	26	7-12	29	63	36	СКН
Зн.	7	27	7-13	97	160	15	СКН
Зн.	7			121		32	ЭЦН
Зн.	7			140	СКН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Зн.	7			347		36	СКН
Зн.	7			779		32	ЭЦН
Зн.	7	28	7-14	937	100	36	СКН
Зн.	7			2359		36	СКН
Зн.	7	29	7-15	902	160	36	СКН
Зн.	7			903		36	СКН
Зн.	7			2360		45	ЭЦН
Зн.	7	30	7-16	68	160	30	СКН
Зн.	7			116		63	ЭЦН
Зн.	7			548		30	СКН
Зн.	7	31	7-17	8	160	15	СКН
Зн.	7			10		36	СКН
Зн.	7			11		63	ЭЦН
Зн.	7			12		22	СКН
Зн.	7	32	7-18	349	250	90	ЭЦН
Зн.	7			350		90	ЭЦН
Зн.	7			351		45	ЭЦН
Зн.	7	33	7-19	607	250	120	ЭЦН
Зн.	7			610		90	ЭЦН
Зн.	7	34	7-25	915	100	36	СКН
Зн.	7			920		36	СКН
Зн.	7			921		15	СКН
Зн.	7	35	7-26	916	100	36	СКН
Зн.	7			918		15	СКН
Зн.	7			919		36	СКН
Зн.	7	36	7-29	934	160	63	ЭЦН
Зн.	7			936		30	СКН
Зн.	7			938		36	СКН
Зн.	8	37	8-3	33	40	32	ЭЦН
Зн.	8	38	8-4	32	40	22	СКН
Зн.	8	39	8-5	143	100	30	СКН
Зн.	8			183		15	СКН
Зн.	8			189		30	СКН
Зн.	8			192		15	СКН
Зн.	8	40	8-6	104	63	22	СКН
Зн.	8			190		30	СКН
Зн.	8	41	8-7	31	100	63	ЭЦН
Зн.	8	42	8-11	186	160	45	ЭЦН
Зн.	8			188		30	СКН
Зн.	8			355		30	СКН
Зн.	8	43	8-12	67	100	18,5	СКН
Зн.	8			146		36	СКН
Зн.	8			148		30	СКН
Зн.	8			193		15	СКН
Зн.	8	44	8-13	79	160	30	СКН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Зн.	8			84		30	СКН
Зн.	8			85		90	ЭЦН
Зн.	8	45	8-14	77	160	22	СКН
Зн.	8			78		22	СКН
Зн.	8			80		36	СКН
Зн.	8			198		36	СКН
Зн.	8	46	8-15	147	63	30	СКН
Зн.	8	47	8-16	145	100	22	СКН
Зн.	8			183		30	СКН
Зн.	8	48	8-17	13	160	32	ЭЦН
Зн.	8			14		36	СКН
Зн.	8		30	СКН
Зн.	8			543		32	ЭЦН
Зн.	8	49	8-18	142	250	90	ЭЦН
Зн.	8			194		32	ЭЦН
Зн.	8			196		32	ЭЦН
Зн.	8			356		90	ЭЦН
Зн.	8	50	8-19	310	160	45	ЭЦН
Зн.	8			320		45	ЭЦН
Зн.	8			321		32	ЭЦН
Зн.	8			543		32	ЭЦН
Зн.	8	51	8-20	322	250	45	ЭЦН
Зн.	8			327		32	ЭЦН
Зн.	8			328		36	СКН
Зн.	8			331		120	ЭЦН
Зн.	8	52	8-29	762	40	15	СКН
Зн.	8			765		18,5	СКН
Зн.	8	53	8-30	45	160	90	ЭЦН
Зн.	8	54	8-31	448	160	22	СКН
Зн.	8			449		63	ЭЦН
Зн.	8			456		63	ЭЦН
Зн.	8	55	8-32	439	100	32	ЭЦН
Зн.	8			440		32	ЭЦН
Зн.	8			447		32	ЭЦН
Зн.	8	56	8-33	270	100	30	СКН
Зн.	8			276		30	СКН
Зн.	8			277		22	СКН
Зн.	8	57	8-34	541	100	63	ЭЦН
Зн.	14	58	14-1	169	63	22	СКН
Зн.	14			172		22	СКН
Зн.	14			261		15	СКН
Зн.	14	59	14-2	161	100	30	СКН
Зн.	14			162		30	СКН
Зн.	14			168		30	СКН
Зн.	14	60	14-3	59	63	45	ЭЦН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Зн.	14	61	14-4	718	40	22	СКН
Зн.	14			2364		15	СКН
Зн.	14	62	14-5	18	160	22	СКН
Зн.	14			202		22	СКН
Зн.	14			205		45	ЭЦН
Зн.	14			207		30	СКН
Зн.	14			210		30	СКН
Зн.	14	63	14-6	241	160	30	СКН
Зн.	14			252		30	СКН
Зн.	14			253		30	СКН
Зн.	14			255		22	СКН
Зн.	14			482		15	СКН
Зн.	14			712		22	СКН
Зн.	14	64	14-15	151	160	30	СКН
Зн.	14			378		45	ЭЦН
Зн.	14			385		45	ЭЦН
Зн.	14			386		32	ЭЦН
Зн.	14	65	14-20	54	250	90	ЭЦН
Зн.	14			220		90	ЭЦН
Зн.	14			222		32	ЭЦН
Зн.	14			228		32	ЭЦН
Зн.	14	66	14-21	211	100	30	СКН
Зн.	14			236		15	СКН
Зн.	14			281		15	СКН
Зн.	14			531		22	СКН
Зн.	14		15	СКН
Зн.	14	67	14-22	212	100	15	СКН
Зн.	14			217		36	СКН
Зн.	14			227		30	СКН
Зн.	14			237		15	СКН
Зн.	14	68	14-24	313	63	45	ЭЦН
Зн.	14	69	14-26	215	100	30	СКН
Зн.	14			216		18,5	СКН
Зн.	14			225		30	СКН
Зн.	14	70	14-27	16	63	22	СКН
Зн.	14			17		22	СКН
Зн.	14			213		15	СКН
Зн.	14	71	14-28	15	100	45	ЭЦН
Зн.	14			546		45	ЭЦН
Зн.	14	72	14-29	208	63	30	СКН
Зн.	14			214		22	СКН
Зн.	15	73	15-1	153	160	32	ЭЦН
Зн.	15			159		32	ЭЦН
Зн.	15			160		22	СКН
Зн.	15			163		22	СКН
Зн.	15			164		32	ЭЦН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Зн.	15	74	15-2	167	160	18,5	СКН
Зн.	15			244		90	ЭЦН
Зн.	15			353		32	ЭЦН
Зн.	15	75	15-3	155	160	30	СКН
Зн.	15			156		30	СКН
Зн.	15			165		18,5	СКН
Зн.	15			293		18,5	СКН
Зн.	15	76	15-4	157	100	45	ЭЦН
Зн.	15			158		45	ЭЦН
Зн.	15	77	15-5	180	100	32	ЭЦН
Зн.	15			263		32	ЭЦН
Зн.	15			535		32	ЭЦН
Зн.	15	78	15-6	240	63	15	СКН
Зн.	15			262		15	СКН
Зн.	15			264		30	СКН
Зн.	15	79	15-7	103	63	22	СКН
Зн.	15	80	15-8	110	63	22	СКН
Зн.	15	81	15-9	58	63	22	СКН
Зн.	15			166		18,5	СКН
Зн.	15			267		18,5	СКН
Зн.	15	82	15-10	266	250	63	ЭЦН
Зн.	15			272		63	ЭЦН
Зн.	15			275		63	ЭЦН
Зн.	15			538		30	СКН
Зн.	15	83	15-11	265	160	36	СКН
Зн.	15			273		36	СКН
Зн.	15			274		63	ЭЦН
Зн.	15	84	15-12	47	63	30	СКН
Зн.	15	85	15-13	105	63	30	СКН
Зн.	15	86	15-14	56	63	36	СКН
Зн.	15	87	15-15	49	100	63	ЭЦН
Зн.	15	88	15-16	48	63	45	ЭЦН
Зн.	15	89	15-17	181	63	45	ЭЦН
Зн.	15	90	15-18	46	22	СКН
Зн.	15			175		22	СКН
Зн.	15			176		18,5	СКН
Зн.	15	91	15-19	2319	40	18,5	СКН
Зн.	16			БКНС	тсн 250	2х800 сд
Зн.	17			НГСП	тсн 630	300
Зн.	18	92	18-1	25	40	22	СКН
Зн.	18	93	18-2	120	100	15	СКН
Зн.	18			290		32	ЭЦН
Зн.	18			292		32	ЭЦН
Зн.	18			293		18,5	СКН

Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Окончание).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Зн.	18	94	18-4	279	100	36	СКН
Зн.	18			280		22	СКН
Зн.	18			288		32	ЭЦН
Зн.	18	95	18-5	178	63	15	СКН
Зн.	18			281		22	СКН
Зн.	18			319		22	СКН
Зн.	18	96	18-6	2350	63	36	СКН
Зн.	18	97	18-7	2376	40	22	СКН
Зн.	18	98	18-9	177	160	45	ЭЦН
Зн.	18			179		45	ЭЦН
Зн.	18			180		45	ЭЦН
Зн.	18	99	18-22	282	160	45	ЭЦН
Зн.	18			289		45	ЭЦН
Зн.	18			291		32	ЭЦН
Зн.	18			544		32	ЭЦН
Зн.	18	100	18-23	База АЦДНГ-1	250	160

Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево.

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Тр	1	1	1-1	967	100	22	СКН
Тр	1			968		32	ЭЦН
Тр	1			2371		32	ЭЦН
Тр	1	2	1-2	970	100	32	ЭЦН
Тр	1			987		15	СКН
Тр	1			988		36	СКН
Тр	1	3	1-3	979	40	15	СКН
Тр	1			981		22	СКН
Тр	1	4	1-4	990	63	30	СКН
Тр	1			994		30	СКН
Тр	7	5	7-1	1056	40	22	СКН
Тр	7	6	7-2	1027	250	90	ЭЦН
Тр	7			1028		90	ЭЦН
Тр	7			1035		45	ЭЦН
Тр	7	7	7-3	1026	250	45	ЭЦН
Тр	7			1032		45	ЭЦН
Тр	7			1036		45	ЭЦН
Тр	7			1037		90	ЭЦН
Тр	7	8	7-4	1023	100	90	ЭЦН
Тр	7			1031		15	СКН
Тр	7	9	7-5	1030	40	22	СКН
Тр	7			1048		15	СКН
Тр	7	10	7-6	939	100	45	ЭЦН
Тр	7			950		45	ЭЦН

Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Тр	7	11	7-7	1400	250	120	ЭЦН
Тр	7			1419		36	СКН
Тр	7			2105		90	ЭЦН
Тр	12	7-8	2420	250	90	ЭЦН
Тр	7			2421		90	ЭЦН
Тр	7			2422		45	ЭЦН
Тр	7	13	7-9	1350	250	45	ЭЦН
Тр	7			1398		90	ЭЦН
Тр	7			2109		90	ЭЦН
Тр	7	14	7-10	1342	40	15	СКН
Тр	7			1349		22	СКН
Тр	7	15	7-11	2102	40	30	СКН
Тр	7	16	7-12	911	100	15	СКН
Тр	7			924		15	СКН
Тр	7			925		36	СКН
Тр	7			929		32	ЭЦН
Тр	7	17	7-13	2370	100	90	ЭЦН
Тр	7	18	7-14	1348	250	120	ЭЦН
Тр	7			1399		90	ЭЦН
Тр	7			1406		32	ЭЦН
Тр	7	19	7-15	1409	100	36	СКН
Тр	7			1417		30	СКН
Тр	7			1418		30	СКН
Тр	7	20	7-16	1367	40	15	СКН
Тр	7			1396		15	СКН
Тр	7	21	7-17	111	40	36	СКН
Тр	7	22	7-18	1407	40	30	СКН
Тр	12	23	12-1	323	40	30	СКН
Тр	12	24	12-2	339	40	36	СКН
Тр	12	25	12-3	408	100	90	ЭЦН
Тр	12	26	12-4	1338	100	32	ЭЦН
Тр	12			1340		32	ЭЦН
Тр	12			1359		32	ЭЦН
Тр	12	27	12-5	1337	250	90	ЭЦН
Тр	12			1339		120	ЭЦН
Тр	12	28	12-6	1343	250	63	ЭЦН
Тр	12			1360		63	ЭЦН
Тр	12			1414		90	ЭЦН
Тр	12	29	12-8	1362	100	15	СКН
Тр	12			1364		22	СКН
Тр	12			1369		22	СКН
Тр	12			1401		32	ЭЦН
Тр	12	30	12-9	1301	100	32	ЭЦН
Тр	12			1346		32	ЭЦН
Тр	12			1363		32	ЭЦН
Тр	12	31	12-10	399	160	120	ЭЦН

Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Тр	12	32	12-11	107	160	45	ЭЦН
Тр	12			1321		45	ЭЦН
Тр	12			1416		45	ЭЦН
Тр	12	33	12-12	1323	100	45	ЭЦН
Тр	12			1325		45	ЭЦН
Тр	12	34	12-13	1335	250	45	ЭЦН
Тр	12			1336		45	ЭЦН
Тр	12			1341		90	ЭЦН
Тр	12			1411		45	ЭЦН
Тр	12	35	12-14	2106	40	36	СКН
Тр	12	36	12-15	1308	100	30	СКН
Тр	12			1329		30	СКН	12	1334	30	СКН
Тр	12	37	12-16	2	100	30	СКН
Тр	12			102а		36	СКН
Тр	12			1205		30	СКН
Тр	18	38	18-1	2316	100	90	ЭЦН
Тр	18	39	18-3	2320	160	120	ЭЦН

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка.

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Ян.	1	1	1-2	1231	63	30	СКН
Ян.	1			1235		30	СКН
Ян.	1	2	1-3	1222	100	30	СКН
Ян.	1			1236		30	СКН
Ян.	1			1296		30	СКН
Ян.	1	3	1-4	1214	160	30	СКН
Ян.	1			1215		30	СКН
Ян.	1			1220		45	ЭЦН
Ян.	1			1221		30	СКН
Ян.	1	4	1-5	2358	63	22	СКН
Ян.	1	5	1-9	313	40	32	ЭЦН
Ян.	1	6	1-13	52	100	32	ЭЦН
Ян.	1			306		30	СКН
Ян.	1			307		15	СКН
Ян.	1			312		15	СКН
Ян.	1	7	1-14	852	160	90	ЭЦН
Ян.	1			1248		30	СКН
Ян.	1	8	1-15	28	40	22	СКН
Ян.	1	9	1-16	287	100	22	СКН
Ян.	1			294		32	ЭЦН
Ян.	1			300		22	СКН
Ян.	1	10	1-18	35	63	30	СКН
Ян.	1	11	1-20	База АЦДНГ-1	250	160

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТП	Фид.	№	№ ТП	Скважина	SH, кВА	РН, кВт	Примечание
Ян.	7	12	7-1	1293	63	22	СКН
Ян.	7			2402		32	ЭЦН
Ян.	7	13	7-2	1305	160	45	ЭЦН
Ян.	7			1366		45	ЭЦН
Ян.	7			1403		45	ЭЦН
Ян.	7	14	7-3	1290	63	15	СКН
Ян.	7			1291		30	СКН
Ян.	7			1300		15	СКН
Ян.	7	15	7-4	1234	100	90	ЭЦН
Ян.	7	16	7-5	1228	100	32	ЭЦН
Ян.	7			1260		30	СКН
Ян.	7			1261		32	ЭЦН
Ян.	7	17	7-6	1227	160	30	СКН
Ян.	7			1370		30	СКН
Ян.	7			1374		32	ЭЦН
Ян.	7			2397		45	ЭЦН
Ян.	7	18	7-7	853	160	45	ЭЦН
Ян.	7			1225		45	ЭЦН
Ян.	7			1255		45	ЭЦН
Ян.	7	19	7-8	1376	250	120	ЭЦН
Ян.	7			1377		30	СКН
Ян.	7			1378		30	СКН
Ян.	7	20	7-9	1238	100	30	СКН
Ян.	7			1373		30	СКН	7	1375	30	СКН
Ян.	7	21	7-10	1292	160	30	СКН
Ян.	7			1303		90	ЭЦН
Ян.	7			1304		30	СКН
Ян.	7	22	7-11	1372	250	120	ЭЦН
Ян.	7			1379		30	СКН
Ян.	7			1382		30	СКН
Ян.	7	23	7-12	1380	160	30	СКН
Ян.	7			1384		30	СКН
Ян.	7			1386		90	ЭЦН
Ян.	12	24	12-2	1314	160	45	ЭЦН
Ян.	12			1315		45	ЭЦН
Ян.	12			1317		45	ЭЦН
Ян.	12	25	12-3	1311	160	90	ЭЦН
Ян.	12			1319		45	ЭЦН
Ян.	12	26	12-4	1309	63	32	ЭЦН
Ян.	12			1316		30	СКН
Ян.	12	27	12-6	1307	100	30	СКН
Ян.	12			1310		30	СКН
Ян.	12			1313		30	СКН
Ян.	12	28	12-7	1306	40	15	СКН
Ян.	12			1312		22	СКН

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Ян.	12	29	12-9	1322	160	30	СКН
Ян.	12			1355		90	ЭЦН
Ян.	12			1361		32	ЭЦН
Ян.	12	30	12-10	1356	100	45	ЭЦН
Ян.	12			1357		45	ЭЦН
Ян.	12	31	12-11	1318	100	32	ЭЦН
Ян.	12			1358		32	ЭЦН
Ян.	12			1402		32	ЭЦН
Ян.	12	32	12-12	1438	100	15	СКН
Ян.	12			1445		30	СКН
Ян.	12			1447		30	СКН
Ян.	12			1456		15	СКН
Ян.	12	33	12-13	1455	100	30	СКН
Ян.	12			1456		45	ЭЦН
Ян.	12	34	12-17	1353	100	30	СКН
Ян.	12			1451		30	СКН
Ян.	12	35	12-18	1453		15	СКН
Ян.	12			2403		22	СКН
Ян.	17	36	17-1	1320	63	30	СКН
Ян.	17			1331		30	СКН
Ян.	17	37	17-2	1324	160	90	ЭЦН
Ян.	17			1332		45	ЭЦН
Ян.	17			2393		30	СКН
Ян.	17	38	17-3	1240	160	32	ЭЦН
Ян.	17			1245		30	СКН
Ян.	17			1246		45	ЭЦН
Ян.	17			1286		30	СКН
Ян.	17	39	17-4	1239	160	63	ЭЦН
Ян.	17			1253		45	ЭЦН
Ян.	17			1289		30	СКН
Ян.	17	40	17-5	1271	160	30	СКН
Ян.	17			1273		32	ЭЦН
Ян.	17			1277		32	ЭЦН
Ян.	17			1278		45	ЭЦН
Ян.	17	41	17-6	2354	63	30	СКН
Ян.	17	17-7	850	40	22	СКН
Ян.	17			1007		15	СКН
Ян.	17	43	17-8	1203	100	32	ЭЦН
Ян.	17			1204		30	СКН
Ян.	17			1208		30	СКН
Ян.	17	44	17-9	1202	100	45	ЭЦН
Ян.	17			1210		45	ЭЦН
Ян.	17	45	17-10	1216	100	30	СКН
Ян.	17			1274		36	СКН
Ян.	17			1279		30	СКН

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Ян.	17	46	17-11	1280	63	15	СКН
Ян.	17			1288		15	СКН
Ян.	17			2334		22	СКН
Ян.	17	47	17-12	2352	100	90	ЭЦН
Ян.	17	48	17-13	317	63	32	ЭЦН
Ян.	17			325		30	СКН
Ян.	17	49	17-14	315	100	45	ЭЦН
Ян.	17			605		45	ЭЦН
Ян.	17	50	17-15	793	40	15	СКН
Ян.	17			798		22	СКН
Ян.	17	51	17-16	323	100	30	СКН
Ян.	17			330		30	СКН
Ян.	17			542		36	СКН
Ян.	17	52	17-17	71	63	15	СКН
Ян.	17			141		15	СКН
Ян.	17			329		22	СКН
Ян.	17	53	17-18	72	160	32	ЭЦН
Ян.	17			324		45	ЭЦН
Ян.	17			333		45	ЭЦН
Ян.	17			339		45	ЭЦН
Ян.	17	54	17-19	302	250	45	ЭЦН
Ян.	17			303		30	СКН
Ян.	17			304		36	СКН
Ян.	17			305		30	СКН
Ян.	17			314		90	ЭЦН
Ян.	17	55	17-20	1281	63	30	СКН
Ян.	17			1283		15	СКН
Ян.	17			1287		22	СКН
Ян.	17	56	17-21	114	160	45	ЭЦН
Ян.	17			769		45	ЭЦН
Ян.	17			792		32	ЭЦН
Ян.	17			799		32	ЭЦН
Ян.	17			870		15	СКН
Ян.	17	57	17-22	1267	100	30	СКН
Ян.	17			1268		22	СКН
Ян.	17			1269		22	СКН
Ян.	17			1270		15	СКН
Ян.	17	58	17-23	1211	63	15	СКН
Ян.	17			1232		22	СКН
Ян.	17			1252		15	СКН
Ян.	17			1254		15	СКН
Ян.	17	59	17-24	124	100	90	ЭЦН
Ян.	17	60	17-27	118	40	30	СКН
Ян.	18	61	18-1	1295	100	45	ЭЦН
Ян.	18			1298		45	ЭЦН

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание
Ян.	18	62	18-2	1285	160	45	ЭЦН
Ян.	18			1296		45	ЭЦН
Ян.			1297		32	ЭЦН
Ян.	18			1347		32	ЭЦН
Ян.	18	63	18-3	1299	160	90	ЭЦН
Ян.	18			1345		45	ЭЦН
Ян.	18	64	18-4	1371	100	36	СКН
Ян.	18			1394		36	СКН
Ян.	18	65	18-5	1351	100	45	ЭЦН
Ян.	18			1413		45	ЭЦН
Ян.	18	66	18-6	1408	63	30	СКН
Ян.	18			1412		30	СКН
Ян.	18	67	18-7	1259	63	15	СКН
Ян.	18			1263		15	СКН
Ян.	18			2414		22	СКН
Ян.	18	68	18-8	1254	250	45	ЭЦН
Ян.	18			1262		90	ЭЦН
Ян.	18			1265		30	СКН
Ян.	18			1352		22	СКН
Ян.	18			1381		22	СКН

Таблица 6 - Расчетные коэффициенты электрических нагрузок.

Токоприемник	Кс	Cos φ	tg φ
Станки-качалки	0,7	0,6	1,33
Электропогружные насосы	1,2	0,6	1,33
Перекачка нефти	0,85	0,85	0,62
Административное здание	0,6	0,8	0,75
Насосная	0,75	0,8	0,75
Ремонтно-механический цех	0,3	0,6	1,33

Расчет мощностей подстанций. Расчет мощностей подстанции Городецк. Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 4

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-13

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-13

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-16

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-16

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-19

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-19

Определяем активную расчетную мощность фидера 4

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 4

Определяем расчетную полную мощность фидера 4

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 5

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-6

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-7

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-8

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-8

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-12

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-12

Определяем активную расчетную мощность фидера 5

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 5

Определяем расчетную полную мощность фидера 5

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 6

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-6

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-7

Определяем активную расчетную мощность фидера 6

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 6

Определяем расчетную полную мощность фидера 6

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 7

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-7

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-8

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-8

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-15

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-15

Определяем активную расчетную мощность ТП 71

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 71

Определяем активную расчетную мощность ТП 72

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 72

Определяем активную расчетную мощность ТП 75

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 75

Определяем активную расчетную мощность ТП 76

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 76

Определяем активную расчетную мощность фидера 7

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 7

Определяем расчетную полную мощность фидера 7

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 8

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-6

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-7

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-8

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-12

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-12

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-13

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-13

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-15

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-15

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-16

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-16

Определяем активную расчетную мощность фидера 8

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 8

Определяем расчетную полную мощность фидера 8

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 14

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-6

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-7

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-8

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-8

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-15

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-15

Определяем активную расчетную мощность фидера 14

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 14

Определяем расчетную полную мощность фидера 14

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 16

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-12

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-12

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-13

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-13

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-15

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-15

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-16

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-16

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-17

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-17

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-18

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-18

Определяем активную расчетную мощность фидера 16

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 16

Определяем расчетную полную мощность фидера 16

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 17

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-1

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-1

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-6

Определяем активную расчетную мощность фидера 17

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 17

Определяем расчетную полную мощность фидера 17

Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 18

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-2

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-2

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-3

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-3

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-4

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-4

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-5

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-5

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-6

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-6

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-7

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-7

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-8

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-8

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-9

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-9

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-10

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-10

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-11

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-11

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-12

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-12

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-13

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-13

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-14

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-14

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-15

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-15

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-16

Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-16

Определяем активную расчетную мощность фидера 18

Определяем реактивную расчетную мощность фидера 18

Определяем расчетную полную мощность фидера 18

Определяем расчетную полную мощность подстанции Городецк

В дальнейшем расчет подстанций аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 7 - Расчетные нагрузки фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	Р, кВт	Q, кВАР	S, кВА
I	Городецк
1		4	615,57	818,71	1024,31
2		5	1016,77	1352,3	1691,9
3		6	793,39	1055,2	1320,19
4		7	1293,87	1720,85	2153
5		8	1630,9	2169,1	2713,82
6		14	1007,85	1340,42	1677,05
7		16	1423,41	1892,68	2368,19
8		17	514,59	684,41	856,28
9		18	1128,8	1501,3	1878,32
II	Еременка
10		1	1506,46	1966,6	2477,28
11		12	1169,18	1560,11	1949,6
12		18	352,88	468,89	586,84
III	Знаменка
13		4	456,88	295,7	544,22
14		5	1422,09	1891,38	2366,36
15		6	216,75	134,39	255,03
16		7	1684,06	2239,64	2802,15
17		8	1777,78	2958,22
18		14	1109,36	1475,57	1846,07
19		15	1183,07	1573,49	1968,64
20		16	1251,63	788,44	1479,26
21		17	216,75	134,39	255,03
22		18	570,65	758,96	949,56
IV	Тураево
23		1	199,07	264,77	331,26
24		7	1945,91	2588,07	3238
25		12	1501,87	1997,5	2499,12
26		18	214,2	284,89	356,43
V	Яновка
27		1	531,76	707,24	884,85
28		7	1270,75	1690,09	2114,52
29		12	908,48	1208,28	1511,71
30		17	1968,26	2617,8	3275,2
31		18	815,49	1084,59	1356,97

Таблица 8 - Расчетные мощности подстанций района нефтедобычи.

№ п/п	Подстанция	S, кВА
I	Городецк	15683,06
II	Еременка	5013,72
III	Знаменка	15029,39
IV	Тураево	6374,81
V	Яновка	9143,25

Расчет мощности трансформаторов. Расчет мощности трансформаторов подстанции Городецк

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора (2шт.)

Таблица 9 - Технические данные трансформатора подстанции Городецк.

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт		Ток ХХ, Iхх %	Напряжение КЗ, uк %
		ХХ	КЗ
ТДН-16000/110	16	18	85	0,7	10,5

Расчет мощности трансформаторов подстанции Еременка

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора (2 шт.)

Таблица 10 - Технические данные трансформатора подстанции Еременка.

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт		Ток ХХ, Iхх %	Напряжение КЗ, uк %
		ХХ	КЗ
ТМН-6300/110	6,3	11,5	44	0,8	10,5

Расчет мощности трансформаторов подстанции Знаменка

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора (2 шт.)

Таблица 11 - Технические данные трансформатора подстанции Знаменка.

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт		Ток ХХ, Iхх %	Напряжение КЗ, uк %
		ХХ	КЗ
ТДН-16000/110	16	18	85	0,7	10,5

Расчет мощности трансформаторов подстанции Тураево

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора (2 шт.)

Таблица 12 - Технические данные трансформатора подстанции Тураево.

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт		Ток ХХ, Iхх %	Напряжение КЗ, uк %
		ХХ	КЗ
ТМН-6300/110	6,3	11,5	44	0,8	10,5

Расчет мощности трансформаторов подстанции Яновка

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора (2 шт.)

Таблица 13 - Технические данные трансформатора подстанции Яновка.

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт		Ток ХХ, Iхх %	Напряжение КЗ, uк %
		ХХ	КЗ
ТДН-10000/110	10	14	60	0,7	10,5

Выбор схемы и конфигурации силовой цепи

Подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка.

Выбираем схему РУ 110/10 кВ двухтрансформаторной тупиковой подстанции в виде двух блоков с двумя секциями шин, выключателями с разъединителями и не автоматической перемычкой со стороны линии.

Рисунок 1 - Схема подстанции 110/10 кВ.

Выбираем схему подстанции 110/10 кВ.

Рисунок 2 - Схема РУ 110/10 кВ.

Расчет токовых нагрузок. Расчет токовых нагрузок на подстанции Городецк

Определяем ток фидера Ф-4

Определяем ток фидера Ф-5

Определяем ток фидера Ф-6

Определяем ток фидера Ф-7

Определяем ток фидера Ф-8

Определяем ток фидера Ф-14

Определяем ток фидера Ф-16

Определяем ток фидера Ф-17

Определяем ток фидера Ф-18

Определяем ток ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя при протекании всей мощности по аварийному току трансформатора на стороне 10 кВ

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 14 - Расчетные данные токовой нагрузки фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	S, кВА	Iр, А
I	Городецк	ввод		1293
1		4	1024,31	59,14
2		5	1691,9	97,68
3		6	1320,19	76,22
4		7	2153	124,3
5		8	2713,82	156,7
6		14	1677,05	96,8
7		16	2368,19	136,7
8		17	856,28	49,4
9		18	1878,32	108,4
II	Еременка	ввод		509
10		1	2477,28	143
11		12	1949,6	112,6
12		18	586,84	33,88
III	Знаменка	ввод		1293
13		4	544,22	31,4
14		5	2366,36	136,6
15		6	255,03	14,72
16		7	2802,15	161,8
17		8	2958,22	170,8
18		14	1846,07	106,6
19		15	1968,64	113,7
20		16	1479,26	85,4
21		17	255,03	14,7
22		18	949,56	54,8

Таблица 14 - Расчетные данные токовой нагрузки фидеров по подстанциям. (Продолжение).

№ п/п	Подстанция	№ фидера	S, кВА	Iр, А
IV	Тураево	ввод		509,22
23		1	331,26	19,13
24		7	3238	186,95
25		12	2499,12	144,29
26		18	356,43
V	Яновка	ввод		808,3
27		1	884,85	51,09
28		7	2114,52	122,1
29		12	1511,71	87,3
30		17	3275,2	189,1
31		18	1356,97	78,3

Расчет сечений фидеров. Расчет сечений фидеров на подстанции Городецк. Расчет сечения фидера 4

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-70/11

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм².

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 5

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-95/16

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 6

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-70/11

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 7

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-120/27

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 8

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-150/24

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 14

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-95/16

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 16

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-150/24

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 17

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-50/8

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 18

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-120/27

Принимаем провод АС-70/11

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 15 - Расчетные данные сечения проводов ВЛ фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	Iр, А	Сечение провода, мм2	Длина фидера, км
I	Городецк
1		4	59,14	АС 70/11	3,9
2		5	97,68	АС 70/11	16,4
3		6	76,22	АС 70/11	8,25
4		7	124,3	АС 70/11	16,85
5		8	156,7	АС 70/11	17,3
6		14	96,8	АС 70/11	9,5
7		16	136,7	АС 70/11	7,8
8		17	49,4	АС 70/11	5,2
9		18	108,4	АС 70/11	7,1
II	Еременка
10		1	143	АС 70/11	15,35
11		12	112,6	АС 70/11	5,88
12		18	33,88	АС 70/11	5,7
III	Знаменка
13		4	31,4	АС 70/11	0,4
14		5	136,6	АС 70/11	13,4
15		6	14,72	АС 70/11	1,0
16		7	161,8	АС 70/11	17,6
17		8	170,8	АС 70/11	14,1
18		14	106,6	АС 70/11	16,7
19		15	113,7	АС 70/11	8,5
20		16	85,4	АС 70/11	0,4
21		17	14,7	АС 70/11	0,5
22		18	54,8	АС 70/11	6,8
IV	Тураево
23		1	19,13	АС 70/11	0,3
24		7	186,95	АС 70/11	18,1
25		12	144,29	АС 70/11	15,2
26		18	20,58	АС 70/11	8,4
V	Яновка
27		1	51,09	АС 70/11	11,35
28		7	122,1	АС 70/11	13,85
29		12	87,3	АС 70/11	9,7
30		17	189,1	АС 70/11	15,45
31		18	78,3	АС 70/11	8,4

Общая длина провода АС 70/11(ЛЭП 110 кВ и ВЛ 10 кВ):

. Подстанция Городецк-125 км; 2. Подстанция Еременка-44 км;

. Подстанция Знаменка-95 км; 4. Подстанция Тураево-58 км;

. Подстанция Яновка-78 км;

Определение потери напряжения на фидерах подстанций. Определение потери напряжения фидера 8 подстанции Городецк

Конечная группа электроприемников ТП 8-1, 8-13, 8-14, 8-15, 8-16

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 1 подстанции Еременка

Конечная группа электроприемников ТП 1-14, 1-15, 1-19, 1-20

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Знаменка

Конечная группа электроприемников ТП 7-14, 7-15, 7-25, 7-26, 7-29

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Тураево

Конечная группа электроприемников ТП 7-9, 7-10, 7-13, 7-17, 7-18

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 17 подстанции Яновка

Конечная группа электроприемников ТП 17-3, 17-4, 17-11, 17-20, 17-27

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 16 - Расчетные данные потерь напряжения фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	Потеря напряжения, %
I	Городецк
1		4	0,51
2		5	1,31
3		6	0,97
4		7	1,52
5		8	2,17
6		14	0,75
7		16	0,22
8		17	1,44
9		18	1,95
II	Еременка
10		1	2,31
11		12	0,12
12		18	0,57
III	Знаменка
13		4	0,11
14	1,46
15		6	0,12
16		7	2,18
17		8	2,08
18		14	1,7
19		15	0,16
20		16	0,28
21		17	0,11
22		18	0,95
IV	Тураево
23		1	0,1
24		7	2,87
25		12	3,6
26		18	0,84
V	Яновка
27		1	1,04
28		7	2,01
29		12	0,26
30		17	1,74
31		18	1,83

Расчет сечений питающей ЛЭП. Расчет сечений питающей ЛЭП подстанция Городецк

Определяем ток расчетный

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-70/11

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Проверяем провод по условию коронирования

Определяем максимальное значения начальной и критической напряженности электрического поля

где r₀ - радиус провода, см;

Определяем среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

где - расстояние между соседними фазами, см.

Определяем напряженность электрического поля около провода

Согласно условию проверки на корону:

Условие выполняется

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 17 - Расчетные сечения и токи ЛЭП 110 кВ подстанций.

№ п/п	Подстанция	Iр, А	Iра, А	Сечение, мм2
I	Городецк	41,157	82,31	АС 70/11
II	Еременка	13,158	26,32	АС 70/11
III	Знаменка	39,442	78,884	АС 70/11
IV	Тураево	16,73	33,46	АС 70/11
V	Яновка	23,995	47,99	АС 70/11

Электрический расчет линии электропередачи 110кВ. Электрический расчет линии электропередачи 110кВ подстанции Городецк

Рисунок 3 - Схема замещения ЛЭП и трансформатора

где: r_л, x_л - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; r_т, x_т - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; G_т, B_т -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; В_л - емкостная проводимость линии, См; S_ГПП - мощность на шинах 10кВ, МВА.

Определяем активное сопротивление двухцепной линии

где r₀ - активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l - длина линии, км.

Определяем индуктивное сопротивление двухцепной линии

где x₀ - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км.

Определяем емкостную проводимость двухцепной линии

где В₀ - емкостная проводимость одного километра линии, См/км; .

Определяем активное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

где DР_м - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА; U_н - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.

Определяем индуктивное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Определяем проводимости трансформаторов

где DР_ст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I₀ - ток холостого хода, %.

Определяем зарядную емкостную мощность двухцепной линии

Определяем потери мощности в обмотках и проводимостях трансформаторов для ГПП

Определяем потери реактивной мощности в стали трансформатора

Определяем потери мощности в проводимостях трансформаторов

Определяем мощность в начале расчетного звена трансформаторов

Определяем мощность подводимую к трансформаторам

Определяем мощность линии в конце передачи

Определяем потери мощности в сопротивлениях линии

Определяем мощность в начале линии

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 18 - Расчетные данные электрического расчета ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
r_Л	1,26	1,554	1,512	1,764	1,806
х_Л	1,275	1,573	1,53	1,785	1,828
В_Л	3,216·10^-5	3,966·10^-5	3,86·10^-5	4,502·10^-5	4,61·10^-5
r_Т	2,009	6,707	2,009	6,707	3,63
х_Т	39,709	100,833	39,709	100,833	63,525
G_Т	3,14·10^-6	1,901·10^-6	3,14·10^-6	1,901·10^-6	2,314·10^-6
В_Т	1,851·10^-5	8,331·10^-6	1,851·10^-5	8,331·10^-6	1,157·10^-5
Qс	0,389	0,48	0,467	0,545	0,558
0,0408+j0,8070,0139+j0,2090,0375+j0,7410,0225+j0,3390,025+j0,439
0,1120,05040,1120,05040,07
0,038+j0,2240,023+j0,1010,038+j0,2240,023+j0,1010,028+j0,14
9,946+j13,3423,042+j4,2059,927+j12,3973,884+j5,4745,52+j7,747
9,504+ j13,5663,065+j4,3069,965+ j12,6213,907+j5,5755,548+j7,887
9,504+ j13,3723,065+j4,0669,965+ j12,3883,907+j5,3035,548+j7,608
0,028+j0,02840,0033+j0,00340,0316+j0,0320,0063+j0,00640,0132+j0,0134
9,532+ j13,2063,068+j3,8299,997+ j12,1873,913+j5,0375,561+j7,342

Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ. Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ подстанции Городецк

Определяем параметры для режима максимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

где dU_max - отклонение напряжения в ЦП; U_н - номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному

Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

где dU_Т - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, dU_Т определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% dU_Т=5%;

Ответвление - 0% dU_Т=10%;

Ответвление -16% dU_Т=16%.

Определяем параметры для режима минимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

где dU_min - отклонение напряжения в ЦП; U_н - номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному

Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

где dU_Т - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, dU_Т определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% dU_Т=5%;

Ответвление - 0% dU_Т=10%;

Ответвление -16% dU_Т=16%.

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 19 - Расчетные данные напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
104,5104,5104,5104,5104,5
0,276-j0,04290,103-j0,01080,323-j0,030,152-j0,01820,225-j0,0296
104,221104,396104,176104,347104,273
0,250,0950,2950,1390,206
-5,25-5,095-5,295-5,139-5,206
5,265+j3,3494,256+j2,6674,917+j3,5455,539+j3,4014,907+j3,09
97,98199,40298,11697,84798,58
5,674,5665,515,9095,272
55555
-5,92-4,661-5,805-6,048-5,478
115,5115,5115,5115,5115,5
0,125-j0,0190,0335-j0,00410,146-j0,0140,0709-j0,00820,054-j0,0081
115,374115,466115,353115,429115,445
0,1150,03060,1340,06450,0496
4,8854,9694,8664,9354,95
2,434+j1,511,924+j1,2062,22+j1,6012,504+j1,5372,218+j1,397
112,51113,196112,616112,491112,824
2,6042,062,4882,672,383
55555
7,2817,9097,3787,2657,567

Построение диаграмм отклонения напряжений.

Рисунок 4 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Городецк.

Рисунок 5 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Еременка.

Рисунок 6 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Знаменка.

Рисунок 7 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Тураево.

Рисунок 8 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Яновка.

Из построенной диаграммы видно, что все отклонения находятся в пределах нормы.

Расчет токов короткого замыкания.

.14.1. Расчет токов короткого замыкания на подстанции Городецк

Рисунок 9 - Расчетная схема подстанции Городецк.

Рисунок 10 - Схема замещения подстанции Городецк.

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л1, Л2

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л1, Л2

Определяем индуктивное сопротивление трансформаторов Т1, Т2

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л3

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л3

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л4

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л4

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л5

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л5

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л6

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л6

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л7

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л7

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л8

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л9

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л9

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л10

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л10

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л11

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л11

Определяем токи КЗ в точке К1

Определяем полное сопротивление до точки К1

Определяем результирующее сопротивление до точки К1

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К1

Приводим периодическую составляющую тока КЗ для точки К1

Определяем ударный коэффициент по кривой приложение 19

Определяем результирующее активное сопротивление до точки К1

Определяем результирующее реактивное сопротивление до точки К1

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К1

Определяем токи КЗ в точке К2

Определяем результирующее сопротивление до точки К2

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К2

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К2

Определяем токи КЗ в точке К3

Определяем результирующее сопротивление до точки К3

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К3

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К3

Определяем токи КЗ в точке К4

Определяем результирующее сопротивление до точки К4

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К4

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К4

Определяем токи КЗ в точке К5

Определяем результирующее сопротивление до точки К5

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К5

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К5

Определяем токи КЗ в точке К6

Определяем результирующее сопротивление до точки К6

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К6

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К6

Определяем токи КЗ в точке К7

Определяем результирующее сопротивление до точки К7

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К7

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К7

Определяем токи КЗ в точке К8

Определяем результирующее сопротивление до точки К8

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К8

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К8

Определяем токи КЗ в точке К9

Определяем результирующее сопротивление до точки К9

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К9

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К9

Определяем токи КЗ в точке К10

Определяем результирующее сопротивление до точки К10

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К10

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К10

Определяем токи КЗ в точке К11

Определяем результирующее сопротивление до точки К11

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К11

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К11

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 20 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 110 кВ и 10 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
36,930,0830,7526,44525,828
57,446,7947,8441,13940,18
16,086,46715,956,4510,097
43,5517,65143,0817,69627,559

Таблица 21 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Городецк.

№ Фидера	4	5	6	7	8	14	16	17	18
2,7940,6931,3290,6710,6491,1111,4231,9771,53
4,4251,0852,0821,051,0161,7412,2323,1122,402

Таблица 22 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Еременка.

№ Фидера	1	12	18
0,6521,6451,671
1,0252,6752,718

Таблица 23 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Знаменка.

№ Фидера	4	5	6	7	8	14	15	16	17	18
9,7940,8036,1990,6170,7440,6451,3299,7948,9281,768
18,2831,25710,520,9661,1651,012,08218,28316,0352,8

Таблица 24 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Тураево.

№ Фидера	1	7	12	18
5,4130,5770,661,183
12,3250,9061,0381,875

Таблица 25 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Яновка.

№ Фидера	1	7	12	17	18
0,9050,7571,1020,6761,267
1,4211,1851,7331,0581,994

Выбор компенсирующих устройств. Выбор компенсирующих устройств на подстанции Городецк

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (4 шт. по 2 на секцию)

Таблица 26 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	124	2250	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Еременка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1350 У3(2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 27 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1350 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя
10	75	1350	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Знаменка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3(4 шт. по 2 на секцию)

Таблица 28 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя
10	100	1800	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Тураево

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 29 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя
10	100	1800	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Яновка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 30 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя
10	124	2250	57

Выбор электрооборудования на стороне 10 кВ

Выбираем комплектное распределительное устройство серии К-63 предприятия ОАО "Самарский завод "Электрощит"

Выбор выключателей 10 кВ. Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где I_T, t_T - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; i_у, i_дин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Таблица 31 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/1600 У2.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Собственное время отключения, мс
10	1600	20	3	51	30

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (13 шт.)

Таблица 32 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/630 У2.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Собственное время отключения, мс
10	630	20	3	51	30

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Еременка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (8 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (14 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Тураево

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (9 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Яновка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (7 шт.)

Выбор трансформаторов тока 10 кВ. Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя

Таблица 33 - Паспортные данные трансформатора тока ТЛК-10-31,5 У3.

UH, кВ	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Класс точности обмотки: 0,5S
				для измерения	для защиты
10	31,5	3	81	0,5	10P

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 34 -

Электроснабжение района нефтедобычи

Электроснабжение района нефтедобычи

Похожие работы на - Электроснабжение района нефтедобычи