Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исходные данные

2. Расчет электрических нагрузок

3. Компенсация реактивной мощности

4. Выбор потребительских трансформаторов

5. Электрический расчет ВЛ с 2-х сторонним питанием напряжением 10кВ

6. Электрический расчет ВЛ напряжением 10кВ

7. Оценка качества напряжения у потребителей

8. Расчет токов короткого замыкания на ВЛ 10кВ

9. Выбор оборудования на ТП

10. Конструктивное выполнение линии 10кВ и ТП 10/0,4

11. Выбор оборудования на отходящих ячейках ГПП-110/10кВ

12. Выбор МТЗ и ТО для ВЛ 10кВ

13. Согласование защит

14. Расчет защитного заземления

15. Технико-экономические показатели проекта

16. Литература

электрический линия замыкание заземление трансформатор

ВВЕДЕНИЕ

От электрических сетей в сельских районах обычно питается большое разнообразных потребителей электрической энергии, под которыми понимают приемник или группу приемников электрической энергии, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории. Приемником электрической энергии (электроприемником), в свою очередь, называют аппарат, агрегат или механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в энергию другого вида.

В сельских районах находятся следующие потребители электрической энергии:

? жилые дома, фермерские хозяйства

? предприятия и учреждения, обслуживающие население

? производственные потребители хозяйств

? предприятия агропромышленного комплекса

? прочие потребители, в числе которых могут быть промышленные предприятия

Для проектирования электрических линий, подстанций и станций необходимо знать нагрузки отдельных электроприемников и их групп.

Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве, как и в других отраслях народного хозяйства ? величина непрерывно изменяющаяся: одни потребители включаются, другие отключаются. Мощность, потребляемая включенными электроприемниками, например электродвигателями, также уменьшается или увеличивается с изменением загрузки приводимых в действие рабочих машин. Кроме того, с течением времени общая электрическая нагрузка непрерывно увеличивается, так как растет степень электрификации сельскохозяйственного производства и быта сельского населения.

Эти изменения, как правило, носят случайный характер, однако они подчиняются вероятностным законам, которые могут быть установлены с той большей точностью, чем больше опытных данных было использовано при их определении.

Таким образом, обстоятельное изучение электрических нагрузок в сельском хозяйстве ? сложная самостоятельная задача. В данном курсе эту задачу рассматривают частично и сводят в первую очередь к определению расчетных нагрузок, то есть наибольших значений полной мощности на вводе к потребителю или в электрической сети за промежуток времени 0,5 ч в конце расчетного периода.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Схема сети напряжением 10кВ питание рассматриваемого населенного пункта приведена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 Исходная схема электропередачи

Сборные шины 10 кВ ИП1:

дU¹⁰⁰,% = +10

дU²⁵ ,% =+5

S_к⁽³⁾ = 200МВА

Длина участков 10 кВ, км.:

L0-1=3,5 км

L1-2=0,6км

L2-3=0,6км

L3-4=0,3 км

L2-5=0,4 км

L5-6=0,6км

L5-7=4,8 км

L7-8=0,9 км

L7-9=0,6км

L9-10=0,9 км

L9-11=2,0 км

L11-12=3,5 км

Таблица 1.1 - Показатели мощности

Мощность активная дневная Рд , кВт	Мощность реактивная дневная Qд, кВАр	Мощность активная вечерняя Рв , кВт	Мощность реактивная вечерняя Qв, кВАр
ТП1	145	ТП1	70	ТП1	80	ТП1	30
ТП2	110	ТП2	84	ТП2	51	ТП2	30
ТП3	60	ТП3	40	ТП3	75	ТП3	56
ТП4	80	ТП4	15	ТП4	74	ТП4	47
ТП5	66	ТП5	44	ТП5	133	ТП5	23
ТП6	?	ТП6	?	ТП6	?	ТП6	?
ТП7	150	ТП7	20	ТП7	151	ТП7	13
ТП8	120	ТП8	54	ТП8	46	ТП8	21

Таблица 1.2 - Показатели электроснабжения для потребителей ТП6

№ потребителя	Наименование объекта	Количество потребителей	Расход электро энергии, кВт•ч	Продолжитель- ность смены,ч	Коэффициент Использования	Эфф. Число электроприемников	Коэффициент мощности
		Шт	Wсм.д	Wсм.в	tсм.д	tсм.в	Кисп	Пэф	сosцд	сosцв
17	Производство молока на 600 коров	1	1680	1680	12	0,5	10	0,75	0,85
35	Птицеферма на 40 тыс. кур-несушек	1	2160	2160		0,5	20	0,75	0,85

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчет нагрузок ТП 6

Определение нагрузок ТП 6 производим по методу упорядоченных диаграмм [2].Сущность его заключается в следующем: определяется средняя активная мощность (Рсм) группы электроприемников за смену.

Пример расчета для 1-го потребителя:

 (2.1)

Wсм.д ? расход электроэнергии за смену , кВт

tсм ? продолжительность смены

так как

= и =, то

кВт

Номинальная мощность электроприемников,

(2.2)

кВт

( 0,75) = 0,882

( 0,85) = 0,62

(2.3)

кВАр

кВАр

Максимальная или расчетная мощности электроприемников, кВт

(2.4)

 кВт

(2.5)

кВАр

кВАр

Полная расчетная мощность

(2.6)

кВА

кВА

Расчеты для второго потребителя проводим аналогично.

(2.1)

Wсм.д ? расход электроэнергии за смену ,кВт

tсм ? продолжительность смены

так как

= и =, то

кВт

Номинальная мощность электроприемников

 (2.2)

кВт

(2.3)

кВАр

кВАр

Максимальная или расчетная мощности электроприемников

(2.4)

кВт

(2.5)

кВАр

кВАр

Полная расчетная мощность

(2.6)

кВА

кВА

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчетов определения нагрузок ТП 6

Наименование объекта	Рсм, кВт	Рном, кВт	Qном, кВАр	Км	Рmax	Qmax	Smax
Производство молока 600 коров	140 140	280 280	246 184	1,34	188 188	165 117	250 221
Птицеферма 40 тыс. кур-несушек	180 180	360 360	317 223	1,2	336 336	296 208	448 395
Нагрузка ТП6	474 474	416 290	638 563

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

3. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности.

В проекте необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП6 и установить их на шинах этих ТП. Порядок расчета следующий. По естественному коэффициенту мощности (табл. 2,3) определяется, где и когда необходима компенсация. Определяется величина реактивной мощности Q_к, которую необходимо компенсировать до соsц= 0,95.

 (3.1)

где Q_ест -естественная (до компенсации) реактивная мощность:

Выбирается мощность конденсаторных батарей Q_бк, при этом переком-пенсация не рекомендуется:

(3.2)

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,4 кВ квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 10, 125, 150, и т.д.

Есть БК номинальная мощность которых, отличается от перечисленных;

Рекомендуется устанавливать БК, если Q_бк ?25 кВАр [3].

Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой - только одна.

Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:

(3.3)

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций без учета компенсаций:

(3.4)

Коэффициенты мощности до компенсации определяются по выражениям (2.11) и (2.12).

Для ТП6:

кВАр

кВАр

Для ТП6 можно установить 6 батареи конденсаторов мощностью 100 кВАр каждая. При этом днем работают 4 батареи общей мощностью 100 кВАр, а вечером 2 батареи 100 кВАр.

Определяем нескомпенсированную реактивную мощность:

кВАр

кВАр

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсаций:

(3.4)

Для ТП 6:

кВА

кВА

Коэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям (2.19) и (2.20).

Результаты расчета нагрузок для ТП 6 сводятся в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Сводная таблица расчета

Элементы сети	Мощность	Ток, А.	Коэф-т. Мощности
	Актив., кВт	Реак., кВАр	Полная, кВА
	Рд	Рв	Qд	Qв	Sд	Sв	Iд	Iв	сosцд	сosцв
ТП-6	474	474	416	290	638	563	-	-	0,74	0,84
После компенсации реактивной мощности
ТП-6	474	474	416	290	474,2	482	-	-	0,98	0,983

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 3.2.

Расчетные величины ТП 6 показаны в табл. 2.2, выбор БК можно быстро производить по номограммам [3].

Таблица 3.2 - Сводные данные по компенсации реактивной мощности

№ТП	Расчетная мощность
	Естественная	Для компенсации	БК	Расчетная
	Qест.д	Qест.в	Qк.д	Qк.в	Qбк.д	Qбк.в	Qд	Qв
ТП 6	416	290	260	134	4х100	2x100	16	90

4. ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок, в зависимости от шифра нагрузки, полной расчетной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия:

(4.1)

S_р - расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n - количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5].

S_{эк min}, S_{эк max} - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей.

Принятые по номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию:

(4.2)

где: к_с - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15 С? K определяется для = -15 С?.

При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отклонения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:

(4.4)

где: к_ав -коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с к_с

Пример выбора двухтрансформаторной подстанции ТП 6 по (4.1)

S ? ? S= 161 ? ? 320

Предварительно выбираем трансформатор мощностью 160 кВА

Кс=1,45

Кав=1,83

? K = = 1,48 <1,45

При отключении одного трансформатора:

< К = =2,96<1,83

Условие не выполняется, выбираем трансформатор большей мощностью 400 кВА.

? K = = 0,59 ?1,4

< К = =1,19 ? 1,73

Условие выполняется

Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу № 4.1

Потери энергии в трансформаторах:

(4.6)

где ДР_х, ДР_к -- потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

ф --время максимальных потерь, определяется по табл. 4.2 [13].

Для ТП 6:

кВт?ч/год

Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Потребительские трансформаторы

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ С 2-Х СТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ с 2-х сторонним питанием производится с целью выбора марки и сечения проводов, места установки разъединителя и определения потерь напряжения и энергии (табл. 5.1). Рекомендуется следующий порядок расчета.

Составляется расчетная схема. Подсчитываются суммы полных, активных, реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. Определяем точку токораздела.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема линии с 2-х сторонним питанием

Полная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.1)

Si ? полная мощность потребительских ТП в точке К

lк-в ? длинна участка от точки i

lав ? длинна участка (магистрали ВЛ 10кВ) 0-12

Активная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.2)

PA ? активная мощность потребительских ТП в точке i

Реактивная активная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.3)

Qi ? реактивная мощность потребительских ТП в точке i

Полная мощность потребительских ТП на участках от ИП1

кВА (5.4)

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

Так как на участке 7-9 полная мощность имеет отрицательное значение (S₇-₉Д=-637,01 кВА), то это говорит о том, что точка 9 является точкой токораздела.

Потери от источника А:

Потери от источника В:

Так как потери со стороны А больше, чем потери со стороны В, то точка 9 будет питаться от источника В.

Определяем точку потокораспределния по вечерним нагрузкам:

Рисунок 5.2 - Расчетная схема линии с двухсторонним питанием

кВА

кВА

Проверка: кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

Так как на участке 7-9 полная мощность имеет отрицательное значение (S₇-₉Д=-610,21кВА), то это говорит о том, что точка 9 является точкой потокораздела.

Потери от источника А:

Потери от источника В:

Так как потери со стороны А больше, чем потери со стороны В, то точка 9 будет питаться от источника В.

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10кВ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности.

Определяются расчетные мощности и токи участка по выражению:

(6.1)

При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится с учетом добавок нагрузок в сетях 6-35кВ. Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности. По F принимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм,а на ответвлениях-35.мм. Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:

I ? I, (6.2)

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r и индуктивное х; для определения х необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Д=1500 мм). Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:

U% =; (6.3)

U% = ; (6.4)

где и Q - мощности, протекающие по участку, Вт и вар; - длина участка, м; - номинальное напряжения сети, В; и - сопротивление провода, Ом/км;

Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.

Определяются потери электрической энергии на участках

(6.5)

кВт?ч

Определяются потери электрической энергии во всей линии:

% (6.6)

(6.7)

% (6.8)

кВт?ч

Данные по расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 6.1 и 6.2

Таблица 6.1 - Электрический расчет ВЛ 10 кВ в послеаварийном режиме.

Участок	Сумма мощности ТП за участком	количество трансформаторов	Ко	Расчтеная мощность участка
	активная, кВт	реактивная, кВАр			активная, кВт	реактивная, кВАр	полная кВА
№	Длина,км	Рд	Рв	Qд	Qв			Рд	Рв	Qд	Qв	Sд	Sв
0-1	3,5	1205	1084	743	510	8	0,77	927	834	572	392	1090	922
1-2	0,6	1060	1004	673	480	7	0,78	826	783	524	374	979	868
2-3	0,6	170	126	124	86	2	0,9	153	113	111	77	189	137
3-4	0,3	60	75	40	56	1	1	60	75	40	56	72	93
2-5	0,4	890	878	549	394	5	0,8	712	702	439	315	836	769
5-6	0,6	80	74	15	47	1	1	80	74	15	47	81	87
5-7	4,8	810	804	534	347	4	0,83	672	667	443	288	805	726
7-8	0,9	66	133	44	23	1	1	66	133	44	23	79	134
7-9	0,6	744	671	490	324	3	0,85	632	570	416	275	757	633
9-10	0,9	150	151	20	13	1	1	150	151	20	13	151	151
9-11	2,0	120	46	54	21	1	1	120	46	54	21	131	50
11-12	3,5	1205	1084	743	510	8	0,77	927	834	572	392	1090	922
9-11	2,0	1085	1038	689	489	7	0,78	846	809	537	381	1002	894
9-10	0,6	150	151	20	13	1	1	150	151	20	13	151	151
9-7	0,6	461	413	253	186	5	0,8	368	330	202	148	420	362
7-8	0,9	66	133	44	23	1	1	66	133	44	23	79	134
5-7	4,8	395	280	209	163	4	0,83	327	232	173	135	370	268
5-6	0,6	80	74	15	47	1	1	80	74	15	47	81	87
5-2	0,4	315	206	194	116	3	0,85	267	175	164	98	314	200
3-4	0,6	170	126	124	86	1	1	153	113	111	77	189	137
3-2	0,3	60	75	40	56	2	0,9	60	75	40	56	72	93
2-1	0,6	145	80	70	30	1	1	145	80	70	30	161	85
0-1	62	53	АС95	1,71	1,71	1,39	1,39	27882
1-2	56	50	АС95	0,26	1,97	0,22	1,61	3899
2-3	10	7	АС35	0,103	2,07	0,07	1,68	316
3-4	9	5	АС35	0,01	2,08	0,02	1,7	29
2-5	48	44	АС95	0,15	2,12	0,13	1,74	1909
5-6	4	5	АС35	0,04	2,16	0,04	1,78	59
5-7	46	41	АС70	1,98	4,06	1,74	3,48	27618
7-8	4	7	АС35	0,06	4,12	0,11	3,59	174
7-9	43	36	АС70	0,23	4,29	0,19	3,67	4936
9-10	8	8	АС35	0,12	4,41	0,123	3,793	304
9-11	7	2	АС70	0,13	4,42	0,05	3,72	242
11-12	62	53	АС95	0,29	0,29	0,23	0,23	4779
9-11	57	51	АС95	0,9	1,19	0,77	1	13446
9-10	8	8	АС35	0,08	1,27	0,08	1,08	202
9-7	24	20	АС70	0,12	0,41	0,109	1,109	905
7-8	4	7	АС35	0,06	0,47	0,11	1,219	174
5-7	21	15	АС70	0,905	1,315	0,66	1,769	5546
5-6	4	5	АС35	0,045	1,36	0,048	1,817	59
5-2	18	11	АС70	0,064	1,379	0,041	1,81	336
3-4	10	7	АС35	0,103	1,482	0,075	1,885	316
3-2	4	5	АС35	0,019	1,501	0,025	1,91	29
2-1	9	4	АС70	0,048	1,427	0,025	1,835	120
Участок	W год	потери Wлинии	потери трансформатора
0-1	3337200	0,83	2,15
1-2	2973600	0,13	2,41
2-3	459000	0,06	15,63
3-4	210000	0,01	34,18
2-5	2563200	0,07	2,8
5-6	224000	0,02	32,04
5-7	2419200	1,14	2,96
7-8	372400	0,04	19,27
7-9	1390400	0,35	5,16
9-10	480000	0,06	14,95
9-11	384000	0,06	18,69
11-12	3337200	0,14	2,15
9-11	3045600	0,44	2,35
9-10	4800000	0,04	14,95
9-7	1269600	0,07	5,65
7-8	3724000	0,09	19,27
5-7	1128150	0,49	6,36
5-6	224000	0,02	32,04
5-2	907800	0,03	7,9
3-4	489600	0,06	14,66
3-2	210000	0,01	34,18
2-1	464000	0,02	15,46

Таблица 6.2 - Электрический расчет ВЛ 10 кВ в нормальном режиме.

Участок	Сумма мощности ТП за участком	количество трансформаторов	Ко	Расчтеная мощность участка
	активная, кВт	реактивная, кВАр			активная, кВт	реактивная, кВАр	полная кВА
№	Длина,км	Рд	Рв	Qд	Qв			Рд	Рв	Qд	Qв	Sд	Sв
0-1	3,5	611	564	273	199	6	0,79	482	445	215	157	528	472
1-2	0,6	466	484	203	169	5	0,8	372	387	162	135	406	410
2-3	0,6	170	126	124	86	2	0,9	153	113	111	77	189	137
3-4	0,3	60	75	40	56	1	1	60	75	40	56	72	93
2-5	0,4	296	358	79	83	3	0,85	251	304	67	70	260	312
5-6	0,6	80	74	15	47	1	1	80	74	15	47	81	87
5-7	4,8	216	284	64	36	2	0,9	194	255	57	32	202	257
7-8	0,9	66	133	44	23	1	1	66	133	44	23	79	134
7-9	0,6	150	151	20	13	1	1	150	151	20	13	151	151
9-10	0,9	150	151	20	13	1	1	150	151	20	13	151	151
12-11	3,5	744	671	490	324	3	0,85	632	570	416	275	757	633
11-9	2,0	624	625	436	301	2	0,9	561	562	392	270	685	624
9-10	0,6	150	151	20	13	1	1	150	151	20	13	151	151
0-1	30	27	АС70	0,92	0,92	0,81	0,81	8370
1-2	23	23	АС70	0,12	1,05	0,12	0,93	831
2-3	10	7	АС35	0,1	1,15	0,07	1	316
3-4	64	5	АС35	0,01	1,17	0,02	1,03	29
2-5	15	18	АС70	0,04	1,1	0,05	0,99	339
5-6	4	5	АС35	0,04	1,14	0,04	1,03	59
5-7	11	14	АС70	0,46	1,56	0,55	1,54	2441
7-8	4	7	АС35	0,06	1,63	0,11	1,65	232
7-9	8	8	АС70	0,04	1,61	0,03	1,58	94
9-10	8	8	АС35	0,12	1,73	0,12	1,7	304
11-12	43	36	АС70	0,23	0,23	0,19	0,19	3016
11-9	39	36	АС70	0,7	0,93	0,63	0,82	8083
9-10	8	8	АС35	0,08	1,02	0,08	0,9	202

W год	потери Wлинии	потери трансформатора
1687000	0,49	4,2
1335150	0,06	5,3
489600	0,06	14,6
210000	0,01	34,1
1048800	0,03	6,8
224000	0,02	32
867000	0,28	8,27
425600	0,05	16,8
483200	0,01	14,8
483200	0,06	14,8
2275200	0,132	3,15
1967000	0,411	3,64
483200	0,04	14,8

7. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для оценки качества напряжения у потребителей линии с 2-х сторонним питанием составляются таблицы отклонений напряжения (табл.№ 6.1 и табл.№ 6.2) из которой определяется допустимая потеря напряжения dUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблица составляется для ближайшей расчетной и удаленной трансформаторных подстанций для каждой линии от ИП1 и ИП2. Удаленной считается та подстанция, потери напряжения, до которой, от ГПП имеют наибольшую величину. Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.

Отклонение напряжения в любой точке электропередачи:

(6.1)

- сумма надбавок от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;

- сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой точки, %;

В качестве минимальной нагрузки рассматривается режим 25%-й нагрузки, при которой потери напряжения принимаются равными ? части максимальных потерь.

В потребительских трансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:

 (6.2)

P и Q - активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;

U_{т. ном} - номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);

R_т и Х_т - активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

(6.3)

(6.4)

S_т ном - номинальная мощность трансформатора, ВА

U_к % - составляющая напряжения короткого замыкания

Р_к - потери холостого хода, кВт

Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения дU²⁵_ш0,4 на шинах 0,4 кВ не выходило за допустимые пределы: +5% - для потребителей I и II* категорий надежности, и 7,5% для потребителей II и III категорий надежности.

Допускаемая потеря напряжения во всей линии 0,38 кВ (по абсолютной величине) определяется как разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100%-ном режиме и допустимым отклонением напряжения у потребителя:

(6.5)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ДU? =2,0 % оставляется, согласно ПУЭ [7], на линию внутри помещений, другая - на наружную линию, по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1. При этом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:

(6.6)

Величина ДU_доп влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше ?U_доп, тем меньше сечение провода.

Рекомендуется устанавливать ?U_доп ? 6 %. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:

Уменьшить ?U? до 1..0,6% , если линии внутри помещений небольшой длинны (например, линии подключены жилые дома);

увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10кВ;

установить продольно - емкостную компенсацию реактивного

сопротивления;

предусмотреть замену на ГПП трансформатора с РПН и с помощью последнего создать на шинах 110 (35)кВ режим встречного регулирования напряжения.

В практике принятие технических мероприятий обычно рассматривается в указанной последовательности, окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения вариантов.

При заполнении таблицы 6.1 используем следующие данные:

Отклонение напряжения на шинах ГПП- из исходных данных;

Потери в линии 10 кВ - из таблицы 5.1;

Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ - по формулам (6.2)…(6.5).

БТП 1:

УТП 5:

Таблица 7.1 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП1 в нормальном режиме.

Элемент сети	Условные обозначения	Ближайший ТП1	Удаленный ТП7
		Нагрузка, %
		100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП	дUШ10	+10	+5	+10	+5
Линия 10 кВ	ДU10	-0,9	-0,2	-1,6	-0,4
Трансф ТМ 10/0,4	Постоян. надб.	дUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбавка	дUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ДUт	-2,6	-0,65	-3,7	0,9
Итого на шинах 0,4 кВ	дUШ0,4	+6,5	+4,15	+4,7	+3,7
Отклонение напряжения у потр-ля	дUфакт
Допустимое отклонение напряжения	дUдоп	-5	+5	-5	+5

Таблица 7.2 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП2 в нормальном режиме.

Элемент сети	Условные обозначения	Ближайший ТП8	Удаленный ТП6
		Нагрузка, %
		100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП	дUШ10	+10	+5	+10	+5
Линия 10 кВ	ДU10	-1,36	-0,4	-1	-0,25
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	дUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	дUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ДUт	-2,5	-0,6	-6,4	-1,6
Итого на шинах 0,4 кВ	дUШ0,4	+6,14	+4	+2,6	+3,15
Отклонение напряжения у потр-ля	дUфакт
Допустимое отклонение напряжения	дUдоп	-5	+5	-5	+5

Таблица 7.3 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП1 в послеаварийном режиме.

Элемент сети	Условные обозначения	Ближайший ТП1	Удаленный ТП8
		Нагрузка, %
		100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП	дUШ10	+10	+5	+10	+5
Линия 10 кВ	ДU10	-1,7	-0,4	-4,4	-1,1
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	дUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	дUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ДUт	-2,6	-0,65	-2,5	-0,6
Итого на шинах 0,4 кВ	дUШ0,4	+5,7	+3,95	+3,1	+3,3
Отклонение напряжения у потр-ля	дUфакт
Допустимое отклонение напряжения	дUдоп	-10	+10	-10	+10

Таблица 7.4 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП2 в послеаварийном режиме.

Элемент сети	Условные обозначения	Ближайший ТП8	Удаленный ТП1
		Нагрузка, %
		100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП	дUШ10	+10	+5	+10	+5
Линия 10 кВ	ДU10	-0,29	-0,07	-1,4	-0,35
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	дUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	дUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ДUт	-2,5	-0,6	-2,6	-0,65
Итого на шинах 0,4 кВ	дUШ0,4	+7,21	+4,33	+6	+4
Отклонение напряжения у потр-ля	дUфакт
Допустимое отклонение напряжения	дUдоп	-10	+10	-10	+10

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Токи короткого замыкания (КЗ) необходимы для выбора электрооборудования, расчета и проверки действия релейной защиты.

Расчет токов КЗ начинается с выбора расчетной схемы, на которой указываются марки проводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовые трансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ питающей подстанции. На расчетную схему наносятся точки КЗ: По исходной схеме составляется схема замещения, на которой показываются индуктивные и активные сопротивления основных элементов электропередачи: системы, линий, трансформаторов. На схеме расставляются точки КЗ, наносятся обозначения сопротивлений (в числителе) и их числовые значения (в знаменателе) приведенные к базисным условиям. Для приведения сопротивлений к базисным условиям в простых распределительных сетях, чаще всего применяется система именованных единиц, в которой все сопротивления приводятся к базисному напряжению U. За базисное напряжение принимается средненоминальное напряжение од. Примем U=10,5 кВ.

Определим сопротивление системы:

Х=== 0,55Ом (8.1)

Сопротивления участков линии, U=10,5 кВ, U = 10,5 кВ

R=== 1,099 Ом (8.2)

X=== 1,05Ом (8.3)

R== 0,19 Ом

X== 0,18Ом

R== 0,53Ом

X== 0,2Ом

R== 0,264Ом

X== 0,1Ом

R== 0,12Ом

X== 0,12Ом

R== 0,528Ом

X== 0,2Ом

R== 1,97 Ом

X== 1,48Ом

R== 0,792 Ом

X== 0,302Ом

R== 0,247 Ом

X== 0,185Ом

R== 0,792 Ом

Х== 0,302 Ом

R== 1,099 Ом

Х== 1,05 Ом

Результирующее сопротивление до точки К3:

Z===5,87Ом (8.4)

Токи трехфазного КЗ в точке К3:

I=== 1033 A (8.5)

Токи двухфазного КЗ в точке К3:

I = · I = 0,87 • 1033 = 898 A (8.6)

Ударные токи в точке К3:

i=•K•I= • 1,02 • 1033 = 1490 A (8.7)

где K - ударный коэффициент, определяется по формуле :

K=1 +e= 1 + e = 1,02 (8.8)

Мощность КЗ в точке К3:

S=•U• I = 105001033= 21,6МВА (8.9)

Остальные расчеты производим аналогично, данные расчетов сводим в таблицы 8.1,8.2,8.3,8.4

Рисунок 8.1- Схема замещения для расчетов токов КЗ в НР при питании от ИП1

Рисунок 8.2- Схема замещения для расчетов токов КЗ в НР при питании от ИП2

Таблица 8.1 - Расчет токов короткого замыкания в нормальном режиме от ИП1

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом	КУ	Точки КЗ, кА	SК(3) мВА
		R	X	Z		IК(3)	IК(2)	IК(1)	IУ
К1	10,5	0	0,55	0,55	1,8	11,03	9,54	-	30	200
К2	10,5	1,099	1,6	1,51	1,94	4,01	3,47	-	11,001	72
К4	10,5	3,626	3,565	5,08	1,04	1,194	1,03	-	1,75	21
К3	10,5	4,418	3,867	5,87	1,02	1,03	0,89	-	1,48	18

Таблица 8.2 - Расчет токов короткого замыкания в нормальном режиме от ИП2

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом	КУ	Точки КЗ, кА	SК(3) мВА
		R	X	Z		IК(3)	IК(2)	IК(1)	IУ
К6	10,5	0	0,55	0,55	1,8	11,03	9,54	-	30	200
К5	10,5	1,099	1,6	1,51	1,94	4,01	3,47	-	11,001	72
К4	10,5	1,923	2,218	2,94	1,06	2,06	1,78	-	3,08	37
К3	10,5	2,715	2,52	3,7	1,03	1,6	1,38	-	2,33	29

Рисунок 8.3 - Схема замещения для расчета токов КЗ в АР при питании от ИП1

Таблица 8.3 - Расчет токов короткого замыкания в АР при питании от ИП1

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом	КУ	Точки КЗ, кА	SК(3) мВА
		R	X	Z		IК(3)	IК(2)	IК(1)	IУ
К1	10,5	0	0,55	0,55	1,8	11,03	9,54	-	30	200
К2	10,5	1,099	1,6	1,51	1,94	4,01	3,47	-	11,001	72
К4	10,5	3,626	3,565	5,08	1,04	1,194	1,03	-	1,75	21
К3	10,5	4,418	3,867	5,87	1,02	1,03	0,89	-	1,48	18
К5	10,5	4,45	4,183	6,1	1,03	0,99	0,85	-	1,44	17
К6	10,5	5,54	5,23	7,61	1,03	0,79	0,68	-	1,15	14

Рисунок 8.4 - схема замещения для расчета токов КЗ в АР при питании от ИП2

Таблица 8.4 - Расчет токов короткого замыкания в АР при питании от ИП2

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом	КУ	Точки КЗ, кА	SК(3) мВА
		R	X	Z		IК(3)	IК(2)	IК(1)	IУ
К6	10,5	0	0,55	0,55	1,8	11,03	9,54	-	30	200
К5	10,5	1,099	1,6	1,51	1,94	4,01	3,47	-	11,001	72
К4	10,5	1,923	2,218	2,94	1,06	2,06	1,78	-	3,08	37
К3	10,5	2,715	2,52	3,7	1,03	1,6	1,38	-	2,33	29
К2	10,5	4,45	4,18	6,1	1,03	1,4	1,21	-	2,03	25
К1	10,5	5,54	5,23	7,6	1,03	0,79	0,68	-	1,15	14

9 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА РТП

9.1 Выбор разъединителя для ТП6

Оборудование электроустановок выбирается исходя из условий нормального режима и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ.

1) U ? U

10 кB = 10 кB

2) I ? I

200 А ? 40 А

Предлагается разъединитель типа РЛНД-10/200 с приводом типа ПРН-1Ом. Проверяется разъединитель на термическую и динамическую стойкость:

Предлагается разъединитель типа РЛНД-10/200 В с приводом типа ПРН-10м. Проверяется разъединитель на термическую и динамическую стойкость:

(9.1)

(9.2)

U_р.ном, I_р.ном - номинальное напряжение и ток разъединителя; I_t, t - ток и время термической стойкости разъединителя, равные 5 кА и 10 с; t_экв - эквивалентное время примерно равное времени протекания тока I_к⁽³⁾, может быть принято 2 с; i_д - ток динамической стойкости разъединителя, равный 20 кА.

5² • 10 = 250 кАс > 1,194• 2 = 2,85 кАс

20 кА ? 1,75 кА

Условия выполняются, разъединитель удовлетворяет требованиям.

9.2 Выбор предохранителя на РТП

1) U = 500 кВ ? U = 10 кВ

2) I= 40 кА ? I = 40 А

Предлагается предохранитель типа ПКТ-10. Производим его проверку:

I= 50 кА ? I = 40 А

9.3 Выбор выключателя нагрузки для ТП6

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном? I_р.max.

200А ? 40 А

Предлагается выключатель нагрузки типа ВН-16. Проведем его проверку на термическую и динамическую стойкость

I ? I

i ? i

где U, I - номинальное напряжение и ток выключателя; I, t - ток и время термической стойкости, равные 10 кА и 1 с; - эквивалентное время протекания тока I, равное 2 с, i - ток динамической стойкости, равный 20 кА.

10² • 1 = 100 кАс > 1,194• 2 = 2,85 кАс

20 кА ? 1,75 кА

9.3 Выбор реклоузера Q3(РТП)

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном? I_р.max.

630А ? 40 А

3) I_ном.о ? I_у.

12000А ? 1750А

4)

;

Выбираем реклоузер вакуумный серии РВА/TEL ,который предназначен для применения в воздушных распределительных сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, номинальным напряжением 6-10 кВ

10. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 10 кВ и ТП 10/0,4кВ

Концевые опоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Количество -10шт.Угловые опоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловые опоры анкерного типа. Количество -7шт.

Промежуточные опоры устанавливаем на прямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторами при помощи проволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии и пролета.

Данные выбираем по приложению 5, [2].

Для провода АС 70 длина пролета - 65 м;

Суммарная длина линии - 5400 м;

Для провода АС 35;

Суммарная длина линии - 3300 м;

Для провода АС 95:

Суммарная длина линии - 10000 м;

Общее количество промежуточных опор равно:

Тип изоляторов ШФ-10В, траверсы для опор 10 кВ металлические.

На концевых и угловых опорах устанавливактся по 6 траверс, а на промежуточных опорах-1.

Параметры выбранных опор для ВЛ 10 кВ Таблица № 10.1

Шифр опоры	Кол-во опор	ЖБ стойки СНВ-2	Масса металлоконструкций	Изоляторы	Траверсы
		шт	м?
К10-2Б (концевая)	11	22	18	906	132	66
УА10-2Б (угловая)	7	14	12.6	784	84	42
П10-2Б (промежу-точная)	287	287	265	7171	861	287

11. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА ОТХОДЯЩИХ ЯЧЕЙКАХ ГПП-110/10 кВ

Оборудование электроустановок выбирается исходя из условий нормального режима и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ.

11.1Выбор выключателя для ИП1:

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном? I_р.max.

600А ? 31 А

3) I_ном.о ? I_у.

31500А ? 30000 А

Предлагается масляный выключатель типа ВМП-10 с приводом типа ПЭ-11. Проверяется масляный выключатель на термическую и динамическую стойкость:

(11.1)

(11.2)

U_р.ном, I_р.ном - номинальное напряжение и ток выключателя; I_t, t - ток и время термической стойкости выключателя, равные 14 кА и 10 с; t_экв - эквивалентное время примерно равное времени протекания тока I_к⁽³⁾, может быть принято 2 с; i_д - ток динамической стойкости выключателя, равный 30 кА.

Условия выполняются, выключатель удовлетворяет требованиям.

11.2Выбор выключателя для ИП2:

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном? I_р.max.

600А ? 44 А

3) U_р.ном ? I_у.

31500А ? 30000 А

Предлагается масляный выключатель типа ВМП-10 с приводом типа ПЭ-11. Проверяется масляный выключатель на термическую и динамическую стойкость

Условия выполняются, выключатель удовлетворяет требованиям.

11.3 Выбор трансформатора тока:

ИП1:

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_1.ном? I_р.max.

150А ? 31 А

3) N_доп.?N_ном

0,5=0,5

4)

ИП2:

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_1.ном? I_р.max.

150А ? 44 А

3) N_доп.?N_ном

0,5=0,5

4)

Выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10

11.4 Выбор трансформатора напряжения:

1)U_р.ном.? U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) N_доп.?N_ном

0,5=0,5

3) S_ном.?S_расч

10000ВА_.?200ВА

Выбираем трансформатор напряжения типа НТМИ-1

12. ВЫБОР МТЗ (МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА) И ТО(ТОКОВАЯ ОТСЕЧКА) ДЛЯ ВЛ 10

Линии напряжением 10 кВ защищаются от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты (МТЗ) и токовой отсечки (ТО) с действием на отключение. Выполняются защиты на реле типа РТВ и РТМ или РТ-85.

12.1 Расчет МТЗ и ТО при нормальном режиме работы от ИП1

12.1.1 Расчет МТЗ

Пример расчета выполнен на реле типа РТВ как наиболее распространенном.

Ток срабатывания защиты определяется по двум условиям:

1) При отстройке от рабочего максимального тока:

(12.1)

К_н -коэффициент надежности, К_н =1,3

К_з -коэффициент возврата, К_з =1,1

К_в -коэффициент запаса, К_в =0,65

А

2) По условию селективности с более удаленной от источника питания защитой, которая выбирается по самому мощному трансформатору 10/0,4 кВ, подключенному к линии по табл. 12.1 [13] (250 кВА).

Iґґ_{сз.расч} =150 А

Большее значение принимается за расчетное

I_{сз.расч} =150 А

12.1.1.1 Ток срабатывания реле

(12.2)

К_сх- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ, К_сх=1;

К_i - коэффициент трансформации трансформатора тока:

(12.3)

(12.4)

12.1.1.2 Уставка тока на реле

(12.5)

5,6 ? 5

Принимаем I_у =5,6 А

12.1.1.3 Действительный (принятый) ток срабатывания защиты

(12.6)



12.1.1.4 Проверяем чувствительность защиты

12.1.2 Расчет токовой отсечки на РТМ

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:

1) При отстройки от токов КЗ у ближайшей потребительской подстанции.

(12.7)

А

2) При отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение:

(12.8)

А

I_{со.расч} =6000 А - принимаем за расчетное.

12.1.2.1 Ток срабатывания реле отсечки

(12.9)

К_сх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10кВ, К_сх=1;

К_i - коэффициент трансформации трансформатора тока, К_i =15.

А

12.1.2.2 Уставка тока на реле

(12.10)

200 ?200

Принимаем I_уо =200 А

12.1.2.3 Действительный ток срабатывания защиты

(12.11)

А

12.1.2.4 Чувствительность защиты

(12.12)

12.2 Расчет МТЗ и ТО при нормальном режиме работы от ИП2

12.2.1 Расчет МТЗ

Пример расчета выполнен на реле типа РТВ как наиболее распространенном.

Ток срабатывания защиты определяется по двум условиям:

1) При отстройке от рабочего максимального тока

(12.13)

К_н -коэффициент надежности, К_н =1,3

К_з -коэффициент возврата, К_з =1,1

К_в -коэффициент запаса, К_в =0,65

А

2) По условию селективности с более удаленной от источника питания защитой, которая выбирается по самому мощному трансформатору 10/0,4 кВ, подключенному к линии по табл. 12.1 [13] (250 кВА).

Iґґ_{сз.расч} =150 А

Большее значение принимается за расчетное

I_{сз.расч} =150 А

12.2.1.1 Ток срабатывания реле

(12.14)

К_сх- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ, К_сх=1;

К_i - коэффициент трансформации трансформатора тока:

(12.15)

(12.4)



12.2.1.2 Уставка тока на реле

(12.5)

5,6 ? 5

Принимаем I_у =5,6 А

12.2.1.3 Действительный (принятый) ток срабатывания защиты

(12.6)

12.2.1.4 Проверяем чувствительность защиты

12.2.2 Расчет токовой отсечки на РТМ

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:

1) При отстройки от токов КЗ у ближайшей потребительской подстанции.

(12.7)

 А

2) При отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение:

(12.8)

А

I_{со.расч} =6000 А - принимаем за расчетное.

12.2.2.1 Ток срабатывания реле отсечки

(12.9)

К_сх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10кВ, К_сх=1; К_i - коэффициент трансформации трансформатора тока, К_i =15.

А

12.1.2.2 Уставка тока на реле

(12.10)

200 ?200

Принимаем I_уо =200 А

12.1.2.3 Действительный ток срабатывания защиты

(12.11)

А

12.1.2.4 Чувствительность защиты

(12.12)

12.3 Защита трансформатора 10/0,4 кВ

Трансформаторы защищаются плавкими предохранителями типа ПКТ-10

Основные условия выбора плавких предохранителей:

U_пред. ? U_{ном.сети}

I_{ном.откл} ? I_к.max.

I_{ном.пл.вст.} ? 2?I_{ном. тр.}

Рекомендуется значение токов плавких вставок, I_{ном.пл.вст.} выбирать в зависимости от мощности трансформатора по таблице 12.1 [13].

Предварительно выбираем номинальный ток плавкой вставки 32 А. Окончательное значение принимается после построения графика согласования защит.

На стойкость в режиме короткого замыкания силовой трансформатор, защищенный предохранителем, не проверяется.

13. СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА И ВЛ 10 КВ ПРИ НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ЛИНИИ

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой (рис.13.1).

Согласование защит обычно выполняется на графике (карте селективности), на котором токовременные характеристики защит строятся при одном напряжении в пределах от тока срабатывания защиты до тока КЗ в месте установки защиты. Для построения графика рекомендуется использовать времятоковые характеристики предохранителей на напряжение 10кВ, МТЗ и ТО, реклоузера (приложение 7, методического указания).

Рисунок 13.1 Защита от токов КЗ, установленная в электропередаче.

13.1 Согласование защиты трансформатора ТП6 и ВЛ 10 кВ от ИП1

13.1.1 Строится токовременная характеристика защиты трансформатора ТМ 10/0,4 кв

Значение токов плавкой вставки (в примере I_{ном пл.вст} =32А).

Таблица № 13.1 Значение токов плавкой вставки

I, A	70	75	80	90	100	120	180	200	500	700	1194
t, c	200	100	20	5	2	1	0,5	0,2	0,05	0,02	0,01

13.1.2 Строится токовременная характеристика защиты ВЛ 10 кВ

В примере МТЗ и ТО выполнены на встроенных в привод реле РТВ и РТМ.

13.1.2.1 Определяется ток согласования защиты

За ток согласования принимается ток трёхфазного короткого замыкания за предохранителем ближайшего ТП-10/0,4кВ (ТП 1).

А (13.1)

13.1.2.2 Определяется кратность согласования

(13.2)

13.1.2.3 Определяется расчетное время срабатывания МТЗ при токе согласования

с (13.3)

t_пл.вст - время перегорания плавкой вставки при токе согласования;

Дt - ступень селективности.

Для реле РТВ минимальная уставка по времени Дt=1 с.

13.1.2.4 По К_согл и t_расч определяется контрольная точка, лежащая на временной характеристики реле РТВ

По найденной характеристики находится уставка времени срабатывания реле. t_y=0,7 с.

13.1.2.5 Переносится найденная характеристика реле на график согласования защит до тока срабатывания ТО, предварительно заполнив таблицу № 13.2

Таблица № 13.2 Характеристика реле

К=I/Iсз	1	1,2	1,5	1,7	2	2,5	3	3,5	-	-
I, А	168	202	252	285	336	420	510	6000	6000	11030
t, c	6,8	5,5	3,5	2,5	1,5	1,1	1	1	0,1	0,1

I=f(t) - РТВ, РТМ, защита ВЛ 10кВ ПКТ-10, защита ТП2.1

I1=f(t1) -10кВ ПКТ-10

I3=f(t3) - МТЗ(РТП)

Рисунок 19 - Согласование защит ТП1 и ВЛ 10 кВ от ИП1

14.2 Согласование защиты трансформатора ТП8 и ВЛ 10 кВ от ИП2

14.2.1 Построение токовременной характеристики защиты трансформатора ТМ 10/0,4 кв

Значение токов плавкой вставки I_{ном пл.вст} =32А

Таблица 13.3 - Значение токов плавкой вставки

I, A	70	75	80	90	100	120	180	200	500	700	1194
t, c	200	100	20	5	2	1	0,5	0,2	0,05	0,02	0,01

14.2.2 Построение токовременной характеристики защиты ВЛ 10 кВ

В примере МТЗ и ТО выполнены на встроенных в привод реле РТВ и РТМ.

14.2.2.1 Определение тока согласования защиты

За ток согласования принимается ток трёхфазного короткого замыкания за предохранителем ближайшего ТП-10/0,4кВ (ТП 8).

А

14.2.2.2 Определение кратности согласования

14.2.2.3 Определение расчетного времени срабатывания МТЗ при токе согласования

с

Для реле РТВ минимальная уставка по времени Дt=1 с.

14.2.2.4 Определение К_согл и t_расч по контрольной точке, лежащей на временной характеристики реле РТВ

По найденной характеристики находится уставка времени срабатывания реле. t_y=0,7 с.

14.2.2.5 Перенос найденной характеристики реле на график согласования защит до тока срабатывания ТО, предварительно заполнив таблицу 23

Таблица 13,4 - Характеристика реле

К=I/Iсз	1	1,2	1,5	1,7	2	2,5	3	3,5	-	-
I, А	168	202	252	285	336	420	510	6000	6000	11030
t, c	6,8	5,5	3,5	2,5	1,5	1,1	1	1	0,1	0,1

После построения характеристики необходимо убедится в том, что в зоне совместного действия МТЗ линии 10 кВ и плавкой вставки предохранителя ПК-10 соблюдалось условие селективности.

I=f(t) - РТВ, РТМ, защита ВЛ 10кВ ПКТ-10, защита ТП2.1

I1=f(t1) -10кВ ПКТ-10

I3=f(t3) - МТЗ(РТП)

14. РАСЧЕТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

14.1 Исходные данные

Исходные данные Таблица № 14.1

Сопротивление верхнего слоя грунта, Ом?м	300
Сопротивление нижнего слоя грунта, Ом?м	150
Сезонный коэффициент	1,6
Длина вертикального электрода, м	3,0
Толщина верхнего слоя грунта, м	1,0
Заглубление середины электрода, м	2,0
Наружный диаметр электрода, м	0,03
Расстояние между электродами, м	2,0
Ширина соединительной полосы, м	0,05
Заглубление полосы, м	1,0
Коэффициент использования	0,7
Нормируемое сопротивление, Ом	4,0

14.2 Вычисление расчетного удельного сопротивления грунта с учетом коэффициента сезонности

Ом

R₀₁ - удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом?м; R₀₂ - удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом?м; L_верт - длина вертикального заземлителя, м; Н_{верх.сл} - толщина верхнего слоя грунта, м; Т_верт - заглубление вертикального заземлителя, м; К_с - сезонный климатический коэффициент.

14.3 Уточнение максимально допустимого расчетного сопротивления группового заземлителя

Уточнение производится по алгоритму:

IF R₀₃?100 THEN R_доп.ут= R_доп

IF (R₀₃>100) AND (R₀₃<1000)

THEN R_доп.ут= R_доп?( R₀₃/100)

IF R₀₃>1000 THEN R_доп.ут= R_доп?10

R_доп - нормируемое ПУЭ сопротивление; R_доп.ут - уточненное сопротивление. R_доп.ут=4,88 Ом

14.4 Сопротивление одного вертикального заземлителя

Ом

14.5 Приблизительное количество вертикальных заземлителей без учета соединительной полосы и коэффициента использования

14.6 Вычисление сопротивления соединительной полосы

Ом

L_пол - длина полосы, м; В_пол - ширина полосы, м; Т_пол - заглубление полосы, м.

14.7 Сопротивление вертикальных заземлителей вместе с соединительной полосой

Ом

R_полн - сопротивление вертикальных заземлителей и соединительной полосы, Ом.

14.8 Уточненное количество вертикальных заземлителей с учетом соеди-нительной полосы и коэффициента использования

К_исп - коэффициент использования электродов.

15. ТЕХНИКО-ЗКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

В технико-экономической части необходимо определить количество материалов и оборудования для строительства электропередачи и рассчитать себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ, потребительских ТП1…ТП8.Поэтому все технико-экономические расчеты для этих ТП ведутся без учета линий 0,38 кВ.

Составляем спецификацию оборудования и материалов для рассматриваемой ЛЭП(включая ВЛ-0,4 кВ ТП1)

Таблица № 15.1 Спецификация на основное оборудование

№ п/п	Наименование, тип и краткая характеристика	Единица измерения	Кол-во
1	Шкаф комплектного распределительного устройства КРУН-10У1 ВЛ-10кВ	шт	2
2	Опоры железобетонные: -концевые К10-2Б -угловые УА10-2Б -промежуточные П10-2Б	шт шт шт	11 7 287
3	Провод: -АС70 -АС35 -АС95	км км км	5,4 3,3 10
4	Траверсы	шт	389
5	Изоляторы ШФ-10В	шт	1065
6	Разъединитель РЛНД-10/200 У1 с приводом ПРН-10м	шт	9
7	Выключатель нагрузки ВН-16 с предохранителем ПКТ-10	шт	1
8	КТП-160-10/0,4 У1	шт	2
9	КТП-100-10/0,4 У1	шт	2
10	КТП-2?250-10/0,4 У1	шт	1
11	КТП-63-10/0,4 У1	шт	3
12	Реклоузер PBA/TEL

Определяем капитальные затраты на сооружение ВЛ10 кВ, КРУН-10У1 и ТП10/0,4кВ

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП Таблица № 15.2

Наименование основных элементов электропередачи	Единица измерения	Кол-во, шт	Цена тыс.руб.	Кап. Затраты, тыс. руб.
				На ед. продукта	Всего
Шкаф комплектного распред. устройства КРУН-10У1	шт	1	3,902	3,902	3,902
Строительство ВЛ 10кВ провод: -АС70 -АС35 -АС95	км км км	5,4 3,3 10	2,7 2,3 3	2,7 2,3 3	13,5 7,59 31,5
КТП-2?250-10/0,4 У1	шт	1	18,2	18,2	18,2
КТП-100-10/0,4 У1	шт	2	1,07	1,07	2,14
КТП-63-10/0,4 У1	шт	3	0,88	0,88	2,64
КТП-160-10/0,4 У1	шт	2	6,17	6,17	12,34

Определяем ежегодные издержки на электропередачу

(15.1)

И_а- издержки на амортизацию и кап.рем.;

И_п- издержки на покрытие потерь электрической энергии;

И_э- издержки на эксплуатацию

 (15.2)

К_я, К_Л10, К_ТП, К_Л0,38 - капитальные вложения в ячейку, линию 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ и линию 0,38 кВ; Р_ая, Р_аЛ10, Р_аТП, Р_аЛ0,38 - нормы амортизационных отчислений в процентах на восстановление и капитальный ремонт (табл. 15.3) [13].

тыс. руб

(15.3)

ДW_Л10, ДW_ТП, ДW_Л0,38 - потери энергии в линии 10 кВ, ТП 10/0,4, 0 в_Л10, в_ТП, - стоимость 1 кВт?ч потерь электроэнергии (табл. 16.4) [13].

тыс. руб.

(15.4)

N - число условных единиц электропередачи (табл. 16.5) [13];

г=28 руб./у.е. - затраты на обслуживание одной условной единицы.

тыс. руб.

тыс. руб.

Определяем себестоимость 1 кВт?ч электроэнергии:

(15.5)

в_ш10 - себестоимость электроэнергии от электростанций до шин 10 кВ ГПП, принимается равной 2,33 коп/кВт?ч.;

в_пер - себестоимость передачи энергии от шин 10 кВ ГПП до зажимов потребителей:

(15.6)

W_г - годовое потребление электроэнергии.

коп/кВт?ч

коп./кВтч

С учетом инфляции умножим себестоимость передачи энергии на 30:

руб/кВт?ч

ЛИТЕРАТУРА

1. Методические указания по расчету нагрузок в сетях 0,38-10 кВ сельскохозяйственного назначения. /Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ).-М.: Сельэнергопроект, 1981.-101с.

2. Будзко И. А., Зуль Н. М. Электроснабжение сельского хозяйства. -М.: Агропромиздат, 1990.-496 с.

3. Мякинин Е. Г. Методические указания по теме 'Компенсация реактивной мощности в сельских электрических сетях. -Челябинск.: РИО ЧГАУ, 1991. -22 с.

4. Методические указания по выбору установленной мощности силовых трансформаторов на одно и двух трансформаторных подстанцияхв электрических сетях с/х назначения. (РУМ). -М.: сельэнергопроект, 1987, август.-32 с.

5. Будзко И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов.- М.: Агропромиздат, 1985.-320 с.

6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1986. -640 с.

7. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности. /Под ред. П.А.Каткова, В.И. Франгуляна. М.: Энергия 1980. - 9. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.:Энергоатомиздат, 1989 - 608 с.

8. Методическое указание к дипломному проектированию: Оценка экономической эффективности инженерных разработок. - Челябинск. ЧГАУ, 2000. - 56 с.

Размещено на Allbest.ru