Электроснабжение сельского района

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Электроснабжение сельского района, состоящего из четырёх одинаковых населённых пунктов, осуществляется от районной подстанции напряжением 35/10 кВ по схеме, приведённой на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема электроснабжения сельского района

Таблица 1 - Исходные данные для сети 10 кВ

Вариант	Отклонение напряжения на шинах 10 кВ	Мощность КЗ на шинах 10 кВ ТП 35/10 кВ, МВА	Длина участков, км	Номер расчетного пункта	Рдв, кВт	Место установки электродвигателя (№ объекта)
	100%	25%		1	2	3	4
10	+9	+3	11	1	2	4	4	2	22	13

Схема расположения потребителей на плане заданного электрифицируемого населённого пункта приведена на рисунке 2

Рисунок 2 - Схема расположения потребителей населённого пункта

Таблица 2 - Характеристики потребителей населённого пункта

№ объекта	Наименование объекта	Количество, шт.	Мощность на вводе, кВт
			Рдн.п	Рвеч.п
1 2 3 4 5	Магазин Склад кормов Кормоцех для КРС Дом культуры на 200 мест Школа на 190 учащихся	1 2 1 1 1	15 20 20 5 14	25 1 15 14 20

Заданный масштаб плана: в 1 см 150 м.

2 

2. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА

2.1 Определение нагрузок потребителей

Расчёт нагрузки группы из нескольких одинаковых потребителей производится по коэффициентам одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов. При этом используются формулы вида:

, ,

где Р_дн и Р_веч - расчётные нагрузки группы одинаковых потребителей, кВт;

k_о - коэффициент одновременности, определяемый по Приложению Д, в зависимости от числа и типа потребителей (при этом промежуточные значения определяются линейной интерполяцией);

n - число одинаковых потребителей;

Р_дн.п., Р_веч.п. - нагрузка на вводе потребителя, кВт.

Определяются нагрузки для каждого из объектов (№ 1-5):

Нагрузка объекта, состоящего из одного потребителя равна нагрузке на вводе этого потребителя, т.е. P_д=P_дн.п. , P_в=P_веч.п..

Для объекта № 1 (Магазин):

Для объекта № 2 (Склад кормов - 2 шт.):

Для объекта № 3 (Кормоцех для КРС):

Для объекта № 4 (Дом культуры на 200 мест):

Для объекта № 5 (Школа на 190 учащихся.):

2.2 Расчёт нагрузки потребителей с учетом наружного освещения

Нагрузка наружного освещения территории хоздвора:

P_осв = 0,25 • n + 0,003 • L_пер,

где P_осв - мощность нагрузки в кВт;

L_пер - периметр хоздвора определяемый по Приложению Г;

n - число хоздворов.

Для объекта № 1 (Магазин):

Для объекта № 2 (Склад кормов - 2 шт.):

Для объекта № 3 (Кормоцех для КРС):

Для объекта № 4 (Дом культуры на 200 мест):

Для объекта № 5 (Школа на 190 учащихся):

Осветительные нагрузки суммируются как друг с другом, так и с нагрузками других видов арифметически.

Суммарная нагрузка освещения потребителей составляет:

Нагрузка объекта № 1 с учётом нагрузки освещения:

Результаты расчётов нагрузок остальных объектов с учётом их нагрузок освещения сводятся в таблицу 3.

Таблица 3 - Нагрузки объектов с учётом освещения

№ объекта	1	2	3	4	5
,кВт	25,25	2,77	15,82	14,25	20,25

2.3 Определение числа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

Учитывая ограниченное число потребителей и с учетом рекомендации (а) раздела 1.2.3 принимается вариант электроснабжения населенного пункта от одной ТП.

2.4 Определение места установки ТП 10/0,4 кВ

трансформаторный электрический электроснабжение

Местом установки ТП должен быть центр электрических нагрузок, координаты которого определяются по формулам:

; .

В формулах в качестве Р_i фигурируют значения нагрузок потребителей (с учётом нагрузки освещения для вечернего максимума нагрузки), а, в качестве x_i, y_i - их абсциссы и ординаты (в относительных единицах или километрах).

Координаты центра нагрузок определяются с использованием рекомендаций Приложения И для того вида максимума, который обеспечивает большее значение нагрузки на шинах ТП.

Все объекты ТП представляют собой группу смешанных потребителей (производственные и коммунально-бытовые).

Нагрузка такой группы находится с помощью добавок мощностей по формуле:

Значение суммарной мощности всех потребителей для ТП в часы дневного максимума:

P_дн. = 34+?(15)+?(20)+?(5)+?(14)=34+9,2+12,5+3+8,5=67,2 кВт.

То же, в часы вечернего максимума:

P'_веч.=25+?(1,7)+?(15)+?(14)+?(20)+2,64=25+1+9,2+8,5+12,5+

+3,34 = 59,54 кВт.

Полная суммарная мощность потребителей ТП для дневного максимума составляет:

S_дн. = P_дн. / cosц = 67,2 / 0,8 = 84 кВА.

Аналогично, для вечернего максимума:

S_веч. = P'_веч. / cosц = 59,54 / 0,83 = 71,7 кВА.

Значение cosц для дневного и вечернего максимумов определяется по таблице Ж.1 (Приложение Ж).

Учитывая, что дневной максимум нагрузки превышает вечерний, координаты центра тяжести нагрузок определяются по дневному максимуму:

2.5 Выбор трасс воздушных линий. Расчёт нагрузок отходящих линий. Расчёт вечернего максимума нагрузки ТП 10/0,4 кВ

После определения места установки ТП 10/0,4 кВ определяется конфигурация низковольтных сетей. Питание потребителей предусмотрено от ВЛ и ВЛИ с применением СИП (самонесущих изолированных проводов). В курсовом проекте принято использование СИП-2.

Принимается следующая конфигурация: потребители № 2, 3, 4 питаются ВЛ (Л1, Л2). При этом на линии Л1 устанавливается ответвительная опора на расстоянии 100 м от ТП. Потребители № 1, 5 получают питание через ВЛИ (Л3, Л4). Расчет электрических нагрузок по участкам сети должен быть произведен, как для дневного, так и для вечернего максимумов нагрузок. Нагрузка головного участка магистральной ВЛ определяется путем суммирования нагрузок потребителей, питающихся через этот участок.

Расчетная нагрузка радиального участка ВЛ равна нагрузке питаемого объекта.

Расчетные нагрузки на головных участках Л1-1, Л1-2, Л2, Л3, Л4 равны соответственно нагрузкам потребителей № 1- 5.

Рассчитанные и заданные нагрузки на участках сети напряжением 0,38 кВ населенного пункта (с учетом наружного освещения) сведены в таблицу 2.4.

Таблица 4 - Нагрузки на участках сети населенного пункта

Номер участка	Рдн, кВт	Рвеч, кВт	, кВт
Л1 Л1-1 Л1-2 Л2 Л3 Л4	17 14 5 20 34 15	28,5 20 14 15 1,7 25	28,95 20,25 14,25 15,82 2,77 25,25

На рисунке 3 приведен упрощенный план электрифицируемого населённого пункта (с учётом масштаба: в 1 см: 150 м).

Рисунок 3 - Упрощенный план электроснабжения населенного пункта

Нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ для дневного максимума и вечернего максимума без учета уличного освещения была определена в разделе 2.2.4.

Суммарная нагрузка уличного освещения Pосв.ул принимается из расчета: 7 Вт на 1 м длины улицы. Длина каждой линии 0,38 кВ (улицы) определяется по рисунку 2.3 с учетом масштаба. Протяженность участков Л1, Л1-1, Л1-2, Л2, Л3, Л4 составляет соответственно: 0,1 км, 0,285 км, 0,375 км, 0,27 км, 0,156 км, 0,308 км.

Таким образом, суммарная нагрузка уличного освещения:

Р_ОСВ.УЛ = 7 (0,1+0,285+0,375+0,27+0,156+0,308) = 10,5 кВт.

Вечерняя нагрузка ТП с учетом уличного освещения:

P''_веч. = P'_веч + Р_осв.ул=59,54+10,5=70,04 кВт.

Аналогично, для вечернего максимума:

S_веч. = P''_веч. / cosц = 69,34 / 0,83 = 84,4 кВА.

Значение этой мощности, больше мощности дневного максимума (84кВА) и используется для выбора мощности трансформаторов.

2.6 Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП

В перечне потребителей населенного пункта (Приложение Б) отсутствуют потребители первой категории и потребители второй категории с нагрузкой более 250 кВА. Поэтому на ТП может быть установлен один трансформатор.

Мощность трансформатора на однотрансформаторной подстанции выбирается по условиям её работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки с учётом допустимых систематических перегрузок:

S_эн < S_расч S_эв ,



где S_эн, S_эв - соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформаторов принятой номинальной мощности, определяемые по Приложению З, в зависимости от характера нагрузки;

S_расч - расчётная нагрузка ТП, в качестве которой используется наибольшее из значений S_дн и S_веч ,определённых в разделах 2.4, 2.5.

На ТП нагрузка смешанная:

S_расч = S_дн = 84,4 кВА.

Значение нагрузки попадает в интервал от 76 до 126 кВА. Выбирается трансформатор мощностью S_н=100 кВА.



3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛИНИЯХ 10 кВ и 0,38 кВ

Для определения допустимой потери напряжения составляется таблица потерь и отклонений напряжения. Таблица составляется для подстанции расчётного населённого пункта (расчётной ТП) и подстанции электрически наиболее удалённого населённого пункта (удалённой ТП) (см. рисунок 1).

Расчётным является населённый пункт № 2 (см. рисунок 1). Сечение проводов всех участков линии неизменно.

В таблице 5 выделяются три группы величин: известные, выбираемые и рассчитываемые.

Надбавка напряжения для трансформаторов удалённого населённого пункта принимается равной +5%.

Для удалённой ТП определяется суммарная допустимая потеря напряжения в линии 10 кВ и в сети 0,38 кВ до наиболее удалённого потребителя:

.

Таблица 5 - Результаты расчёта потерь и отклонений напряжения

Элементы сети	Потери и отклонения напряжения при нагрузке, %
	Удалённые ТП	Расчётные ТП
	100 %	25 %	100 %	25 %
Шины 10 кВ ТП 35/10 кВ Линия 10 кВ Трансформатор 10/0,4 кВ: Надбавка Потеря Сеть 0,38 кВ	+9 -6,25 +2,5 -4 -6,25	+3 -1,6 +2,5 -1 0	+9 -2,73 +2,5 -4 -7,62	+3 -0,7 +2,5 -1 0
Потребитель	-5	+2,9	-5	+3,8



Полученное значение распределяется поровну между линиями 10 кВ и 0,38 кВ. Потеря напряжения в линии 10 кВ и в линии 0,38 кВ принимается равной 6,25 %. Эти значения вносятся в таблицу 5.

Проверяется отклонение напряжения в минимальном режиме до ближайших потребителей удалённой ТП. Для этого определяется потеря напряжения в линии 10 кВ в минимальном режиме (четвёртая часть потери напряжения в максимальном режиме): 6,25/4 = 1,6 % Это значение также вносится в таблицу 5.

Определяется отклонение напряжения в минимальном режиме:

Данное значение меньше предельно допустимого значения

(+ 2,5 %), поэтому выбранная надбавка напряжения (+ 2,5 %) не корректируется.

Далее производится расчет допустимой потери напряжения (в режиме максимальной нагрузки) в сети 0,38 кВ для расчётной ТП.

На первом этапе определяются приведённые моменты нагрузок на участках сети:

М_i^' = k_о n l_i,

где k_о - коэффициент одновременности для суммирования нагрузок в сетях 10 кВ, приведенный в Приложении К, в зависимости от числа ТП;

n - количество ТП, получающих питание через данный участок.



Определяется допустимая потеря напряжения на 4-ом участке сети с использованием приведённых моментов нагрузки:

Определяется допустимая потеря напряжения в сети 10 кВ до расчётной подстанции:

Определяется потеря напряжения до расчетной ТП в сети 10 кВ в режиме минимальных нагрузок (четвёртая часть аналогичной нагрузки в максимальном режиме): 2,73/4 = 0,7.

Это значение также вносится в таблицу 5.

Принимается надбавка напряжения трансформатора в расчётном населённом пункте +2,5%.

Определяется допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ в режиме максимальной нагрузки:

Определяется отклонение напряжения у потребителей расчетной подстанции в режиме минимальной нагрузки:

Отклонение напряжения находится в пределах допустимого, поэтому расчеты не корректируются, а искомая потеря напряжения в соответствии с результатами расчетов принимается равной 9,77 %.

Определяется значение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ для расчетной подстанции в режиме максимальной нагрузки, выраженное в вольтах:



4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ СЕТИ 0,38 кВ

4.1 Выбор сечений проводов

Для выбора сечений проводов значения нагрузок по участкам сети в форме активной мощности (см. раздел 2.5) пересчитываются по формуле (4) в значения нагрузок в форме полной мощности.

Далее, для ВЛ по таблице интервалов экономических нагрузок, приведённой в Приложении М, с учётом рекомендаций раздела 1.4, определяются сечения проводов на участках сети для того режима, при котором нагрузки в виде полной мощности имеют наибольшие значения.

Для участка Л1 (дневной максимум):

Так как к магистральному участку Л1 подключены потребители с одинаковыми значениями cos (0,85), определять средневзвешенный коэффициент мощности cos _взв не требуется.

Рабочий максимальный ток:

Для участка Л1 (вечерний максимум):

где Р_днi, Р_вечi - расчетные нагрузки на головных участках линий (таблица 4), кВт;

cos ц - коэффициент мощности (таблица Ж.1 Приложения Ж).

Рабочий максимальный ток:

По таблице интервалов экономических нагрузок (Приложение М) по большему значению мощности выбирается провод 4А50.

Аналогично производится выбор сечений проводов ВЛ на участках Л1-1, Л1-2, Л2.

Результаты расчётов сведены в таблицу 6.

Таблица 6 - Расчётные нагрузки и сечения проводов ВЛ на участках сети

Участок сети 0,38кВ	Cos цдн	Sдн, кВА	Imax.дн, А	Cos цвеч	Sвеч, кВА	Imax,веч, А	Марка провода
Л1 Л1-1 Л1-2 Л2	0,85 0,85 0,85 0,75	20 16,47 5,88 26,7	30,4 24,96 8,9 41,3	0,9 0,9 0,9 0,78	32,2 22,5 15,83 20,3	48,1 34 23,99 31,4	А50 А25 А35 А50

Для ВЛИ с СИП рассчитываются рабочие максимальные токи нагрузки I_max на основе определенных нагрузок в форме полных мощностей S по формуле:

Затем, по Приложению Н, по известным допустимым токам определяются номинальные сечения проводов по условию:



I_доп I_max .

При этом учитывается, что по условию механической прочности сечение несущей жилы СИП должно быть не менее 35 мм² [5, 6], а при подключении уличного освещения - не менее 50 мм².

Для участка Л4 (дневной максимум):

Рабочий максимальный ток:

Для участок Л4 (вечерний максимум):

где Р_днi, Р_вечi - расчетные нагрузки на вводе объекта (таблица 4), кВт;

cosц - коэффициент мощности (таблица Ж.1 Приложения Ж).

С учетом подключения уличного освещения по Приложению Н выбирается провод СИП -2 3х35+1х50.

Аналогично производится выбор сечений проводов ВЛИ на участке Л4.

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Расчётные нагрузки и сечения проводов ВЛИ на участках сети

Участок сети 0,38кВ	Cos цдн	Sдн, кВА	Imax.дн, А	Cos цвеч	Sвеч, кВА	Imax,веч, А	Марка провода
Л3 Л4	0,7 0,85	48,6 17,65	75,2 26,74	0,75 0,9	3,7 28,1	5,7 42,5	3x35+1x50 3x35+1x50

4.2 Проверка сечений проводов по допустимой потере напряжения

Для проверки сечений проводов по допустимой потере напряжения предварительно определяются фактические потери напряжения по формуле:

,

где Р - расчётная нагрузка на участке сети, кВт;

l - длина расчётного участка сети, км;

U_н=0,38 кВ - номинальное напряжение;

r₀, x₀ - погонные активное и индуктивное сопротивления 1 км линии, определяемые по Приложению О, в зависимости от сечения провода и расстояния между проводами. В данном проекте расстояние между проводами принимается 400 мм.

Значения tg ц и cos ц приведены в Приложении Ж, в зависимости от характера потребителя и вида максимума.

Дальше для каждого потребителя населённого пункта сравниваются фактические потери напряжения с допустимыми в форме выполнения одного из условий:

(для радиальных линий)

или

(для линий с магистральным участком),

где - потеря напряжения на радиальном участке сети, непосредственно связывающем потребителя с шинами ТП;

- суммарная потеря напряжения по участкам сети, связывающей потребителя с шинами ТП (потеря напряжения от начала линии);

- допустимая потеря напряжения на участке сети (раздел 3).

Расчёт фактических потерь напряжения и проверка выполнения условий (15) и (16) производятся для режима, соответствующего наибольшей нагрузке (таблица 4). Результаты выбора проводов сводятся в таблицу 8

Для потребителя № 4, получающего питание через линии Л1 и Л1-1 наибольшей является нагрузка вечернего максимума.

Линия Л1:

Линия Л1-1:

Суммарная потеря напряжения в линиях Л1 и Л1-1:

Условие (16) выполняется. Сечение проводов на участках Л1 и Л1-1 принимается А-50 и А-25 соответственно.

Линия Л1-2:

Суммарная потеря напряжения в линиях Л1 и Л1-2:

Условие (16) выполняется. Сечение проводов на участке Л1-2 принимается А-35.

Линия Л2:

Условие (15) выполняется. Сечение проводов на участке Л2 принимается А-50.

Линия Л3:

Условие (15) выполняется. На участке Л3 принимается провод СИП-2 (3х35+1х50)+1х16 с дополнительной жилой для уличного освещения.

Линия Л4:

Условие (15) выполняется. Принимается провод СИП-2 (3x35+1x50)+1х16 с дополнительной жилой для уличного освещения.



Таблица 8 - Выбранные марки и сечения проводов

Участок сети	Марка провода
Л1	А-50
Л1-1	А-25
Л1-2	А-35
Л-2	А-50
Л-3	СИП-2 (3х35+1х50)+1х16
Л-4	СИП-2 (3x35+1x50)+1х16

4.3 Проверка сечений проводов ВЛ по допустимому току

Для проверки выбранных сечений проводов по допустимому току используются результаты расчетов, приведенные в таблице 6.

Затем, по Приложению Н по известным сечениям проводов на участках сети определяются допустимые токи проводов I_доп и проверяется выполнение условия:

.

Линия Л1:

Допустимый ток для сечения 50 мм² равен 215 А.

I_доп=215А? I_max=48,9 А.

Условие (17) для линии Л1 выполняется.

Сечения проводов, значения допустимых и рассчитанных максимальных токов для ВЛ сведены в таблицу 9.



Таблица 9 -Значения допустимых и расчетных максимальных токов

Участок сети	Л1	Л1-1	Л1-2	Л2
Imax, А	48,1	34	23,99	41,3
Iдоп, А	215	136	170	215
Марка провода	А50	А25	А35	А50

Все выбранные сечения удовлетворяют требованиям по допустимому току.



5. ПРОВЕРКА СЕТИ 0,38 кВ ПО УСЛОВИЯМ ПУСКА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ

По заданию проекта необходимо проверить возможность пуска электродвигателя мощностью 22 кВт, при его установке на складе кормов (при условии отсутствия установленной на складе кормов нагрузки).

Определяется номинальный ток электродвигателя:

где з=0,89 - номинальный коэффициент полезного действия двигателя;

cos ц=0,91 - номинальный коэффициент мощности двигателя;

U_н=0,38 кВ - номинальное напряжение сети.

Определяется пусковой ток двигателя:

где к_п - коэффициент пуска двигателя.

Определяется значение коэффициента мощности при пуске:

где М_п*=2 - кратность пускового момента при нормальном напряжении.

Определяются активное и индуктивное сопротивления линии от шин 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ до точки подключения:

r_Л2=0,576?0,27?10³=155,52 мОм;

х_Л2=0,297?0,27?10³=80,19 мОм.

Определяются значения результирующих активного и реактивного сопротивлений внешней, по отношению к двигателю, сети:

r_p=r_T1+r_Л2=37+155,52=192,52 мОм;

х_p=х_T1+х_Л2=74+80,19=154,19 мОм,

где r_T, х_T - активное и индуктивное сопротивления

трансформатора 10/0,4 кВ (ТП), приведённые к напряжению 0,4 кВ (Приложение П).

Определяется кратность напряжения на зажимах электродвигателя:

где - коэффициент реактивной мощности при пуске.

Определяется кратность фактического пускового момента:

Пуск будет успешным в случае выполнения условия:

где k_з=1,4 - коэффициент запаса;

М_Т*= 1 - кратность момента трогания рабочей машины, определяемая отношением момента трогания М_Т к М_н.

Условие запуска электродвигателя не выполняется. Возможные технические решения, позволяющие запустить электродвигатель:

- увеличение сечения проводов;

- применение двухцепной линии;

- использование продольно-емкостной компенсации.



6. ВЫБОР ТИПА И КОНСТРУКЦИИ ТП 10/0,4 кВ

В проекте предусмотрена КТП наружного исполнения.

В соответствии с Приложением У принимается однотрансформаторная подстанция типа: КТП - ВВ - 3 - 100 - 10/0,4 - 97 - УХЛ1 с трансформатором ТМ 100/10 и четырьмя отходящими линиями.

Трансформатор оснащён системой ПБВ (переключение без возбуждения). Схема соединения обмоток трансформатора на КТП - «звезда-зигзаг с нулем».

В распределительном устройстве расположены автоматические выключатели. Схема электрических соединений приведена на втором листе графической части проекта.



7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Токи короткого замыкания рассчитываются в именованных единицах с учётом активных сопротивлений.

Строится эквивалентная однолинейная схема замещения электрической сети (рисунок 4).

Рисунок 4 - Эквивалентная однолинейная схема замещения одной фазы цепи питания потребителей

Сечение проводов ВЛ 10 кВ принимается одинаковым для всех участков сети и равным 70 мм².

Для линий 0,38 кВ кроме токов двухфазного и трехфазного короткого замыкания рассчитываются токи однофазного короткого замыкания. В расчётах все сопротивления приведены к напряжению 0,4 кВ и выражены в миллиомах (мОм).

Определяется сопротивление питающей системы:

где S_кз=28 МВА - мощность короткого замыкания системы (таблица 1);

U_б=0,4 кВ - базисное напряжение.

Определяется сопротивление участка линии 10 кВ:

а) активное:

где r₀=0,42 Ом/км- удельное активное сопротивление провода (Приложение О);

l=l₁+l₂=1+2=3 км- длина линии от ТП 35/10 кВ до расчётного пункта (таблица 1);

U_сн=10,5 кВ - среднее номинальное напряжение линии.

б) индуктивное:

где х₀=0,309 Ом/км (Приложение О) - удельное индуктивное сопротивление провода;

l - длина линии от ТП до расчётного пункта, км (таблица 1).

Определяется сопротивление трансформатора 10/0,4 кВ (Приложение П):

а) активное: r_Т=37 мОм.

б) реактивное: х_Т=74 мОм.

При определении сопротивлений линий 0,38 кВ значения r₀ и х₀ принимаются по Приложению О, в зависимости от сечений проводов, которые приведены в таблице 8. Значения l приведены в разделах 5 и 2.

Значения полных сопротивлений петли «фаза-нуль» для расчета токов однофазного КЗ принимаются по Приложению Р.

Ниже приведен расчет сопротивлений r_л и х_л для линии Л1-1. Результаты расчёта сопротивлений на остальных участках сведены в таблицу 10.

Длина линии Л1-1 равна 0,285 км.

Сопротивления линий 0,38 кВ:

а) активное:

б) реактивное:

Таблица 10 - Активные и реактивные сопротивления линий 0,38 кВ

Участок сети	Л1	Л1-1	Л1-2	Л2	Л3	Л4
l,км	0,1	0,285	0,375	0,27	0,156	0,308
r,мОм	57,60	324,90	311,25	155,52	135,41	267,34
x,мОм	29,70	90,92	115,50	80,19	12,51	24,70

Сопротивления шин 0,4 кВ, трансформаторов тока, автоматов и рубильников в данном проекте не учитываются.

Определяются сопротивления до точки К1:

а) активное:

б) реактивное:

в) результирующее:

Определяется периодическая составляющая тока трёхфазного короткого замыкания в точке К1:

Определяется величина тока двухфазного короткого замыкания в точке К1:

Определяется величина тока однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ (точка К1):

где U_ф=0,23 кВ - среднее номинальное фазное напряжение сети;

- расчётное сопротивление току однофазного короткого замыкания, определяемое по Приложению П;

Z_П1=Z_ОП? l ? 10³ = 3,21 ? 0,385 ?10³ = 1235,85 мОм,

где Z_ОП - полное погонное сопротивление цепи “фазный - нулевой провод”, приводимое в Приложении Р для различных сечений фазного и нулевого проводов (для проводов с неизолированными проводами сечения принимаются одинаковыми);

l - суммарная длина линий Л1 и Л1-1.

Токи короткого замыкания в остальных точках рассчитываются аналогичным образом. Результаты расчётов сведены в таблицу 11.

Таблица 11 - Сопротивления и токи КЗ в расчётных точках

Точка КЗ	Zp, мОм	Iкз3,А	Iкз2,A	Zп,мОм	Iкз1,А
К1	470,97	499,60	434,65	1235,85	178,18
К2	470,59	500,00	435,00	1220,75	180,29
К3	258,25	911,12	792,68	467,10	440,53
К4	202,08	1164,36	1012,99	288,60	669,38
К5	326,89	719,79	626,22	569,80	368,12
К6	97,92	2403,03	2090,64	0,00	4181,82



8. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ НА ТП 10/0,4 кВ

Критериями выбора параметров автоматических выключателей являются следующие условия:

- несрабатывание защиты в нормальном режиме;

- надежное срабатывание защиты в аварийном режиме (при коротких замыканиях).

Значения номинального тока теплового расцепителя и тока срабатывания электромагнитного расцепителя для принятого типа выключателя выбираются по первому условию и проверяются по второму.

Первое условие для теплового расцепителя обеспечивается при выполнении неравенства:

I_НТР 1,1 (I),

где I - максимальный рабочий ток нагрузки линии без учета номинального тока самого мощного двигателя;

I_п - пусковой ток электродвигателя большой мощности.

В расчетах наличие такого двигателя не предусматривается.

Из ряда возможных значений номинальных токов тепловых расцепителей (Приложение С), удовлетворяющих этому условию, выбирается наименьшее.

Для электромагнитного расцепителя условием несрабатывания в нормальном режиме является:

I_ЭР k_н (I+ I_п).

Для выключателей отходящих от ТП линий принимается: k_н = 1,5.

Линия Л1:

Определяются условия несрабатывания в нормальном режиме:

По Приложению С выбирается автоматический выключатель ВА57-31 со следующими параметрами:

I_НТР=63 А;

I_ЭР=400 А.

Условия несрабатывания в нормальном режиме выполнены.

Определяются условия надёжного срабатывания в аварийном режиме:

Для выключателя ВА57-31 (с номинальным током теплового расцепителя 63 А и током срабатывания электромагнитного расцепителя 400 А) при токе однофазного КЗ 178,18 А (выбирается по меньшему значению тока короткого замыкания) время срабатывания теплового расцепителя (по характеристике Приложения С) находится в диапазоне от 20 с до 40 с.

Поскольку t_ср=(20+40)/2=30с больше 5 с, необходимо применить дополнительную защиту, причем выбор вида дополнительной защиты (РЭ 13-2 или ЗТИ-0,4) производится после оценки возможности срабатывания токовой отсечки при двухфазном КЗ в конце линии.

Для этого проверяется выполнение условия:

.

Условие (38) не выполняется, необходимо применить дополнительную защиту ЗТИ-0,4, которая обеспечивает надежное срабатывание защиты при однофазных и междуфазных КЗ.

При определении параметров дополнительной защиты руководствуются следующим.

Для отстройки от тока несимметрии в нулевом проводе минимальное значение тока срабатывания защиты при однофазных КЗ выбирается по условию:

I 0,5 I_мах,

где I_max - максимальные рабочие токи нагрузки линии, определенные в разделе 2.4.3.

По значению тока срабатывания выбирается ближайшая большая уставка срабатывания при однофазных КЗ из ряда следующих значений: 40, 80, 120 А.

Минимальное значение тока срабатывания защиты от междуфазных КЗ выбирается из ряда: 100, 160, 250 А по условию отстройки от максимального тока в линии.

Выбираются уставки срабатывания: I_с.з. = 100 А.

Линия Л2:

Определяются условия несрабатывания в нормальном режиме:

По Приложению С выбирается автоматический выключатель ВА57Ф35 со следующими параметрами:

I_НТР=50А;

I_ЭРср=160 А.

Условия несрабатывания в нормальном режиме выполнены.

Определяются условия надёжного срабатывания в аварийном

режиме:

440,53 >160 А.

Условие срабатывания выключателя при однофазном КЗ обеспечивается.

Линия Л3:

Определяются условия несрабатывания в нормальном режиме:

По Приложению С выбирается автоматический выключатель ВА57Ф35 со следующими параметрами:

I_НТР=100 А;

I_ЭРср=500 А.

Условия несрабатывания в нормальном режиме выполнены.

Определяются условия надёжного срабатывания в аварийном

режиме:

669,38 >500 А.

Условие срабатывания выключателя при однофазном КЗ обеспечивается.

Линия Л4:

Определяются условия несрабатывания в нормальном режиме:

По Приложению С выбирается автоматический выключатель ВА61F29 (характеристика типа В) со следующими параметрами:

I_НТР=50А;

I_ЭРср=200 А.

Условия несрабатывания в нормальном режиме выполнены.

Определяются условия надёжного срабатывания в аварийном режиме:

368,12А>200 А.

Условие чувствительности защиты обеспечивается при всех видах КЗ, поэтому дальнейшие проверки возможности срабатывания при междуфазных КЗ не производятся.

Для ТП заказываются следующие выключатели:

Выключатель ВА57Ф31-341210-20 УХЛ3-63А; независимый

расцепитель ~220 В, 50 Гц.

Выключатель ВА57Ф35-340010-20 УХЛ3-50А.

Выключатель ВА57Ф35-340010-20 УХЛ3-100А.

Выключатель ВА61F29 - 3В50.

9. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ ТП 10/0,4 кВ И ЛИНИЙ 0,38 кВ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

От набегающих волн перенапряжения ТП 10/0,4 кВ защищаются вентильными разрядниками РВО-10 (или PC-10) со стороны высшего напряжения, устанавливаемыми вблизи трансформатора (для КТП вентильные разрядники входят в полный комплект оборудования ТП).

Защита ТП со стороны 0,4 кВ осуществляется с помощью вентильных разрядников РВН-0,5, устанавливаемых в распределительном устройстве 0,4 кВ (для КТП вентильные разрядники входят в полный комплект оборудования ТП).

Линии 0,38 кВ защищаются от атмосферных (грозовых) перенапряжений путем заземления крюков и штырей изоляторов на расстояния, не превышающие 200 м (на каждой пятой опоре линии), так как число грозовых часов в году не превышает 40 (см. раздел 1). Кроме того, грозозащитные заземления выполняются на вводах в школу и дом культуры (объекты № 4, № 5).

С целью обеспечения электробезопасности на линии 0,38 кВ выполняются повторные (защитные) заземления нулевого провода. Они устанавливаются на концах линии (как магистралей, так и ответвлений) при их длине более 200 м, а также на вводах в здания, электроустановки которых подлежат занулению.

Для выполнения на одной опоре защитного и повторного заземлений используется общее заземляющее устройство. Выбранные места установки грозозащитных и повторных заземлений указываются на плане электрических сетей 380/220 (первый лист графической части).



10. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

План электрифицируемого населенного пункта со схемой распределительных сетей напряжением 0,38 кВ представлен на чертеже.

Схема электрических соединений комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ с применением токовой защиты ЗТИ-0,4 на линии Л1 представлена на чертеже.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. А.А. Сошников, О. Н. Дробязко, В. А. Дудник Электроснабжение населенного пункта: учебно-методическое пособие/ Изд-во АлтГТУ, 2014. - 112 с.

Размещено на Allbest.ru