Исследование ВЛ 0,38/0,22кв при неравномерной нагрузке фаз
ВВЕДЕНИЕ
электроснабжение нагрузка подстанция
Электрификация,то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всехотраслях народного хозяйства и быта населения, — один из важных факторовтехнического прогресса.
Набазе электрификации развивается промышленность, электроэнергия проникла всельское хозяйство и транспорт. Весь опыт электрификации показал, что надежное,высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупныхрайонных электростанций, объединенных в мощные энергетические системы. Развитиерайонных электростанций и объединение их в энергосистемы создают благоприятныеусловия дл электрификации всех отраслей.
Воздушнымилиниями электропередачи охвачены почти все сельские населенные пункты.Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляетсянеобходимость в расширении линий. Новое строительство все больше заменяетсяреконструкцией, при этом часть воздушных линий заменяется подземными кабелями.
Самыйважный показатель системы электроснабжения – надежность подачи электроэнергии.В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием животноводческихкомплексов промышленного типа, птицефабрик, тепличных комбинатов и др., всякоеотключение наносит огромный ущерб потребителю и энергетической системе. Поэтомунеобходимо применять эффективные и экономически целесообразные меры пообеспечению оптимальной надежности электроснабжения сельскохозяйственныхпотребителей.
1 ИСХОДНЫЕДАННЫЕ
Схемасети напряжением 10кВ питания рассматриваемого населенного пункта приведена нарисунке 1.1.
/>
Рисунок1.1 – Исходная схема электропередачи.
Отклонениена шинах ГПП:
Вмаксимальном режиме δU/>= + 6 %
Вминимальном режиме δU/>= + 5 %
Длиныучастков ВЛ 10 кВ:
L/>= L/>= L/>= L/>= 0,6 км
L/>= 3,0 км
L/>= 0,2 км
L/>= 3,5 км
L/>= 2,0 км
L/>= 1,2 км
L/>= 0,6 км
L/>= 2,6 км
Длиныучастков ВЛ 0,38 кВ:
Л1= 0,07 км
Л2= 0,15 км
Л3/>= 0,06 км
Л3/>= 0,2 кмТаблица 1.1- Нагрузка на вводах потребителей ТП1
/>
2.РАСЧЕТЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1Расчет нагрузок ТП 1
ДляТП 1 определяются нагрузки линий 0,38 кВ (Л1, Л2, Л3) и самой ТП, согласно [1]по данным таблицы 1.1. и 1.2. Нагрузка наружного освещения определяется типомсветильника, шириной улиц, их покрытием и принимается 6 Вт на один погонный метрулицы. Освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Втна помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Дляпотребителей II и III категорий по надежности электрические нагрузки линийнапряжением 0,38 кВ определяются исходя из расчетных нагрузок на вводепотребителей и коэффициентов одновременности:
Р/>= к/>(2.1)
Р/>= к/> (2.2)
Q/>= к/>(2.3)
Q/>= к/>(2.4)
гдеР/>, Р/>, Q/>, Q/> — расчетныедневная и вечерняя активные и реактивные нагрузки на участке линий;
Р/>, Р/>, Q/>, Q/> — нагрузки навводе i-го потребителя;
к/> — коэффициентодновременности[2].
Еслинагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза,применение коэффициента одновременности в этом случае не рекомендуется, ирасчетные нагрузки участков линий определяются по выражениям:
Р/>= Р/>/>+/>(2.5)
Р/>= Р/>/>+/>(2.6)
Q/>= Q/>/>+/>(2.7)
Q/>= Q/>/>+/>(2.8)
гдеР/>/> — наибольшаядневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;
/> - добавка кнаибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя, определяемая потаблице суммирования [2], промежуточные значения находятся интерполяцией.
Допускаетсяиспользовать таблицу для определения реактивной мощности. Пример расчетаэлектрических нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 1 приведен для потребителейпредставленных в таблице 2.1. При этом использованы данные нагрузок на вводепотребителей.
Таблица2.1 — Определениенагрузок линий 0,38 кВ и ТП 1
/>
2.2Расчет электрической нагрузки ТП-8
Таблица2.2 — Данные для определениянагрузок ТП-8
/>
Определениенагрузок ТП-8 рассмотрим на примере расчета для 1-го потребителя.
Средняяактивная мощность за смену:
Р/>= />= /> = 105 кВт; (2.9)
Р/>= /> = /> = 105 кВт; (2.10)
Номинальнаямощность электроприемников:
Р/>= /> = /> = 210 кВт; (2.11)
Р/>= /> = /> = 210 кВт; (2.12)
/>(/>0,75) = 0,882
/>(/>0,85) = 0,62
Q/>= Р/>· />=210 · 0,88 = 185 квар; (2.13)
Q/>= Р/>· />=210 · 0,62 = 130 квар; (2.14)
Максимальнаяили расчетная мощности электроприемников:
Р/>= К/>· Р/>= 1,4 · 105 =147 кВт (2.15)
Р/>= К/>· Р/>= 1,4 · 105 =147 кВт (2.16)
Q/>= Q/>· К/>· К/>= 185 · 0,5 ·1,4 = 130 кВАр (2.17)
Q/>= Q/>· К/>· К/>= 130 · 0,5 ·1,04 = 91 кВАр (2.18)
Полнаярасчетная мощность:
S/>= />=/>= 196 ВА (2.19)
S/>= /> = />= 173 ВА (2.20)
Расчетыдля второго потребителя проводим аналогично.
Результатырасчетов сводим в таблицу 2.3
Таблица2.3 — Определениенагрузок ТП-8
/>
Дляучастков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций рассчитываются полныемощности, токи и коэффициенты мощности:
S/>=/>;(2.21)
S/>=/>; (2.22)
I/>=/>;(2.23)
I/>=/>; (2.24)
/>=/>; (2.25)
/>=/>; (2.26)
Результатырасчета нагрузок в сетях 0,38 кВ для ТП 1 и ТП 8 сводятся в таблицу 2.4. ТокиТП 1 и ТП 8 не рассчитываются, так как расчетные мощности этих ТП будутопределены только после компенсации реактивной мощности.
Таблица2.4 — Cводныеданные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ
/>
послекомпенсации реактивной мощности
/>
3.КОМПЕНСАЦИЯРЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Приестественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуетсякомпенсация реактивной мощности [4]. Необходимо выбрать конденсаторные батареиБК для ТП1 и ТП 8 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП. По естественномукоэффициенту мощности (таблица 2.4) определяется, где и когда необходимакомпенсация.
Определяетсявеличина реактивной мощности Q/>, которую необходимокомпенсировать до /> = 0,95 по выражению [4].
Q/>= Q/> — 0,33·Р, (3.1)
гдеQ/>-естественная (до компенсации) реактивная мощность.
Рассмотримпример расчета для ТП 8 :
Q/>= 248 — 0,33 ·282 = 154,4 квар;
Q/>= 173 — 0,33 ·282 = 79,2 квар;
Выбираетсямощность конденсаторных батарей Q/>, при этом
перекомпенсацияне рекомендуется:
Q/>≤ Q/>≤ Q/>(3.2)
Номинальныемощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, квар следующие: 20, 25,30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т.д. Есть БК номинальная мощность которых,отличается от перечисленных; рекомендуется устанавливать БК, если Q/>> 25 квар[4]. Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного ивечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи(иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — толькоодна. Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:
Q = Q/> — Q/>(3.3)
Примердля ТП 8:
Q/>= Q/>-Q/>= 248 — 200 = 48квар;
Q/>= Q/> — Q/>= 173- 100 = 72квар;
Рассчитываетсяполная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:
S =/>; (3.4)
ДляТП8:
S/>=/>= 286кВА;
S/>=/>=292 кВА;
Коэффициентымощности после компенсации определяются по выражениям (2.25) и (2.26).
ДляТП 8:
/>=/>= 0,99; /> =/>= 0,96;
Данныепо компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 3.1.
Расчетныевеличины ТП 1 и ТП 8 показаны в таблице 2.4. Выбор БК можно быстро производитьпо номограммам [4].
Таблица3.1 — Сводные данные по компенсации реактивной мощности
/>
Таблица3.2 — Сводные данные электрических нагрузок подстанции расчетного варианта
/>
4.ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Номинальнаямощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интерваламнагрузок [5], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности,среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источниковдля
обеспечениянормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственныхпотребителей [6].
Выборустановленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанцийпроизводится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [5]:
S/>≤ /> ≤S/>(4.1)
гдеS/>-расчетная нагрузка подстанции, кВА;
n- количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется всоответствии [6];
S/>, S/>-соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интерваланагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зонысооружения подстанции и вида нагрузки потребителей [5].
Принятыепо [5] номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы внормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а впослеаварийном режиме — по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормальногорежима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяютсяпо условию [5]:
/> ≤K/>(4.2)
гдеК/>-коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значенийсреднесуточных температур расчетного сезона />.
Еслизначения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от /> [5],то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформатороврассчитываются по формуле:
K/>= K/> — />( />-/>),(4.3)
где/> - расчетныйтемпературный градиент, 1/ С;
K/>-табличноезначение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующеесреднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температурезимнего сезона меньше -15 Сº K/>определяется для />= -15 Сº.
Приотсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режимечасти нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторовдвухтрансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму изусловия отключения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузкиподстанции:
/> (4.4)
гдеК/>-коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется поаналогии с К/>[5].
Примервыбора двухтрансформаторной подстанции (ТП 8):
S/>≤ /> ≤S/>= 126 ≤ /> ≤160
Предварительновыбираем трансформатор мощностью 100 кВА
/> ≤K/>=/>= 1,46 ≤1,59
Приотключении одного трансформатора
/> = />=2,92
Отношение> 1,73, поэтому принимаем трансформатор 250 Ква
Проверка:
/> ≤K/>=/>=0,58 ≤ 1,59
/> = />=1,17≤ 1,73
Потериэнергии в трансформаторах :
ΔW/>=ΔP/>·8760+ ΔP/>· (/>)/>·τ, (4.5)
гдеΔP/>иΔP/>– потеримощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;
τ– время максимальных потерь [2].
Остальныерасчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица4.1 – Выбор потребительских трансформаторов
/>
5.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙРАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ
Электрическийрасчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводови определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных иреактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. Поколичеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности[1].
Определяютсярасчетные мощности и токи участка по выражениям (2.21)...(2.26). При отличиинагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по таблице 5.3[2](как активных, так и реактивных).
Выбираетсясечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [7] с учетом надежности[6]. По F/>принимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычномонтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечениясталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должныбыть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм/>-35мм/>, 15-20 мм/>-50 мм/>и более 20-70 мм/>. Сечение сталеалюминевыхпроводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм/>[6]. Поэкономическим интервалам нагрузок провода выбираются по таблице 5.4 [2].
Выбранноесечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:
I/>≥ I/>, (5.1)
Длявыбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r/>и индуктивное х/>; дляопределения х/>необходимопринять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чащевсего принимают Д/>=1500 мм).
Рассчитываютсяпотери напряжения на участках в процентах:
DU/>% =/>;(5.2)
DU/>% = />; (5.3)
где/> и Q — мощности, протекающие по участку, Вт и вар;
/> — длинаучастка, м;
/>-номинальное напряжения сети, В;
/> и /> -сопротивление провода, Ом/км;
Подсчитываютсяпотери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путемсуммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощностьрассматриваемого участка.
Определяютсяпотери электрической энергии на участках
DW/>= DР/>·8760 + DР/>·/>· t (5.4)
Данныепо расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 5.1.
Таблица5.1 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ
/>
/>
6.ОЦЕНКАКАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Дляоценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклоненийнапряжения (таблица 6.1), из которой определяется допустимая потеря напряжения />U/>в линиях 0,38 кВ.Таблица составляется для ближайшей расчетной и удаленной трансформаторныхподстанций, в проекте ТП 1 является ближайшей и расчетной. Удаленной считается ТП8, потери напряжения до которой от ГПП имеют наибольшую величину. Из таблицывыясняется, есть ли необходимость в применении дополнительных техническихсредств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.
Отклонениенапряжения в любой точке электропередачи:
δU/>% =/>+ />, (6.1)
где/> - сумма надбавокот ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;
/> - сумма потерьнапряжения от ГПП до рассматриваемой точки, %.
Вкачестве минимальной нагрузки рассматривается режим 25 %-й нагрузки, прикоторой потери напряжения принимаются равными 1/4 части максимальных потерь. Впотребительских трансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:
ΔU/>% =/>, (6.2)
гдеР и Q — активная и реактивная мощности, протекающие черезтрансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;
U/> — номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);
R/>и Х/> — активное и индуктивное сопротивления трансформатора.
R/>=/>; (6.3 )
Х/>= />; (6.4)
гдеS/> — номинальная мощность трансформатора, ВА;
U/> — составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через U/> повыражению:
U/>=/>; (6.5)
Регулируемаянадбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонениенапряжения δU/> на шинах 0,4 кВ не выходилоза допустимые пределы: +5 % — для потребителей I и II категорий надежности, и+7,5% для потребителей II и III категорий надежности.
Допустимаяпотеря напряжения во всей линии 0,38 кВ (по абсолютной величине) определяетсякак разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100 %-ном режиме идопустимым отклонением напряжения у потребителя:
ΔU/>= δU/> — δU/>(6.6)
Этапотеря распределяется на две части. Одна часть ΔU''=2,0% оставляется,согласно ПУЭ [8], на линию внутри помещений, другая — на наружную линию, покоторой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1, при этомдля каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:
ΔU/>/>ΔU/>(6.7)
ВеличинаΔU/>влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше ΔU/>, тем меньше сечениепровода. Рекомендуется устанавливать ΔU/>> 6 %. При невыполнении этогоусловия предлагаются следующие технические мероприятия:
— уменьшить ΔU'' до 1...0,6 %, если линии внутри помещении небольшой длины(например, к линии подключены жилые дома);
— увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ.
-установитьпродольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;
— предусмотреть замену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и спомощью последнего создать на шинах 110 (35) кВ режим встречного регулированиянапряжения.
Впрактике принятие технических мероприятий обычно рассматривается в указаннойпоследовательности, окончательное решение принимается послетехнико-экономического сравнения вариантов.
Призаполнении таблицы 6.1 используем следующие данные:
Отклонениенапряжения на шинах ГПП — из исходных данных;
Потерив линии 10 кВ — из таблицы 5.1;
Потерив трансформаторах 10/0,4 кВ — рассчитываются по формуле (6.2) — (6.5).
6.1Потери напряжения в ТП 1
U/>=/>=/>= 4 %
R/>= /> = />= 19,7 Ом
Х/>= /> = /> = 40 Ом
ΔU/> =/>=/> = 2,78
6.2Потери напряжения в ТП 8
U/>=/>= /> = 4,4 %
R/>= />= />= 4,24 Ом
Х/>= /> = />= 17,48 Ом
ΔU/>= /> = /> = 1,46%
6.3Допустимые потери напряжения в линиях
ΔU'/>= δU/> — δU/>= 2 — (-5) = 7%
ΔU/>= ΔU' –ΔU'' = -7 — (-2) = -5 %
ΔU'/>= δU/>– δU/>= 1,7- (-5)=6,7 %
ΔU/>= ΔU' –ΔU'' = -6,7 — (-2) = — 4,7 %
Таблица6.1 — Отклонения напряжения потребителя
/>
7.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙРАСЧЕТ ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ
Клинии Л1 подключен потребитель, имеющий крупный асинхронный электродвигатель,при запуске которого протекают большие пусковые токи, вызывая значительныепотери напряжения. Поэтому выбор проводов в линии Л1 производим поэкономическим интервалам нагрузки, пользуясь при этом данными таблицы 2.1 и 7.1[2].
Полнаямощность потребителя составляет 39 кВА, в соответствии с таблицой интерваловэкономических нагрузок выбираем провод А70. Выбранное сечение провода проверяемпо допустимому нагреву ( таблица 5.5 [2] ):
I/>≥I/>,
265А≥ 59А,
Проводпо нагреву проходит.
Проверяемпровод по допустимой потере напряжения :
ΔU/>=/>= />=0,97
ΔU/>≤ΔU/>
0,97% ≤ 6,5 % — условие выполняется
Расчетлинии Л2 производим по допустимой потере напряжения. Задаемся реактивнымсопротивлением x/>= 0,4 Ом/км.
ΔU/>=/> = /> = 2,14 % (7.1)
гдеQ – наибольшая реактивная мощность,вар( дневная или вечерняя ).
ΔU/>=ΔU/>-ΔU/>= 5 – 2,14 =2,86 % (7.2)
F/>=/>= /> =69 мм/>(7.3)
где/> = 32 м/Оммм2 – удельная проводимость алюминия;
P – активная мощность из того жемаксимума, что и Q, Вт ;
U/>= 380 В.
F/>≥F/>
70≥ 69 мм2 (7.4)
Выборпроводов в линии Л3 производим по допустимой потере напряжения
Определяетсядопустимая потеря напряжения на участке 0-1 в процентах:
ΔU/>=/>=/>=2,36%(7.5)
ΔU/>=/>=/>= 0,64%
ΔU/>= ΔU/> — ΔU/>= 2,36 – 0,64 =1,72 %
F/>= /> =/>= 38,5 мм/>
F/>≥F/>
50≥ 38,5 мм/>
Определяетсядопустимая потеря напряжения на участке 1-2 в процентах:
ΔU/>=/>=/>=2,64(7.6)
ΔU/>= />= /> = 0,72 %
ΔU/>= ΔU/> — ΔUр/>= 2,64 – 0,72 = 1,92 %
F/>=/>=/>= 38,3 мм/>
F/>≥F/>
50≥ 38,3 мм/>
Необходимо учесть такжеследующие условия :
ΔU/>= ΔU/>+ ΔU/>= 2,36 + 2,64 = 5 % (7.7)
ΔU/>+ ΔU/>≤ ΔU/>(7.8)
1,32 + 1,47 = 2,79 %
Таблица7.1 — Сводные данные расчета линий 0,38 кВ
/>
Определяетсяфактическое отклонение напряжения у самого отдаленного потребителя для всехтрех линий.
δU/>=δU/>–(ΔU/>-ΔU/>)=-5,0–(-5,0–(-2,82))=-2,8%(7.8)
Полученноезначение записывается в таблицу 6.1.
8.ПРОВЕРКА СЕТИ НА УСПЕШНЫЙ ЗАПУСК КРУПНЫХ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Призапуске крупных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (ЭД),потери напряжения в сети увеличиваются вследствие протекания пусковых токов,напряжение может снизиться настолько, что двигатель не запустится, так как егоэлектромагнитный момент пропорционален квадрату напряжения. Допустимое снижениенапряжения на запускаемом ЭД из условия успешного запуска определяется:
δU/>=/>(8.1)
гдеМ/> — моменттрогания рабочей машины, приведенный к валу ЭД (приложение 4);
M/>= 0,2...0,3 М/> — избыточныймомент, необходимый для ускорения системы “электродвигатель — рабочая машина” М/>и М/> — номинальныйи пусковой моменты ЭД. Если все моменты разделить на М/>, т.е. выразить в относительныхединицах, то выражение (8.1) примет вид:
δU/>=/>(8.2)
Успешныйзапуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска непревышает (по абсолютной величине) допустимого
δU/>≤δU/>(8.3)
Фактическоеотклонение напряжения определяется по формуле
δU/>=ΔU/>+δU/>(8.4)
гдеδU/>-фактическое отклонение напряжения на ЭД перед пуском на шинах 0,4 кВ (меньшееиз отклонений 100 или 25% режимов), подставляется со знаком “плюс”, еслинапряжение ниже номинального и “минус” — если напряжение выше номинального.
ΔU/> — потерянапряжения в трансформаторе от пускового тока, определяется по упрощеннойформуле:
ΔU/>=/>(8.5)
гдеZ/> — полноесопротивление трансформатора;
Z/>=/>, Ом (8.6)
ЗдесьU/>-номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;
Полноесопротивление линии Л1 определяется:
Z/>=/>, Ом (8.7)
Cопротивлениеэлектродвигателя в пусковом режиме находится по формуле:
Z/>= />, Ом (8.8)
гдеU/>и I/> — номинальныенапряжения и ток электродвигателя;
К/> — кратностьпускового тока.
Сопротивленияв (8.5) складываются по модулю. Если расчетом устанавливается, что двигательможет не запуститься, то необходимо провести более точные расчеты (не поупрощенным формулам), считая отклонение напряжения на шинах 10 кВ ТП 1 неменяющимся при пуске ЭД. Если и при этом условие (8.3) не будет выполнено, тозавышается сечение проводов в линии Л1 и делается корректировка в табл. 7.1
Таблица8.1–Данные асинхронного двигателя дробилки кормов КДМ–2
/>
Допустимоеснижение напряжения на запускаемом электродвигателе :
δU/>=/>= 18 %
Сопротивлениеэлектродвигателя :
Z/>= />= 0,528 Ом
Сопротивлениетрансформатора :
Z/>=/>= 0,065 Ом
Полноесопротивление линии Л1:
Z/>=/>= 0,036 Ом
Потерянапряжения в линии и трансформаторе от пускового тока :
ΔU/>=/>= 16,1 %
Фактическоеотклонение напряжения :
δU/>=-2+ 16,1 = 14,1 %
гдеΔU/> — из таблицы6.1
Успешныйзапуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска непревышает (по абсолютной величине) допустимого:
14,1/> 18 %
Условиевыполняется следовательно, двигатель запустится.
9.КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 0,38 И 10 кВ И ТП10/0,4
Линия10 кВ
Концевыеопоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Количество- 10 шт.
Угловыеопоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловыеопоры анкерного типа. Количество — 7 шт. Промежуточные опоры устанавливаем напрямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторам при помощипроволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии ипролета. Данные выбираем по приложению 5 [3]:
Дляпровода АС 70 длина пролета — 65 м;
Суммарнаядлина линии — 9700 м;
Дляпровода АС 35 длина пролета — 80 м;
Суммарнаядлина линии — 5800 м;
Общееколичество промежуточных опор равно
N= />= 206 шт
Типизоляторов ШФ — 10В
Траверсыдля опор 10 кВ металлические.
Наконцевых и угловых опорах устанавливается по 6 траверс, на промежуточных опорах– по 1.
Параметрывыбранных опор ВЛ 10 кВ представлены в таблице 9.1.
Таблица9.1 — Параметры опор ВЛ 10 кВ
/>
Линия0,38 кВ (на примере ТП1)
Концевыеопоры — тип КА/>2 — 7 шт.
Угловыеопоры — тип АА/> — 2 — 2 шт.
Промежуточныеопоры — тип ПП/> — 2.
Длинапролета L/> — 35 м.
Количествопромежуточных опор:
ЛинияЛ-1:
N= /> = /> = 2 шт.
ЛинияЛ-2:
N= /> = /> = 7 шт.
ЛинияЛ-3:
N= /> =/>= 7 шт.
Всегопромежуточных опор 17 шт.
Изоляторы- фарфоровые типа ТФ-20 (по 5 штук на опору)
Длякрепления изоляторов используем крюки.
Выбираемтрансформаторную подстанцию для ТП1
ТипКТП- 100 10/0,4-У1
Основныетехнические характеристики приведены в таблице — 9.2.
Таблица9.2 – Технические характеристики ТП1
/>
10.РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токикороткого замыкания (КЗ) необходимы для выбора электрооборудования, расчета ипроверки действия релейной защиты.
10.1Исходная схема для расчета токов КЗ
Расчеттоков КЗ начинается с выбора расчетной схемы, на которой указываются маркипроводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовыетрансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВпитающей подстанции. На расчетную схему наносятся точки КЗ: На сборных шинах 10кВ головной понизительной подстанции (ГПП) К1; на шинах 10 кВ расчетныхпотребительских подстанций ТП 1 и ТП 8 К2 и К3; на шинах подстанции, имеющейсамый мощный трансформатор (в примере он совпадает с удаленной точкой КЗ); нашинах 0,4 кВ ТП 8 (К4) и ТП 1 (К5); в конце линий 0,38 кВ ТП 1 (К6, К7, К9); употребителя участка 0-1 линии ЛЗ (К8).
10.2Схема замещения для расчета токов К3
Поисходной схеме составляется схема замещения, на которой показываютсяиндуктивные и активные сопротивления основных элементов электропередачи:системы, линий, трансформаторов. На схеме расставляются точки КЗ, наносятсяобозначения сопротивлений (в числителе) и их числовые значения (в знаменателе)приведенные к базисным условиям.
Дляприведения сопротивлений к базисным условиям в простых распределительных сетях,чаще всего применяется система именованных единиц, в которой все сопротивленияприводятся к базисному напряжению U/>. За базисное напряжениепринимается средненоминальное напряжение одной из ступеней, 10,5 или 0,4 кВ.Примем U/>=10,5кВ.
Схемазамещения представлена на рисунке 10.2.
/>
Рисунок10.2. — Схема замещения для расчетов токов КЗ.
10.3Сопротивление системы
Х/>=/>=/>= 0,79 Ом (10.1)
10.4Сопротивление трансформатора ТП1
R/>=/>=/>= 21,7 Ом (10.2)
X/>=/>=/>= 49,6 Ом (10.3)
Сопротивлениетрансформатора ТП8
R/>=/>=/>= 4,67 Ом (10.4)
X/>=/>=/>= 18,08 Ом (10.5)
10.5Сопротивление линии Л-1, U/>=10,5 кВ, U/>= 0,4 кВ
R/>=/>=/>= 20,67 Ом (10.6)
X/>=/>=/>= 13,8 Ом (10.7)
10.6Результирующие сопротивления до точки К6.
Z/>=/>=/>= 78,5 Ом (10.8)
10.7Токи трехфазного КЗ в точке К6
I/>=/>=/>= 2029 A(10.9)
10.8Токи двухфазного КЗ в точке К6
I/>=/>· I/>= 0,87 ∙2029 = 1765 A(10.10)
10.9Ударные токи в точке К6
i/>=/>∙K/>∙I/>=1,41 ∙ 1,12 ∙ 2029 = 3211 A(10.11)
гдеK/>– ударныйкоэффициент, определяется по формуле
K/>=1 + e/>=1 + e/>= 1,12 (10.12)
10.10Мощность КЗ в точке К6
S/>=/>∙U/>∙ I/>= 1,73 ∙ 0,4 ∙ 2029 = 1404 кВА (10.13)
10.11Ток однофазного КЗ в конце линии Л1 0,38 кВ
I/>=/>= />= 695 А (10.14)
U/>= 220∙/>= 220∙/>= 230 В (10.15)
Z/>=L∙/>= 0,08∙/>= 0,07 Ом (10.16)
Остальныерасчеты производим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 10.1
Таблица10.1 – Расчет токов короткого замыкания
/>
11.ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТП-1
11.1Выбор разъединителя
1)U/>≥ U/>
10кB = 10 кB
2)I/>≥ I/>
200А ≥ 7,0 А
Предлагаетсяразъединитель типа РЛНД-10/200 В с приводом типа ПРН-10м. Проверяетсяразъединитель на термическую и динамическую стойкость:
I/>≥ I/>
i/>≥ i/>
гдеU/>, I/>– номинальноенапряжение и ток разъединителя; I/>, t– ток и время термической стойкости, равные 5 кА и 10 с; /> – эквивалентное времяпротекания тока I/>, равное 2 с, i/>– токдинамической стойкости, равный 20 кА.
52∙ 10 = 250 > 2,676/>∙ 2 = 14,3 кА/>с
20кА ≥ 4,24 кА
11.2Выбор рубильника на напряжение 400 В
U/>= 500 В > U/>= 380 В
I/>= 250 А > I/>= 169 А
Выбираемрубильник Р — 32 с номинальным током 250 А.
12.ЗАЩИТАОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Впроекте необходимо выбрать, рассчитать, проверить на чувствительность исогласовать между собой защиты следующих элементов электрической сети: линий0,38 кВ, трансформатора 10/0,4 кВ (ТП 1 или ТП 8) и линии 10 кВ. Линии 0,38 кВзащищаются, как правило, автоматическими выключателями (АВ), у которых тепловойрасцепитель выполняет роль максимальной токовой защиты с выдержкой времениотключения (МТЗ), электромагнитный расцепитель-защиты без выдержки времениотключения, т.е. токовой отсечки (ТО).
Силовойтрансформатор защищается предохранителем типа ПКТ-10, устанавливаемом состороны 10 кВ, воздушная линия 10 кВ защищается МТЗ и ТО, действующими наотключение выключателя в начале линии.
Налиниях 0,38 кВ, питающих трехфазные потребители, устанавливаются автоматическиевыключатели непосредственно у потребителя (АВ1), и на подстанции (АВ2).Наиболее распространенным потребительским выключателем является автоматическийвыключатель серии ВА, а подстанционным — автоматические выключатели серийА3700, АЕ2000.
Еслитепловой (полупроводниковый) расцепитель автоматического выключателя,установленного на подстанции, оказывается нечувствителен к токам короткогозамыкания, то он заменяется более чувствительной защитой, в качестве которой впоследнее время применяется защита ЗТ-0,4 (или ЗТИ), в виде приставки к АВ/>.
Еслинечувствительным оказывается электромагнитный расцепитель, то он неустанавливается и линия 0,38 кВ защищается только тепловым расцепителем АВ/>.
Чувствительностьзащиты оценивается по выражению:
К/>=/>≥3, (12.1)
гдеI/>-минимальный ток однофазного короткого замыкания (ток в конце линии);
I/>-ток срабатывания теплового (полупроводникового) расцепителя.
Чувствительностьзащиты с электромагнитным расцепителем АВ/>оценивается по выражению
К/>=/>≥1,2, (12.2)
гдеI/>-ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах подстанции;
I/> — ток срабатывания электромагнитного расцепителя.
12.1ЗАЩИТА ЛИНИЙ 0,38 кВ (Л1)
12.1.1Выбор автоматического выключателя на потребителе (AB1).
Влинии Л1 установлен крупный асинхронный двигатель. Данные этого двигателя беремиз раздела 8. Для установки у потребителя выбираем автоматический выключатель ВА57-31-34 c параметрами:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380 B
I/>AB/>=100A ≥ I/>=59 A (12.3)
I/>AB/>= 100 A ≥ 1,2 ∙ I/>= 70,8 A
I/>AB/>=400 A ≥ I/>=7,5 ∙ 55,4 = 416 A,
гдеI/>– пусковой токэлектродвигателя ( таблица 8.1).
12.1.2Выбор автоматического выключателя, установленного на подстанции в Л1 (АВ/>)
Выбираемвыключатель серии А37-16Б по параметрам сети:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380B
I/>AB/>=160A ≥ I/>=59 A (12.4)
Поусловию селективности:
I/>AB/>=100A > I/>AB/>=80A(12.5)
I/>AB/>= 1600 A > I/>AB/>= 800 A
12.1.3Оценка чувствительности защиты Л1
Токоднофазного КЗ в конце линии 0,38 кВ 695 А.
Токтрехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП 1 2825 А.
К/>=/>=/>= 6,95 ≥К/>=3 (12.6)
К/>=/>=/>= 1,77 ≥К/>=1,2 (12.7)
Такимобразом автоматический выключатель серии А37-16Б защищает линию Л2 сдостаточной степенью чувствительности и селективности.
12.2ЗАЩИТА ЛИНИЙ 0,38 кВ (Л2)
Расчетзащиты линии Л2 аналогичен с расчетом защиты Л1. В этой линии нет крупныхэлектродвигателей, поэтому для защит, установленных на вводе внутренних сетей,определяющим условием будет условие их отстройки от токов нагрузки.
12.2.1Выбор автоматического выключателя на потребителе (AB1).
Активнаямощность потребителя с наибольшей мощностью 50 кВт
Реактивнаямощность потребителя с наибольшей мощностью 45 кВАр
Максимальныйток в линии 122 А
Длязащиты принимаем АВ1 серии ВА 57-35-34 c параметрами:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380B
I/>AB/>= 250 A ≥ I/>=102,3 A
I/>AB/>= 125 A ≥ 1,2 ∙ I/>=1,2 ∙ 102,3 = 122,8 A
I/>AB/>=1250 A
гдеI/>=/>=/>= 102,3 A
12.2.2Выбор автоматического выключателя, установленного на подстанции в Л2 (АВ/>)
Выбираемвыключатель серии A37-16Б попараметрам сети:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380B
I/>AB/>=160A ≥ I/>=122 A
Поусловию селективности:
I/>= 122 А AB/>= 160 A>I/>AB/>= 125 A
I/>AB/>=1600 A>I/>AB/>= 1250 A
12.2.3Оценка чувствительности защиты Л2
Токоднофазного КЗ в конце линии 0,38 кВ 394 А
Токтрехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП 1 2825 А
К/>=/>=/>= 2,46=3
К/>=/>=/>=1,77 > К/>=1,2
Таккак К/>типа ЗТ-0,4.
12.2.4Расчет защиты на ЗТ-0,4
Приставкадействует как независимый расцепитель и имеет защиту от междуфазного тока КЗ изащиту от однофазного тока КЗ.
Защитаот междуфазного тока КЗ настраивается от нагрузки Л2. Ток срабатываниянаходится по формуле:
I/>≥ К/>∙К/>∙I/>=1,2∙ 1,25 ∙ 122 = 183A(12.8)
гдеК/>– коэффициент надежности К/>=1,2;
К/>-коэффициент, учитывающий увеличение нагрузочного тока К/>= 1,25.
Уставкатока срабатывания ЗТ– 0,4:
I/>= 250 A >I/>=183 А (12.9)
Оценкачувствительности определяется по минимальному двухфазному току КЗ:
K/>=/>=/>= 3,4 > K/>=1,5 (12.10)
Защитачувствительна к междуфазным токам КЗ.
Расчетоднофазного тока начинается с определения тока несимметрии;
I/>= К/>∙ I/>= 0,3 ∙122 = 36,6 A, (12.11)
гдеК/>–коэффициент несимметрии, принимаем равным 0,3.
Токсрабатывания защиты I/>отоднофазного тока КЗ;
I/>=К/>∙I/>= 1,2 ∙36,6 = 43,9 A, (12.12)
гдеК/>– коэффициент надежности, равный 1,2.
Выбираемуставку тока срабатывания I/>= 80 A. Определяем чувствительность этой защиты:
K/>=/>=/>=4,5> K/>=1,5(12.13)
Окончательнодля защиты Л2 устанавливаем выключатель серии А 37-16Б
I/>= 160 A, I/>= 1600 A,
снабженногоприставкой ЗТ-0,4, имеющей:
I/>= 250 A, I/>= 80 A.
Такимобразом автоматический выключатель серии А37-16Б защищает линию Л2 сдостаточной степенью чувствительности и селективности.
12.3ЗАЩИТА ЛИНИЙ 0,38 кВ (Л3)
Расчетзащиты линии Л3 аналогичен с расчетом защиты Л1. В этой линии нет крупныхэлектродвигателей, поэтому для защит, установленных на вводе внутренних сетей,определяющим условием будет условие их отстройки от токов нагрузки.
12.3.1Выбор автоматического выключателя на потребителе (AB1)
Активнаямощность потребителя с наибольшей мощностью 30,8 кВт.
Реактивнаямощность потребителя с наибольшей мощностью 24,6 кВАр.
Максимальныйток в линии 96 А.
Длязащиты принимаем АВ1 серии ВА 57-31-34 c параметрами:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380B
I/>AB/>= 100 A ≥I/>= 60 A
I/>AB/>= 80 A ≥ 1,2 ∙ I/>= 72 A
I/>AB/>=400 A
I/>=/>=/>= 60 A
12.3.2Выбор автоматического выключателя, установленного на подстанции в Л3 (АВ/>)
Выбираемвыключатель серии А37-16Б по параметрам сети:
U/>AB/>= 660 B ≥ U/>=380B
I/>AB/>=160A ≥ I/>=96 A
Поусловию селективности:
I/>= 96 А AB/>= 100 A>I/>AB/>= 80 A
I/>AB/>=630 A>I/>AB/>= 400 A
12.3.3Оценка чувствительности защиты Л3
Токоднофазного КЗ в конце линии 0,38 кВ 574 А
Токтрехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП 1 2825 А
К/>=/>=/>= 5,74=3
К/>=/>=/>=4,48 > Кч доп=1,2
Такимобразом автоматический выключатель серии A37-16Бзащищает линию Л2 с достаточной степенью чувствительности и селективности.
12.4Защита трансформатора 10/0,4 кВ
Трансформаторызащищаются плавкими предохранителями типа ПКТ-10.
Основныеусловия выбора плавких предохранителей:
U/>≥ U/>
I/>≥ I/>(12.14)
I/>~ 2 I/>
Рекомендуетсязначения токов плавких вставок, I/>выбирать в зависимости отмощности трансформатора по таблице 12.1 [2].
Таблица12.1 – Токи плавких вставок трансформаторов
/>
Предварительновыбираем номинальный ток плавкой вставки 32 А. Окончательное значениепринимается после построения графика согласования защит.
Настойкость в режиме короткого замыкания силовой трансформатор, защищенныйпредохранителем, не проверяется [8].
12.5Защита ВЛ 10 кВ
Линиинапряжением 10 кВ защищаются от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты(МТЗ) и токовой отсечки (ТО) с действием на отключение, и выполняются также нареле типа РТВ и РТМ.
12.5.1 РасчетМТЗ, выполненном на РТВ
12.5.1.1Ток срабатывания защиты определяется по двум условиям:
1)При отстройке от рабочего максимального тока.
I`/>= />=/>= 85,1 А, (12.15)
гдеК/>-коэффициент надежности, К/>= 1.3,
К/> — коэффициентвозврата, К/>=0,65,
К/> — коэффициентзапаса, К/>=1,1
2)По условию селективности с более удаленной от источника питания защитой,которая выбирается по самому мощному трансформатору 10/0,4 кВ, подключенному клинии (250 кВА).
I``/>= 150 A(12.16)
Большеезначение принимается за расчетное I/>= 150,0 А.
12.5.1.2Ток срабатывания реле
I/>=/>=/>= 5 А (12.17)
гдеК/>-коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполнойзвездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ, К/>= 1;
К/> — коэффициенттрансформации трансформатора тока К/>= 30.
12.5.1.3Определяем уставку тока на реле.
I/>≥ I/>= 5 A (12.18)
ПринимаемI/>= 5,6 A
12.5.1.4Определяем действительный ток срабатывания защиты.
I/>=/>=/>= 168A(12.19)
12.5.1.5Проверяем чувствительность защиты.
К/>=/>=/>=4,1>К/>=1,5 (12.20)
12.5.2Расчет токовой отсечки на РТМ.
12.5.2.1Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:
1)При отстройке от тока КЗ у ближайшей потребительской подстанции.
I`/>=К/>∙ I/>= 1,5 ∙2676 = 4015 A, (12.21)
гдеК/>= 1,5для реле РТМ.
2)При отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0.4 кВ,подключенных к линии, при их включении под напряжение. (сумма мощностейтрансформаторов 1003 кВА)
I``/>=5·/>=5∙/>=289.9A (12.22)
I/>= 4015 А — принимаем за расчетное.
12.5.2.2Определяем ток срабатывания реле отсечки
I/>=/>=/>= 133,8 A(12.23)
12.5.2.3Определяем уставку тока на реле.
I/>> I/>(12.24)
150 A > 133,8 A
ПринимаемI/>= 150 A.
12.5.2.4Определяем действительный ток срабатывания защиты.
I/>=/>=/>=4500A(12.25)
12.5.2.5Чувствительность защиты
К/>=/>=/>= 1,8 > К/>= 1,2 (12.26)
13.СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ
Действиемаксимальных токовых защит должно быть согласовано по времени, чтобыповрежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой.
13.1Строится токовременная характеристика защиты линии Л1
Согласованиезащит обычно выполняется на графике (карте селективности), на котором всетоковременные характеристики защит строятся при одном напряжении (в примере0,38 кВ) в пределах от тока срабатывания защиты до тока КЗ в месте установкизащиты.
Награфике (рисунок 13.2) строятся характеристики защит линий 0,38 кВ, затемтрансформатора 10/0,4 кВ и ВЛ 10 кВ.
Схемаэлектропередачи с указанием всех защит и их параметров, токов КЗ, необходимыхпри согласовании представлена на рисунке 13.1.
Защитавыполнена на автоматическом выключателе А37-16Б с тепловым и электромагнитнымрасцепителями. Токовременная характеристика [9] заносится в таблицу 13.1.
ПараметрыАВ:
I/>= 160 А,
I/>= 100 А,
I/>= 1600 А
Таблица13.1 – Токовременная характеристика защиты линии Л1
/>
13.2Строится токовременная характеристика защиты линии Л2
/>
Защитавыполнена на автоматическом выключателе A37-16Бс приставкой типа ЗТ- 0.4. Токовременная характеристика [9] заносится в таблицу13.2.
ПараметрыАВ:
I/>= 160 А,
I/>= 160 А,
I/>= 1600 А
ПриставкаЗТ-0,4
I/>= 250 А
t/>= 0,3 с
Таблица13.2 – Токовременная характеристика защиты линии Л2
/>
13.3Строится токовременная характеристика защиты Л3
Защитавыполнена на автоматическом выключателе А37-16Б с тепловым и электромагнитнымрасцепителями. Токовременная характеристика [8] заносится в табл. 13.3.
ПараметрыАВ:
I/>= 160 А,
I/>= 100 А,
I/>= 630 А
Таблица13.3 – Токовременная характеристика защиты линии Л3
/>
13.4Строится токовременная характеристике защиты трансформатора ТМ-10/0,4 кВ
Значениетоков плавкой вставки (в примере I/>=16А) пересчитываются нанапряжение 0,4 кВ.
Таблица13.4 — Токовременная характеристике защиты трансформатора ТМ-10/0,4 кВ.
/>
/>
13.5Строится токовременная характеристика защиты ВЛ-10 кВ. В примере МТЗ и ТОвыполнены на встроенных в привод реле РТВ и РТМ
13.5.1Определяется ток согласования защиты; за ток согласования принимается токтрехфазного короткого замыкания за предохранителем ближайшего ТП-10/0,4 кВ(ТП-1).
I/>= I/>= 2676 А (13.1)
13.5.2Определяется кратность согласования
К/>=/>=/>=15,9 (13.2)
13.5.3Определяется расчетное время срабатывания МТЗ при токе согласования
t/>= t/>+ Δt =0,01 + 1 ~ 1с, (13.3)
гдеt/> — времяперегорания плавкой вставки при токе согласования; dt — ступень селективности. Дляреле РТВ минимальная уставка по времени Δt=1 с.
13.5.4По К/>и t/>определяетсяконтрольная точка, лежащая на временной характеристики реле РТВ.
Понайденной характеристике находится уставка времени срабатывания реле. t/>= 1 с.
13.5.5Переносится найденная характеристика реле на график согласования защит до токасрабатывания ТО, предварительно заполнив таблицу 13.5.
Таблица13.5 — Токовременная характеристика защиты ВЛ-10 кВ
/>
Послепостроения характеристики необходимо убедиться в том, что в зоне совместногодействия МТЗ линии 10 кВ и плавкой вставки предохранителя ПК-10-20 соблюдалосьусловие селективности.
Характеристикизащит представлены на рисунке 13.2.
/>
Рисунок13.2 – График согласования защит
14.ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Атмосферныеперенапряжения в грозовой сезон служат причиной аварийных отключений. Защитавключает в себя следующие мероприятия:
14.1Применение деревянных опор на ВЛ-0,4 кВ или на вЛ-10 кВ. При этом минимальноерасстояние между крюками или штырями изоляторов отдельных фазовых проводовдолжна быть для ВЛ-0,4 кВ — не менее 0,5 м, для ВЛ-10 кВ – не менее 1 м
14.2Использование на выключателе головного участка ВЛ-10 кВ автоматическогоповторного включения (АПВ).
14.3Установка защитных искровых промежутков с сопротивлением заземления не более 15Ом на опорах в местах пересечений линий электропередач.
14.4На ВЛ-0,4 кВ с железобетонными опорами крюки, штыри изоляторов фазных проводови арматуру соединяют с заземлением, сопротивление которого не должно превышать50 Ом (заземление части опоры, входящей в землю). На ВЛ-0,4 кВ с деревяннымиопорами заземление делается крюков и штырей изоляторов с сопротивлением неболее 30 Ом. Заземление выполняется на конечных опорах линии и на опорах сответвлением в общественные помещения (школы, ясли, больницы и др.)
14.5Для защиты силовых трансформаторов (КТП) от волн перенапряжения применяютвентильные разрядники типа РВО-10 со стороны высшего напряжения и типа РВН-0,5со стороны низшего. Можно для этих целей использовать(вместо разрядников) ограничителиперенапряжений ОПН-10, ОПН-0,4. Для защиты разомкнутого разъединителя КТПустанавливают трубчатый разрядник типа РТВ-10.
14.6Если КТП включена через кабельную вставку, то на вводе в кабельную вставкуустанавливается трубчатый разрядник.
14.7Вся грозозащитная аппаратура п/ст подключается к контуру заземления,сопротивление которого 4 Ом.
15.ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Обеспечениенадежности электроснабжения потребителей является второй наиболее важнойпроблемой (после обеспечения необходимого качества электроэнергии), стоящей припроектировании схемы электроустановки. Надежность схем электроснабженияявляется категорией технико-экономической, так как перерывы в электроснабжениинаносят значительный материальный ущерб. В зависимости от величины удельногоущерба все сельские потребители разделяются на три категории. В данном проектепредусматривается независимое сетевое резервирование потребителей 1 категорииот государственной электросистемы только на подстанции ТП8. При разработке электрическойсхемы этой подстанции необходимо проектировать двухстороннее автоматическоевключение резерва (АВР) со стороны низкого напряжения на контакторахпеременного тока [10]. Потребители первой и второй категории на ТП8 должныиметь автономные источники питания, независимые от сетевого резерва. Выборколичества агрегатов автономного источника и их мощность производится порасчетной нагрузке электроприемников в соответствии с таблицей 15.1.Потребители остальных ТП имеют третью или вторую категорию по надежности.Местному резервированию от ДЭС подлежат лишь потребители первой и второйкатегории по надежности электроснабжения на ТП1.
Таблица15.1 — Нагрузка электроприемников сельхозпредприятий, подлежащая резервированиюот автономных источниковТип предприятий Производственная мощность Резервируемая нагрузка, кВт Тип источника, мощность и кол-во агрегатов Комплексы и фермы молочного направления
200
300
1200
15…25
20…25
160
ДЭС 16х1, 30х1
(РИПТ 30х1)
ДЭС 30х1
(РИПТ 30х1)
ДЭС 60х3 Ферма молочного направления на 400 коров 30
ДЭС 30х1
(РИПТ 30х1) Птицеферма выращивания и откорма гусят бройлеров 125 тыс. в год 500 ДЭС 315х2
16.ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Таблица16.1 — Спецификация на основное оборудованиеНаименование, тип и краткая техническая характеристика Ед. измерения Количество
Шкаф комплектного распределительного устройства КРУН-10У ВЛ 10кВ
Опоры железобетонные:
— концевые К10-2Б
— угловые УА10-2Б
— промежуточные П10-2Б
Провод:
-АС 70
— АС 35
Траверсы
Изоляторы ШФ-10В
Разъединители РЛНД-10/630 У1 с приводом ПР-У1
КТП-160-10/0,4 У1
КТП-100-10/0,4 У1
КТП-63-10/0,4 У1
ВЛ-0,38 кВ (для ТП 1)
Опоры деревянные с ж/б приставками
— концевые Ка-2
— угловые анкерные Уа-2
— промежуточные Ппа-2
Провод:
— АС 70
— АС 70
— АС 50
Изоляторы ТФ-20
шт
шт
шт
шт
км
км
шт
шт
шт
шт
шт
шт
км
км
км
км
км
км
шт
1
10
7
221
9,7
5,8
221
867
1
4
3
1
7
2
17
0,15
0,07
0,26
168
Таблица16.2 — Капитальные затраты на сооружение ЛЭПНаименование основных элементов электропередачи Кол-во
Ценник,
расценки
тыс. руб. Кап. затраты, тыс. руб. на ед. продукции всего
Шкаф комплектного распределительного устройства КРУН – 10У1
Строительство ВЛ 10 кВ:
-АС 70
— АС 35
КТП-160-10/0,4 У1
КТП-100-10/0,4 У1
КТП-63-10/0,4 У1
Строительство ВЛ-0,38 кВ (для ТП 1) Провод:
— АС 70
— АС 50
— АС 35
1
9,7
5,8
4
3
1
0,07
0,25
0,26
3,902
2,7
2,3
1,27
1,07
0,88
4,35
3,50
2,50
3,902
2,7
2,3
1,27
1,07
0,88
4,35
3,50
2,50
3,902
26,2
13,3
5,1
3,2
0,9
0,3
0,9
0,65
Определяютсяежегодные издержки на электропередачу
И/>= И/>+ И/>+ И/>(16.1)
И/>=/>(16.2)
гдеК/>, К/>, К/>, К/> — капитальныевложения в ячейку, линию 10 кВ, ТП10/0,4 кВ и линию 0,38 кВ; Р/>, Р/>, Р/>, Р/>– нормы амортизационныхотчислений впроцентах на восстановление и капитальный ремонт таблица 16.3[2].
И/>=/>= 2,36 тыс.руб
И/>= (β ·ΔW)/>+ (β · ΔW)/>+ (β ·ΔW)/>, тыс.руб (16.3)
гдеΔW/>, ΔW/>, ΔW/> — потериэнергии в линии 10кВ, ТП10/0,4 кВ, 0,38 кВ; β/>, β/>, Β/>, — стоимость 1 кВт · ч потерьэлектроэнергии таблица 16.4[2].
И/>= 23,1 · 26842+ 40,3 · 53683 + 13,5 · 17894 = 3,025 тыс. руб
Издержкина эксплуатацию:
И/>=28·(1,7·26,4+3,5·2+4·7+6,8·1+9·9+16,3·11)=9,06тыс.руб(16.4)
Годовыеиздержки:
И/>=И/>+И/>+И/>=2,36+3,025+9,057=14,446тыс.руб(16.5)
β/>=/>=/>= 0,80 коп/кВт·ч (16.6)
β= β/>+β/>=2,33 + 0,80 = 3,13 коп/кВт · ч
17.ЗАЩИТА ЛИНИЙ Л1, Л2, Л3 ПЛАВКИМИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЯМИ
Прикоротком замыкании или незначительной перегрузке электрическая проводка должнабыть автоматически отключена, в противном случае может воспламениться изоляцияпроводов, что приведет к пожару. Для автоматического отключения проводки припревышении установленных значений силы тока предназначены аппараты защиты. Всельском хозяйстве для этой цели часто применяют плавкие предохранители,устройство которых чрезвычайно просто. В фарфоровом корпусе помещены проводникинебольшого сечения – плавкие вставки, включаемые последовательно в каждыйфазный провод линии. Если ток линии возрастает сверх допустимого, то плавкаявставка перегорит, отключив цепь раньше, чем температура защищаемых ею проводовстанет недопустимо высокой.
Предохранители с плавкойвставкой – простейшие коммутационные аппараты, предназначенные для защиты цепейот коротких замыканий и перегрузок. Их широко применяют в электрических сетяхнапряжением 0,38/0,22…110 кВ. В защищаемую цепь предохранитель включается последовательно.Он представляет собой ее ослабленный участок, где она разрывается. Основныеэлементы предохранителя: корпус, плавкая вставка, контактная часть,дугогасительные устройство и среда.
К предохранителюпредъявляют следующие требования:
— должен длительновыдерживать номинальный ток и не перегорать при кратковременных перегрузках;
— надежно и быстроотключать предельный ток, на который рассчитан;
— работать селективно(при последовательно установленных нескольких предохранителях должен перегоратьтолько ближайший к месту аварии).
При защите проводов икабелей плавкими предохранителями расчет электрической сети начинают с выбораплавкой вставки. Его выбирают по следующим правилам.
ПРАВИЛО 1. Ток плавкойвставки должен быть больше рабочего тока нагрузки или равняться ему, т.е.
Iв ≥ Iр.
ПРАВИЛО 2. Ток плавкойвставки проверяют на максимальный ток нагрузки:
Iв ≥ Imax/α.
Определив номинальный токплавкой вставки, выбирают соответствующее ему сечение провода в зависимости оттого, будет он защищен плавкой вставкой только от коротких замыканий или такжеот перегрузок. Необходимо выбрать такое сечение, чтобы было соблюдено следующеесоотношение:
Iдоп ≥ 1,25Iв,
где Iдоп – допустимый ток провода.
Для случаев, при которыхнеобходимо защищать провода только от коротких замыканий,
Iдоп ≥ 0,33Iв,
После того как проводвыбран, его проверяют на длительный рабочий ток установки:
Iдоп ≥ Iр.
В сельских сетяхнапряжением 0,38 кВ применяют предохранители ПР-2, ПН-2 и НПН-2. ПредохранителиПР-2 изготовляют на номинальные напряжения 220 и 500 В и токи 15…1000А. Вобозначении ПР указано, что предохранители разборные с закрытыми патронами безнаполнителя. Патрон выполнен из толстостенной фибровой трубки 1 (см.графическую часть), на которую плотно насажены латунные втулки 3,предотвращающие разрыв трубки. На втулки навинчены колпачки 4, закрепляющиеплавкую вставку 2, присоединенную к ножкам 6. Сверху надета шайба 5 с пазом дляножей.
Патрон вставляют внеподвижные контактные стойки, укрепленные на изоляционной плите. Контактноенажатие обеспечивается кольцевой или пластинчатой пружиной.
Плавкие вставкиизготовляют из цинка в виде пластин с вырезами. На узких местах вставкивыделяется больше теплоты, чем на широких. При коротком замыкании вставкаперегорает в нескольких или во всех узких местах, а широкие участки не успеваютплавиться. Когда вставка перегорает в узких местах, широкие части вставкипадают в нижнюю часть, не плавясь.
При перегорании вставки ивозникновении дуги фибровая трубка выделяет газы, преимущественно водород идиоксид углерода (углекислый газ). Давление внутри закрытой трубки возрастает,и благодаря деионизации дуги газами высокого давления она гаснет.Предохранители ПР-2 относятся к токоограничивающим, так как при интенсивнойдеионизации дуги сопротивление дугового промежутка быстро возрастает, ток к. з.в цепи уменьшается и прерывается до момента достижения максимального значения.
При перегрузках процессперегорания происходит медленнее. Теплота, выделяющаяся в узких местах,передается в широкие части вставки, и вставка перегорает в местах перехода отсуженного к широкому месту.
Достоинствопредохранителей ПР-2 состоит в простоте замены перегоревшей вставки, недостаток– в больших размерах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовом пректеспроектирована схема электроснабжениянаселенного пункта по сетямнапряжением10 и 0,38 кВ от головной понизительнойподстанции (ГПП)напряжением110/10 кВ(35/10 кВ).
В населенном пункте спроектировано8 трансформаторных подстанций (ТП)напряжением 10/0,4 кВ.Для ТП1 определеныэлектрическиенагрузки линий напряжением0,38кВ, питающих потребителей II и IIIкатегорийпо надежности, ина шипах 0,4самой ТП.
Для ТП 8 определенытолько электрические нагрузки подстанции, питающей ответственные потребители.На этих ТП выбраны конденсаторные батареидля повышения коэффициентамощности (cosφ), а затем поэкономическиминтервалам нагрузок выбраны номинальные мощностисиловых трансформаторовдля всехвосьми ТП. В линии 10 кВ рассчитаны по участкам электрическихнагрузкок и выбранысечения проводов. По таблицеотклоненийнапряженияопределяется положения регуляторовПБВ натрансформаторах 10/0,4кВ, и допустимаяпотеря напряжения влиниях 0,38 кВ, подключенных к ТП 1. Выбраны сечения проводовлиний0,38 кВ по интервалам экономических нагрузок и допустимой потере напряжения.Окончательноесечение проводовлинии Л1 принимается послепроверки на успешный запуск крупногоасинхронного электродвигателя.Рассчитаны токи короткого замыкания, необходимые дляпроверки защитэлектроустановок и выбора оборудования.Линии 0,38 кВ защищаютсяавтоматически воздушными выключателями и дополняются приставками ЗТ-0,4 илиЗТК-0,4. Трансформатор ТП-1 защищается плавкими предохранителями. ЗащитаВЛ10кВ(максимально-токовая и токовая отсечка)выполняетсянавстроенных в привод реле (прямого действия) РТВ иРТМ, режена реле косвенногодействия. Все защиты электропередачи согласуютсямежду собой; для этого построен график согласования.
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
1.Методические указания по расчету нагрузок в сетях 0,38-10 кВсельскохозяйственного назначения. /Руководящие материалы по проектированиюэлектроснабжения сельского хозяйства (РУМ).-М.: Сельэнергопроект, 1981.-101с.
2.Методическое указание к дипломному проектированию: Оценка экономическойэффективности инженерных разработок. — Челябинск. ЧГАУ, 1994. — 56 с.
3.Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. -М.:Агропромиздат, 1990.-496 с.
4.Мякинин Е.Г. Методические указания по теме 'Компенсация реактивной мощности всельских электрических сетях. -Челябинск.: РИО ЧГАУ, 1991. -22 с.
5.Методические указания по выбору установленной мощности силовых трансформаторовна одно и двух трансформаторных подстанциях в электрических сетях с/хназначения. (РУМ). -М.: сельэнергопроект, 1987, август.-32 с.
6.Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровнейнадежности электроснабжения с/х потребителей (РУМ). — М.: Сельэнергопроект,1986, -32 с.
7.Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий инаселенных пунктов.- М.: Агропромиздат, 1985.-320 с.
8.Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1986. -640 с.
9.Руководство по выбору и расчету защит электрических сетей напряжением до 1000 Вот аварийных токов. -Челябинск, 1983.