ТП5-ТП6
|
400,88
|
42,3
|
403,105
|
58,26
|
25,1
|
63,436
,
Где Iр – расчётный ток участка сети, А;
jэк – экономическая
плотность тока, А/мм2
Продолжительность
использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10
П.1[1].
Максимальный ток участка
линии высокого напряжения определяется по формуле
,
Где Sp – полная расчетная мощность, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Расчёт сечения проводов
ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных
участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1
Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого
напряжения
Участок сети
|
Sр, кВА
|
Рр, кВт
|
Iр, А
|
Тм, час
|
jэк., А/мм2
|
Fэк, мм2
|
Марка провода
|
РТП-ТП4
|
1461,4
|
1331,88
|
24,106
|
3400
|
1,1
|
21,915
|
AC-25
|
ТП4-ТП2
|
687,25
|
593,8
|
11,336
|
3400
|
1,1
|
10,306
|
AC-16
|
ТП2-ТП3
|
528,11
|
415,8
|
8,711
|
3400
|
1,1
|
7,919
|
AC-16
|
ТП3-ТП1
|
316
|
245,8
|
5,212
|
3200
|
1,1
|
4,738
|
AC-16
|
ТП4-ТП5
|
837,4
|
699,88
|
13,813
|
3400
|
1,1
|
12,557
|
AC-16
|
ТП5-ТП6
|
403,1
|
400,88
|
6,649
|
3400
|
1,1
|
6,045
|
AC-16
|
Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в
вольтах определяются по формуле
где Р – активная мощность участка, кВт;
Q – реактивная мощность
участка, квар;
rо – удельное активное
сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]);
хо – удельное реактивное
сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]);
L – длина участка, км.
Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого
напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле
Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу
11.1
Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения
Участок сети
|
Марка
провода
|
Р, кВт
|
rо, Ом/км
|
Q, квар
|
хо, Ом/км
|
L, км
|
DU, В
|
DU,%
|
РТП-ТП4
|
AC-25
|
1331,88
|
1,139
|
601,5
|
0,45
|
5,385
|
51,114
|
0,146
|
ТП4-ТП2
|
AC-16
|
593,8
|
1,8
|
346
|
0,45
|
2
|
34,986
|
0,099
|
ТП2-ТП3
|
AC-16
|
415,8
|
1,8
|
325,6
|
0,45
|
1,802
|
25,57
|
0,073
|
ТП3-ТП1
|
AC-16
|
245,8
|
1,8
|
198,6
|
0,45
|
5,099
|
15,194
|
0,043
|
ТП4-ТП5
|
AC-16
|
699,88
|
1,8
|
459,8
|
0,45
|
0,5
|
41,905
|
0,119
|
ТП5-ТП6
|
AC-16
|
400,88
|
1,8
|
42,3
|
0,45
|
2
|
21,16
|
0,06
|
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле
,
где Smax – расчётная мощность, кВА;
Sтр – мощность
трансформатора, кВА;
Uа – активная составляющая
напряжения короткого замыкания, %;
Uр – реактивная
составляющая напряжения короткого замыкания, %.
активная составляющая
напряжения короткого замыкания определяется по формуле
,
где DРк.з. –потери короткого
замыкания в трансформаторе, кВт.
реактивная составляющая
напряжения короткого замыкания определяется по формуле
,
где Uк.з. – напряжение
короткого замыкания, %.
Коэффициент мощности
определяется по формуле
,
где Рр –расчётная активная мощность,
кВт;
Sр – расчетная полная
мощность, кВА.
Uа=0,09
%,
Up=6,499
%,
0,994,
sin(j)=0,104
(503,881/400)×(0,089+0,682)=0,972 %
Правильный выбор
электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого
экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить
потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный
режим в процессе эксплуатации.
Потери мощности в линии
определяются по формуле
где I – расчётный ток участка, А;
rо – удельное активное
сопротивление участка, Ом/км;
L – длина участка, км.
Энергии, теряемая на
участке линии, определяется по формуле
где t - время потерь, час.
Время потерь определяется
по формуле
где Тм –
число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.
Расчёт ведётся для всех
участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1
Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого
напряжения
Участок сети
|
I, А
|
ro, Ом/км
|
L, км
|
DР, кВт
|
Тм, час
|
t,
час
|
DW,
кВт·ч
|
РТП-ТП4
|
24,106
|
1,139
|
5,385
|
9,388
|
3400
|
1885,992
|
17706,982
|
ТП4-ТП2
|
11,336
|
1,8
|
2
|
0,771
|
3400
|
1885,992
|
1454,337
|
ТП2-ТП3
|
8,711
|
1,8
|
1,802
|
0,41
|
3400
|
1885,992
|
774,108
|
ТП3-ТП1
|
5,212
|
1,8
|
5,099
|
0,415
|
3200
|
1726,911
|
717,811
|
ТП4-ТП5
|
13,813
|
1,8
|
0,5
|
0,286
|
3400
|
1885,992
|
539,815
|
ТП5-ТП6
|
6,649
|
1,8
|
2
|
0,265
|
3400
|
1885,992
|
500,347
|
Итого:
|
|
|
16,786
|
11,537
|
|
|
21693,403
|
Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях,
в процентах от потребляемой определяется по формуле
,
,
∆P%=0,866 %,
∆W%=0,479 %.
Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны
превышать 10%.
Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле
где DРх.х – потери холостого хода
трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);
DРк.з – потери в меди
трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);
b - коэффициент загрузки
трансформатора.
Потери энергии в
трансформаторе определяются по формуле
,
∆Pтр= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт,
∆Wтр= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч.
Допустимая потеря
напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов
линии 0,38 кВ.
В режиме минимальной
нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое
не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее
удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции
осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.
В минимальном режиме определяется
регулируемая надбавка трансформатора
где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;
- потеря напряжения в
линии 35 кВ в минимальном режиме, %;
- потеря напряжения в
трансформаторе в минимальном режиме, %;
- конструктивная
надбавка трансформатора, %.
Допустимая потеря
напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле
,
Vрег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается
стандартная регулируемая надбавка равная 0 %,
∆Uдоп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %,
что составляет 48,26 В.
Сечения проводов ВЛ-0,38
кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения
по формулам, соответствующим конфигурации сети.
Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения
определяются по формуле
где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2);
DUдоп.а – активная составляющая
допустимой потери напряжения, В;
Рi – активная мощность i-го
участка сети, Вт;
Li – длина i-го
участка сети, м;
Uном – номинальное напряжение
сети, В.
Активная составляющая
допустимой потери напряжения определяется по формуле
,
где DUр – реактивная
составляющая допустимой потери напряжения, В.
реактивная составляющая
допустимой потери напряжения определяется по формуле
,
где Qi – реактивная мощность i-го
участка сети, квар;
Li – длина i-го
участка сети, км;
хо – удельное индуктивное
сопротивление провода, Ом/км;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Участки принимаются для последовательной цепи от источника до
расчетной точки.
Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле
,
где Рр – расчетная мощность кВт;
– коэффициент реактивной мощности до
компенсации;
– оптимальный коэффициент реактивной мощности.
Расчетная реактивная мощность после установки поперечной
компенсации определяется по формуле
,
где Qp.дк. – расчетная реактивная
мощность до компенсации.
Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113
∆Up= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В,
∆Uд.а.=48,259-0,039=48,22 В,
106492/586361,599=0,181 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм2
марки AC-16.
∆Uф= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В,
∆U%ф= (0,543/380)×100=0,143 %.
Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155
∆Up= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В,
∆Uд.а= 48,259-4,001=44,258 В,
10996925/538182,757=20,433 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм2
марки AC-25.
∆Uф=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В,
∆U%ф= (36,992/380)×100=9,734 %.
Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545
∆Up= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В,
∆Uд.а =48,259-9,945=38,314 В,
30338154/465904,953=65,116 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм2
марки AC-70.
∆Uф=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В,
∆U%ф= (42,838/380)×100=11,273 %.
Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603
∆Up= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В,
∆Uд.а =48,259-5,177=43,082 В,
15265120/523889,05=29,138 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм2
марки AC-35.
∆Uд.а=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В,
∆U%ф= (38,519/380)×100=10,136 %.
Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети
Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения
Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются
аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты
расчётов указываются в таблице 14.2
Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ
Участок
сети
|
S,
кВА
|
Р,
кВт
|
I, А
|
ro,
Ом/км
|
L, км
|
DР,
кВт
|
Тм,
час
|
t, час
|
DW,
кВтч
|
ТП-6 - 352
|
4,118
|
3,6
|
6,257
|
1,8
|
0,025
|
0,005
|
1300
|
565,16
|
2,987
|
352 - 113
|
1
|
1
|
1,519
|
1,8
|
0,016492
|
0
|
1300
|
565,16
|
0,116
|
ТП-6 - 512
|
29,912
|
27,399
|
45,448
|
1,139
|
0,1822
|
1,287
|
2200
|
1036,623
|
1334,258
|
512 - 155
|
27,73
|
25
|
42,133
|
1,139
|
0,240185
|
1,458
|
2200
|
1036,623
|
1511,669
|
ТП-6 - 142
|
59,665
|
54,799
|
90,655
|
0,411
|
0,275181
|
2,795
|
2800
|
1429,772
|
3996,611
|
142 - 545
|
53,851
|
50
|
81,821
|
0,411
|
0,305163
|
2,525
|
2200
|
1036,623
|
2617,626
|
ТП-6 - 542
|
38,525
|
35,399
|
58,534
|
0,829
|
0,428122
|
3,652
|
2200
|
1036,623
|
3786,325
|
542 - 603
|
0,769
|
0,699
|
1,169
|
0,829
|
0,15654
|
0
|
1300
|
565,16
|
0,301
|
Итого
|
|
|
|
|
1,628
|
11,724
|
|
|
13249,897
|
Когда в сети
работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то
после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её
проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей.
Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в
4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в
сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе
будет значительно ниже, чем в обычном режиме.
Однако в
большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз
в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с.
При пуске
электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при
нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был
достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель
мог нормально развернуться.
Потребитель 142 (цех
консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3
Паспортные данные электродвигателя
Рном=7,5 кВт cosjном=0,88 КПД=0,875
lmax=2,799 lmin=1,8 lпуск=2
lкр=2 Rк.п=0,076 Хк.п=0,149
Sк=17 кI=7,5 lтр=1,199
Допустимое отклонение
напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле
,
dUдоп.д.=-(1-0,851)×100=-14,853 %
Параметры сети от подстанции до места установки
электродвигателя определяются по формулам
,
,
rл=0,411×0,275=0,113 Ом,
xл=0,299×0,275=0,082 Ом.
Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя
определяется по формуле
,
где δUд.д.пуск - отклонение
напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;
DUтр.пуск - потери напряжения в
трансформаторе при пуске электродвигателя, %;
ΔUЛ.0,38
пуск – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя,
%.
Потеря напряжения в
трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле
.
Мощность двигателя при пуске определяется по формуле
,
где КI – кратность пускового тока.
Коэффициент реактивной
мощности при пуске определяется по формуле
.
Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется
.
Заключением об успешности пуска электродвигателя является
условие
Пусковой
коэффициент реактивной мощности равен
Мощность
асинхронного двигателя при пуске равна
Pд.пуск=
(25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт.
Потери
напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны
∆Uл
0,38пуск= (24,186×12,751)/400=0,771 %.
Потери
напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны
∆Uл
0,38пуск= ((24186,873×(0,113+0,16))/(144400))×100%=4,592 %
Отклонение
напряжения на зажимах электродвигателя до пуска
∆Uл
0,38пуск=11,273 %
Фактическое
отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске
составит
δUд.пус.ф.=-16,637 %.
Пуск двигателя состоится.
По
электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают
токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности
изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает
аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов,
которые достигают огромных значений.
Значительные
по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для
элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный
нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе
оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для
расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого
замыкания.
Для расчетов
токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения
которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2.
Рисунок 16.1
- Расчётная схема для определения токов короткого замыкания.
Рисунок 16.2
- Схема замещения для определения токов короткого замыкания.
Расчет
токов короткого замыкания и высоковольтной сети
Токи
короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на
шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения наиболее
удаленной ТП и на шинах высокого напряжения расчетной ТП-6.
Токи
короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное
напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном
Ток
трехфазного короткого замыкания определяется по формуле
,
где Z –
полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.
,
где rл
– активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;
хл – реактивное
сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;
хсист – реактивное
сопротивление системы, Ом.
,
Sк
–
мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.
Ток
двухфазного короткого замыкания определяется по формуле
.
Ударный ток
определяется по формуле
,
где куд
– ударный коэффициент, который определяется по формуле
,
где Та
– постоянная времени затухания определяется по формуле
Реактивние
сопротивление системы Xсист = 5,923 Ом
В.В. линия №
1
Длина линии 5,385 км
Сопротивление
линии Roл = 6,139 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 2,423 Ом
В.В. линия №
2
Длина линии 2 км
Сопротивление
линии Roл = 3,6 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,9 Ом
В.В. линия №
3
Длина линии 1,802 км
Сопротивление
линии Roл = 3,244 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,811 Ом
В.В. линия №
4
Длина линии 5,099 км
Сопротивление
линии Roл = 9,178 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 2,294 Ом
В.В. линия №
5
Длина линии 0,5 км
Сопротивление
линии Roл = 0,9 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,225 Ом
В.В. линия №
6
Длина линии 2 км
Сопротивление
линии Roл = 3,6 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,9 Ом
Н.В. линия №
1
Длина линии 41,492 м
Сопротивление
линии Roл = 0,074 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,012 Ом
Н.В. линия №
2
Длина линии 422,385 м
Сопротивление
линии Roл = 0,481 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,126 Ом
Н.В. линия №
3
Длина линии 580,345 м
Сопротивление
линии Roл = 0,239 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,174 Ом
Н.В. линия №
4
Длина линии 584,663 м
Сопротивление
линии Roл = 0,485 Ом
Сопротивление
линии Xoл = 0,175 Ом
Сопротивление
трансформатора Rтр = 0,002 Ом
Сопротивление
трансформатора Xтр = 0,171 Ом
Расчёты
ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 17.1
Расчет
токов короткого замыкания в сети 0,38кВ
Токи
короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах
0,4 кВ ТП-6 и в конце каждой отходящей линии.
За основное
напряжение принимается напряжение, равное Uосн=1,05Uном
Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше.
Полное сопротивление участка сети определяется по формуле
,
где хтр
– реактивное сопротивление трансформатора, Ом;
rтр – активное сопротивление
трансформатора, Ом.
Реактивное
сопротивление трансформатора определяется по формуле
,
где Uк.р.%
– реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. –
мощность трансформатора 35/0,4 кВА.
Активное
сопротивление трансформатора определяется по формуле
,
где Uк.а.%
– активная составляющая тока короткого замыкания, %;
Ток
однофазного короткого замыкания определяется по формуле
где zтр
/3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на
корпус, Ом, (табл. 29[1]);
zп – полное сопротивление
петли фазного и пулевого провода, Ом.
где rФ
– активное сопротивление фазного провода, Ом;
rN – активное сопротивление
нулевого провода, Ом;
xФ
–
реактивное сопротивление фазного провода, Ом;
xN – реактивное
сопротивление нулевого провода, Ом;
Расчёты
ведутся для точек К4 и К5, результаты остальных расчётов приведены в таблице
16.1
Ik1(3)=
0,4/10,259 = 3,581
Ik1(2)=
0,866/3,581 = 3,102
Ik2(3)=
0,4/24,672 = 1,489
Ik2(2)=
0,866/1,489 = 1,289
Ik3(3)=
0,4/24,672 = 1,489
Ik3(2)=
0,866/1,489 = 1,289
Ik4(3)=
36,75/0,296 = 1,35
Ik4(2)=
0,866/1,35 = 1,169
Ik5(3)=
36,75/0,344 = 1,16
Ik5(2)=
0,866/1,16 = 1,005
Ik6(3)=
36,75/0,984 = 0,406
Ik6(2)=
0,866/0,406 = 0,352
Ik7(3)=
36,75/0,729 = 0,548
Ik7(2)=
0,866/0,548 = 0,474
Ik8(3)=
36,75/1,036 = 0,386
Ik8(2)=
0,866/0,386 = 0,334
Tak1
= 5,923/0 = 0
Kak1
= 1+exp(-0.01/0) = 1
iудk1 =
1.41*1*3,581 = 5,065
Tak2
= 9,471/3340,673 = 0,002
Kak2
= 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029
iудk2 =
1.41*1,029*1,489 = 2,168
Tak3
= 9,471/3340,673 = 0,002
Kak3
= 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029
iудk3 =
1.41*1,029*1,489 = 2,168
Tak4
= 0,171/0,747 = 0,228
Kak4
= 1+exp(-0.01/0,228) = 1,957
iудk4 =
1.41*1,957*1,35 = 3,737
Tak5
= 0,183/24,198 = 0,007
Kak5
= 1+exp(-0.01/0,007) = 1,267
iудk5 =
1.41*1,267*1,16 = 2,08
Tak6
= 0,297/151,944 = 0,001
Kak6
= 1+exp(-0.01/0,001) = 1,006
iудk6 =
1.41*1,006*0,406 = 0,578
Tak7
= 0,345/75,825 = 0,004
Kak7
= 1+exp(-0.01/0,004) = 1,111
iудk7 =
1.41*1,111*0,548 = 0,861
Tak8
= 0,346/153,122 = 0,002
Kak8
= 1+exp(-0.01/0,002) = 1,012
iудk8 =
1.41*1,012*0,386 = 0,552
Таблица 16.1-
Результаты расчётов токов короткого замыкания
Точка к.з.
|
r, Ом
|
х, Ом
|
Z, ом
|
Zп, Ом
|
Та
|
Куд
|
I(3)
|
I(2)
|
I(1)
|
iуд
|
K-1
|
0
|
5,923
|
5,923
|
0
|
0
|
1
|
3,581
|
3,102
|
0
|
5,065
|
K-2
|
10,639
|
9,471
|
14,244
|
0
|
0,002
|
1,029
|
1,489
|
1,289
|
0
|
2,168
|
K-3
|
10,639
|
9,471
|
14,244
|
0
|
0,002
|
1,489
|
1,289
|
0
|
2,168
|
K-4
|
0,002
|
0,171
|
0,171
|
0
|
0,228
|
1,957
|
1,35
|
1,169
|
0
|
3,737
|
K-5
|
0,077
|
0,183
|
0,198
|
0,151
|
0,007
|
1,267
|
1,16
|
1,005
|
0,561
|
2,08
|
K-6
|
0,483
|
0,297
|
0,568
|
0,995
|
0,001
|
1,006
|
0,406
|
0,352
|
0,183
|
0,578
|
K-7
|
0,241
|
0,345
|
0,421
|
0,591
|
0,004
|
1,111
|
0,548
|
0,474
|
0,271
|
0,861
|
K-8
|
0,487
|
0,346
|
0,598
|
1,031
|
0,002
|
1,012
|
0,386
|
0,334
|
0,178
|
0,552
|
Согласно ПУЭ
электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и
напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка
питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство
наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с
короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении
профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом,
выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые
служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической
энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.
Рисунок 17.1
- Однолинейная упрощённая схема КРУН.
Для выбора и
проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить
таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его
каталожные данные.
Таблица 17.1
- Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя,
разъединителя, трансформатора тока
Исходные данные места
установки
|
Параметры
выключателя
|
Параметры
разъединителя
|
Параметры
Трансформатора
тока
|
Тип ВП-35
|
Тип РНД(З)-35/1000
|
Тип ТПОЛ-35
|
Uном = 35 кВ
|
35 кВ
|
35 кВ
|
35 кВ
|
Iном =24,106 А
|
0,4 А
|
1000 А
|
400 А
|
3,581 кА
|
5 кА
|
-
|
-
|
5,065 кА
|
16 кА
|
64 кА
|
100 кА
|
|
6,3 кА
|
25 кА
|
1,6 кА
|
Как видно из
таблицы 17.1 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым
требованиям.
Разъединитель
QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии:
тип
РНД(З)-35/1000;
номинальный
ток 1000 А;
номинальное
напряжение 35 кВ;
амплитуда
сквозного тока 64 кА;
ток
термической стойкости 25 кА
Для защиты
трансформатора с высокой стороны устанавливаются предохраните FU1 – FU3. Ток
плавкой вставки предохранителя выбирается по условию
А.
Принимается
предохранители типа ПК-16 с током плавкой вставки 16 А.
Шины 0,4 кВ
подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным
током 600А.
Трансформаторы
тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672.
Линия
уличного освещения защищается предохранителями FU4-FU6, типа НПН-2 с
номинальным током плавкой вставки 16А, управление уличным освещением
осуществляется магнитным пускателем КМ типа ПМЛ.
Выбор
автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из
следующих условий
1.
, кс.з
= 1;
2.
;
3.
;
4.
.
Линия №1
Максимальный ток – 6,257 А, ударный ток – 2,08 кА, двухфазный ток короткого
замыкания – 1005,036 А, однофазный ток короткого замыкания – 561,452 А. К
установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового
расцепителя 8 А, током электромагнитного расцепителя 96, и током динамической
стойкости 15 кА.
1. 8
А>6,257 А;
2. 15
кА>2,08 кА;
3.
1005,036/96=10,469;
4.
561,452/96=5,848
Линия №2
Максимальный ток – 45,448 А, ударный ток – 0,578 кА, двухфазный ток короткого
замыкания – 352,013 А, однофазный ток короткого замыкания – 183,942 А. К
установке принимается автоматический выключатель А3163 с номинальным током А,
током теплового расцепителя 50 А, током электромагнитного расцепителя 500, и
током динамической стойкости 15 кА.
1. 50
А>45,448 А;
2. 15
кА>0,578 кА;
3.
352,013/500=0,704;
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125
А. Получаем коэффициент: 2,816
4.
183,942/500=0,367
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125
А. Получаем коэффициент: 1,471 Следовательно все условия выполняются
Линия №3
Максимальный ток – 90,655 А, ударный ток – 0,861 кА, двухфазный ток короткого
замыкания – 474,812 А, однофазный ток короткого замыкания – 271,27 А. К установке
принимается автоматический выключатель АЕ2056 с номинальным током А, током
теплового расцепителя 100 А, током электромагнитного расцепителя 1200, и током
динамической стойкости 15 кА.
1. 100
А>90,655 А;
2. 15
кА>0,861 кА;
3.
474,812/1200=0,395;
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300
А. Получаем коэффициент: 1,582
4.
271,27/1200=0,226
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300
А. Получаем коэффициент: 0,904
Линия №4
Максимальный ток – 58,534 А, ударный ток – 0,552 кА, двухфазный ток короткого
замыкания – 334,351 А, однофазный ток короткого замыкания – 178,793 А. К
установке принимается автоматический выключатель АЕ2064 с номинальным током А,
током теплового расцепителя 63 А, током электромагнитного расцепителя 756, и
током динамической стойкости 15 кА.
1. 63
А>58,534 А;
2. 15
кА>0,552 кА;
3.
334,351/756=0,442;
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189
А. Получаем коэффициент: 1,769
4.
178,793/756=0,236
Выбранный
автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно
устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189
А. Получаем коэффициент: 0,945 Следовательно все условия выполняются
Защиту
подстанций напряжением 20 – 35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если
мощность подстанции менее 630 кВА, на каждой ее системе шин устанавливают
комплект вентильных разрядников, расположенных возможно близко к
трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим
путем. Кроме того, на расстоянии 150 – 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих
их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания, меньших
нижнего предела, гасящегося трубчатыми разрядниками). Сопротивление заземления
этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом.
На питающих
линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных
порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно
устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2,
присоединяя их к заземляющему контуру подстанции. Подстанции мощностью 630 кВ-А
и больше защищают так же, но дополнительно все воздушные линии передачи,
подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 – 200 м, При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов
линий передачи, защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на
каждой опоре подходов, причем импульсные сопротивления заземлений должны быть
не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и
разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода трое к заземленному контуру
подстанции не присоединяют, а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом
пролет (50 – 60 м), не защищенный тросом, должен перекрываться защитными зонами
стержневых молниеотводов, устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой
мощности.
Сопротивление
заземляющего устройства, к которому присоединена, нейтраль трансформатора,
должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление
должно быть обеспечено с учётом за-землителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при
количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя,
расположенного в не-, посредственной близости от нейтрали трансформатора, т.е.
на ТП, и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом.
Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-0,38 кВ должно
быть не более 10 Ом.
В сельских
сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь.
Сопротивление одного электрода из угловой стали, погруженного вертикально с
вершиной на поверхности земли, определяется по формуле
,
где bуг
– ширина уголка, м;
р – удельное
сопротивление грунта, Ом м;
1с.
– длина
стержня, м.
18,849×6,7=126,295 Ом
Предварительное
число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода,
которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению, определяется по формуле
,
Число
стержней на ТП без учета взаимного экранирования
,
Зная под,
lод и а – расстояние между стержнями, по приложению
П.1 [Л1] определяется коэффициент взаимного экранирования ηс.
Тогда
результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по
формуле
126,295/19,2=6,577Ом.
Сопротивление
соединительной полосы вп = 40мм, длиной l = 33 м,
проложенной
на глубине h = 0,5м с учетом коэффициента экранирования ηc
определяется
по формуле
,
Ом,
расчетное
сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на
ВЛ-0,38 кВ не должно превышать 30 Ом
,
Ом.
Если на одной
линии ВЛ-0,38 кВ имеется п одиночных повторных заземлителей, то
сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом
,
Ом.
Тогда при
количестве отходящих линий ВЛ-0,38 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП
не должно превышать 4 Ом
,
Ом.
Эта
себестоимость складывается из отчислений на амортизацию и текущий ремонт
соответствующих звеньев передающего устройства, стоимости потерь электроэнергии
в этих звеньях и расходов на их обслуживание и эксплуатацию. Чтобы определить
стоимость ежегодных отчислений на амортизацию и текущий ремонт, необходимо
вычислить стоимость сооружений
,
где Кт.п
– стоимость КТП;
К0,38 – стоимость сооружения
линий 0,38 кВ.
К=10000+60000×1,628=107733,233руб.
Отчисления от
капиталовложений определяются по формуле
,
где Ен
– нормативный коэффициент эффективности, Ен= 0,12.
руб.
Издержки на
амортизацию вычисляются по формуле
,
где ра
= 0,064 и ра = 0,05 нормативы амортизационных отчислений капитальных
затрат для ТП и ЛЭП.
руб.
Стоимость
обслуживания линий 0,38 кВ и трансформаторной подстанции
где γ
– стоимость одной условной единицы, γ = 35 руб;
п – количество условных
единиц.
Количество
условных единиц определяется по формуле
,
3,909+2.5=6,409,
24,326 руб.
Стоимость
потерь энергии в трансформаторе и ВЛ-0,38 кВ определяются по формуле
,
где С0
– 1кВт ч потерянной энергии, С0 = 5коп;
ΔWmр
– потери энергии в трансформаторе, кВтч;
ΔW0,38
– потери энергии в линиях 0,38 кВ, кВтч.
руб.
Общая
стоимость потерь определяется по формуле
,
руб.
Стоимость 1
кВтч отпущенного потребителю от шин высокого напряжения ТП6 определяется по
формуле
,
коп.
1.
Коваленко
В.В., Ивашина А.В., Нагорный А.В., Кравцов А.В. Электроснабжение сельского
хозяйства. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. –
СтГАУ, АГРУС, 2004. –99с.
2.
Будзко
И.А. Электроснабжение сельского хозяйства. –М., Агропромиздат, 1990. –496с.:
ил.
3.
Федоров
А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования
по электроснабжению промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. –М.:
Энергоатомиздат, 1987. –368с.: ил.
4.
Справочник
по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.
/Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновксого. –М.: Энергия, 1981.
5.
Федосеев
А.М. Релейная защиты электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб.
Пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1984. –520с.: ил.
6.
Андреев
В.А. Релейная защита, автоматика и в системах электроснабжения: учебное пособие
для вузов. –2-е изд., перераб. и доп. –М.: Высшая школа, 1985. –391с.:ил.
7.
Шабад
М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. –3-е изд..
перераб. и доп. –Л.: Энергоатомиздат, 1985. –296с.:ил.
8.
Курсовое
и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. /Под ред.
В.Ю. Гессен, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский, Г.Н. Катович, -М.: Колос, 1981.
–208с.:ил.
9.
Каганов
И.П. курсовое и дипломное проектирование. –3-е изд. перераб. и доп. –М.:
Агропромиздат, 1990. –391с.: ил.
10.
Левин
М.С., Мурадян А.Б., Серых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских
районов. –М.: Колос, 1975. –324с.
Похожие работы на - Электроснабжение сельского населенного пункта
|