№ п/п

Исходные величины

Номер варианта

1

2

3

4

5

6

7

8

1

V100, % V25, %

+5 +1

+6 +3

+7 +0

+5 0

+6 +0

+7 +2

+8 +3

+9 +2

2

S(3)ск МВА

100

110

120

130

140

150

160

170

3

Длина участков 10 кВ, км

L0-1 L1-2 L2-3 L3-4 L4-5 L3-6 L6-7 L6-8 L8-0

4,2 2,5 0,5 1,2 0,8 3,4 0,2 2,4 1,4

3,5 3,1 0,25 1,4 1,3 3,5 0,3 2,6 1,8

3,7 3,8 0,7 1,6 1,4 3,7 1,2 2,5 1,7

3,6 3,4 1,5 1,5 1,6 3,8 0,4 2,8 1,6

5,2 3,6 1,6 1,8 1,2 3,1 0,45 2,4 1,5

3,3 3,7 1,7 1,9 1,3 3,2 0,46 2,5 1,2

2,2 3,4 1,2 1,6 1,3 4,3 0,1 2,8 1,6

2,5 3,1 1,3 1,7 1,4 4,4 0,2 2,7 1,5

4

Ртп д, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

155 - 149 93

150 - 148 90

145 - 147 87

140 - 146 84

135 - 145 81

125 54 - 75

120 56 - 72

115 58 - 69

Qтп д, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

120 - 95 62

116 - 94 60

112 - 93 58

108 - 92 56

104 - 91 54

96 37 - 50

92 38 - 48

50 84 128 36

5

Ртп в, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

110 100 120 112

115 98 121 115

120 96 122 118

125 94 123 121

30 92 124 124

40 88 126 130

45 86 127 133

50 84 128 36

Qтп в, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

24 60 40 34

28 59 41 36

22 58 42 38

26 57 43 40

20 56 44 42

28 54 16 16

32 53 17 18

36 52 18 20

6

Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках

1 2 3 4

3 14/3 9 14/3

2 14/5 15/2 6/1

1 9 14/6 15/1

24 19/3 25/7 22

23 27 27 22

23 17 17 22/2

5 8 9 14/2

4 11 5 6

7

Длина линий 0,38 кВ ТП-5 км

Л1 Л2 0-1 1-2

0,8  0,6 0,5

0,9  0,7 0,6

1,2  0,8 0,5

1,1  0,3 0,4

1,6  1,5 0,2

1,7  1,4 0,3

1,4  1,2 1,1

1,7  1,6 0,4

8

Потребители ТП-1

1 2 3

5 7 8

4 9 2

11 4 3

5 9 7

3 5 4

6 1 2

9 10 11

№ п/п

Исходные величины

Номер варианта

9

10

11

12

13

14

15

16

1

V100, % V25, %

+5 +1

+6 +3

+7 +0

+5 0

+6 +0

+7 +2

+8 +3

+9 +2

2

S(3)ск МВА

180

190

200

110

120

130

140

150

3

Длина участков 10 кВ, км

L0-1 L1-2 L2-3 L3-4 L4-5 L3-6 L6-7 L6-8 L8-0

3,3 3,7 1,7 1,9 1,3 3,2 0,46 2,5 1,2

3,5 3,1 0,25 1,4 1,3 3,5 0,3 2,6 1,8

4,2 2,5 0,5 1,2 0,8 3,4 0,2 2,4 1,4

3,6 3,4 1,5 1,5 1,6 3,8 0,4 2,8 1,6

5,2 3,6 1,6 1,8 1,2 3,1 0,45 2,4 1,5

2,5 3,1 1,3 1,7 1,4 4,4 0,2 2,7 1,5

6,7 5,1 2,4 2,0 1,5 4,1 0,3 2,4 1,6

1,4 1,2 2,4 2,5 1,5 4,8 0,4 2,9 1,1

4

Ртп д, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

110 60 - 66

105 69 132 -

100 64 138 -

95 66 137 -

90 68 136 -

80 72 134 148

75 74 133 145

70 76 132 142

Qтп д, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

84 40 - 44

80 41 65 -

76 42 64 -

72 43 63 -

68 44 62 -

60 46 60 52

56 47 69 50

52 48 68 48

5

Ртп в, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

55 82 129 139

60 80 130 142

65 78 131 145

70 71 132 148

75 74 133 51

85 70 135 57

90 68 138 60

95 66 137 63

Qтп в, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

40 51 19 22

44 50 20 24

48 49 21 26

52 48 22 28

56 47 23 30

64 15 25 34

68 44 26 36

72 43 27 38

6

Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках

1 2 3 4

3 12 9/3 6/1

2 11 7/1 9/3

1 12 9/2 15

24 18 19 25/3

23 18 19 25/5

23 22 16 25/6

5 6/1 15/1 14/3

4 14/2 11/1 10

7

Длина линий 0,38 кВ ТП-5 км

Л1 Л2 0-1 1-2

1,84  1,6 0,5

0,51  1,7 0,6

1,23  1,8 0,5

2,44  1,3 0,4

1,68  2,5 0,2

1,8  0,4 0,3

1,87  1,3 1,1

1,53  1,8 0,4

8

Потребители ТП-1

1 8 2

5 3 7

14 15 1

6 7 2

4 12 10

9 8 6

6 4 2

7 6 13

№ п/п

Исходные величины

Номер варианта

17

18

19

20

21

22

23

24

1

V100, % V25, %

+5 +1

+6 +3

+7 +0

+5 0

+6 +0

+7 +2

+8 +3

+9 +2

2

S(3)ск МВА

160

170

180

190

200

100

240

110

3

Длина участков 10 кВ, км

L0-1 L1-2 L2-3 L3-4 L4-5 L3-6 L6-7 L6-8 L8-0

2,8 2,3 2,5 1,2 1,4 2,7 1,1 3,2 1,1

2,7 2,4 2,6 2,4 1,5 2,8 1,2 3,3 1,2

2,5 2,6 2,7 2,8 1,6 2,4 1,3 3,0 1,0

2,4 2,7 2,4 3,2 1,7 2,1 1,6 3,2 1,4

2,4 3,5 1,2 3,0 1,7 2,4 1,5 3,1 3,2

2,1 1,2 3,2 2,7 1,4 2,8 1,6 3,2 2,4

2,4 3,2 1,2 1,5 4,4 3,2 1,8 3,4 1,9

2,4 2,4 1,4 1,7 4,5 3,5 1,7 3,2 1,7

4

Ртп д, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

165 78 131 139

155 82 129 133

150 84 128 130

145 86 127 127

140 88 126 124

135 90 125 121

130 92 124 118

125 94 123 115

Qтп д, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

88 49 67 46

80 51 65 42

86 52 64 40

82 53 63 48

88 54 62 46

84 55 61 44

80 56 60 42

46 57 79 40

5

Ртп в, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

100 64 133 66

110 60 140 72

115 58 41 75

120 56 42 78

125 54 43 81

130 52 44 84

135 50 45 87

140 48 46 90

Qтп в, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

76 42 28 40

84 40 30 44

88 39 31 46

92 38 32 48

96 37 33 50

100 36 34 52

104 35 35 54

108 34 36 56

6

Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках

3 5 14/4 12/1

1 14/2 15/2 9/1

24 16 22/1 19/2

23 22/1 19/2 20/2

24 16 19/2 20/1

23 16 19/2 22/1

5 6 10/1 11/1

4 5 9/3 10/1

7

Длина линий 0,38 кВ ТП-5 км

Л1 Л2 0-1 1-2

1,77  1,9 1,5

0,58  1,2 1,6

1,28  1,3 0,5

2,47  1,5 0,4

1,68  2,5 0,2

1,38  0,5 0,3

1,85  1,7 1,1

1,33  1,8 0,4

8

Потребители ТП-1

10 12 1

12 8 1

6 7 13

22 24 12

18 17 15

16 14 17

12 21 24

14 5 7

№ п/п

Исходные величины

Номер варианта

25

26

27

28

29

30

1

V100, % V25, %

+7 +0

+5 +3

+8 +1

+9 +2

+10 +5

+1 +0

2

S(3)ск МВА

120

130

140

150

160

170

3

Длина участков 10 кВ, км

L0-1 L1-2 L2-3 L3-4 L4-5 L3-6 L6-7 L6-8 L8-0

2,8 2,3 2,5 1,2 1,4 2,7 1,1 3,2 1,1

2,7 2,4 2,6 2,4 1,5 2,8 1,2 3,3 1,2

2,5 2,6 2,7 2,8 1,6 2,4 1,3 3,0 1,0

2,4 2,7 2,4 3,2 1,7 2,1 1,6 3,2 1,4

2,4 3,5 1,2 3,0 1,7 2,4 1,5 3,1 3,2

2,1 1,2 3,2 2,7 1,4 2,8 1,6 3,2 2,4

4

Ртп д, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

120 96 122 112

115 98 121 89

110 100 130 76

150 - 148 90

155 - 149 93

80 72 134 148

Qтп д, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

42 58 18 68

78 59 47 26

14 60 76 74

116 - 94 60

120 - 95 62

60 46 60 52

5

Ртп в, кВт:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

42 58 18 68

150 44 48 96

150 42 49 99

115 98 121 115

110 100 120 112

85 70 135 57

Qтп в, квар:

ТП2 ТП3 ТП4 ТП6

145 46 47 93

116 32 38 60

120 31 39 62

28 59 41 36

24 60 40 34

84 45 25 34

6

Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках

1 2 3 4

3 7 9/2 10/1

2 4 14/2 8/1

1 14/2 5 4

2 14/5 15/2 6/1

3 12/1 14/3 14/6

23 26/6 17 22

7

Длина линий 0,38 кВ ТП-5 км

Л1 Л2 0-1 1-2

1,77  1,9 1,5

0,58  1,2 1,6

1,85  1,7 1,1

2,47  1,5 0,4

1,77  1,9 1,5

1,38  0,5 0,3

8

Потребители ТП-1

20 12 3

5 4 7

8 5 9

18 12 5

21 17 8

9 14 13

№ потребителя.

Наименование потребителя

Р эд. ном., кВт

Нагрузка

Активная, кВт

Реактивная, квар

Рдi

Раi

Qдi

Qвi

1

Лесопильный цех с пилорамой: ЛРМ-79

22

16

2

18

-

2

Р-65

30

23

2

27

-

3

Мельница с жерновым поставом: 8/4

22

17

1

13

-

4

7/4

13

10

1

8

-

5

Мельница вальцовая

10

15

1

10

-

6

Столярный цех

-

15

1

10

-

7

Мастерские

-

15

5

12

4

8

Стоянка для тракторов

-

5

2

3

-

9

Материальный склад

-

3

1

2

-

10

Пожарное дело

-

4

4

3

3

11

Зерноочистительный агрегат: ЗАВ - 20

-

25

26

25

23

12

ЗАВ - 40

-

35

36

35

32

13

Зерноочистительно- сушильный комплекс КЭС 10Б

-

65

65

60

60

14

Зернохранилище:на 500 т

-

10

5

10

3

15

на 1000 т

14

25

10

25

5

16

Коровник: на 100 коров

-

10

10

8

8

17

на 200 коров

-

17

17

13

13

18

На 400 коров

-

45

45

33

33

19

Телятник: на 120 телят

-

5

8

3

5

20

на 230 телят

-

6

10

4

6

21

на 340 телят

-

7

12

5

8

22

Кормоцех

-

50

50

45

45

23

Дробилки кормов: ДБ-5-1

40

04

-

35

-

24

КДМ-2

30

30

-

35

-

25

Овощехранилище:на 500 т

-

5

2

3

-

26

на 1000 т

-

6

2

4

-

27

Склад кормов

-

20

1

12

-

28

Бригадный дом

-

4

7

-

-

29

Школа

30

Клуб

-

3

10

1,5

6

31

Детские ясли-сад

-

23

14

7

4

32

Столовая

-

35

15

5

33

Хлебопекарня

-

5

5

4

4

34

Магазин

-

2

4

-

-

35

Баня

-

7

7

2

2

36

Жилой дом старый с газом

-

0,5

1,5

0,24

0,6

37

Жилой дом старый без газа

-

0,6

1,8

0,3

0,7

38

Жилой дом новый с газом

-

0,7

2,0

0,32

0,75

39

Жилой дом новый без газа

-

0,9

2,5

0,4

0,9

40

Коттедж с газом

-

1,5

4,0

0,6

1,32

41

Коттедж без газа

-

2,0

5,0

0,72

1,45

42

Коттедж с электроплитой

-

3,5

6,0

1,15

1,5

43

Коттедж с электроплитой и водонагревателем

-

4,5

7,5

1,5

1,87

44

Коттедж с электроплитой, водонагревателем и кондиционером

-

5,1

8,5

2,1

2,87

Потребители

Количество потребителей, шт

1

2

3

5

7

10

15

20

50

100

200

500

Жилые дома с нагрузкой на вводе:

До 2 кВт/ дом До 2 кВт/ дом

0,76

0,65

0,55

0,49

0,44

0,40

0,37

0,30

0,26

0,24

0,22

0,75

0,64

0,53

0,47

0,45

0,37

0,34

0,27

0,24

0,20

0,18

Жилые дома с электроплитами и водонагревателями

0,73

0,62

0,50

0,43

0,38

0,32

0,29

0,22

0,17

0,15

0,12

Производственные, общественные и коммунальные

0,85

0,80

0,75

0,70

0,65

0,60

0,55

0,47

0,40

0,35

0,30

Р

DР

Р

DР

Р

DР

Р

DР

Р

DР

0,2

0,2

16

9,8

45

30,2

100

69,0

180

130

0,5

0,3

18

11,2

48

32,5

105

72,5

185

135

1

0,6

20

12,5

50

34,0

110

76,0

190

140

2

1,2

22

13,8

52

35,4

115

80,5

195

145

3

1,8

24

15,0

55

37,5

120

84,0

200

150

4

2,4

25

15,7

58

39,6

125

88,0

205

154

5

3,0

26

16,4

60

41,0

130

92,0

210

158

6

3,6

28

17,7

62

42,4

135

96,0

220

166

7

4,2

30

19,0

65

44,5

140

100,0

230

174

8

4,8

32

20,4

68

46,6

145

104,0

240

182

9

5,4

34

22,0

70

48,0

150

108,0

250

190

10

6,0

35

22,8

75

51,2

155

112,0

260

198

11

6,7

36

23,6

80

55,0

160

116,0

270

206

12

7,3

38

25,0

85

58,5

165

120,0

280

214

14

8,5

40

26,5

90

62,0

170

123,0

290

222

15

9,2

42

28,0

95

65,5

175

126,0

300

230

Линии

Потребители

Количество, шт.

К0

Активная нагрузка, кВт

Реактивная нагрузка, квар

на вводе

расчетная

на вводе

расчетная

Рдi

Рвi

Рв

Qдi

Qвi

Qд

Qв

Л1

1.Дробилка кормов КДМ - 2

1

1

30

-

30

-

25

-

25

-

2.Телятник на 120 телят

3

0,8

5

8

12

19,2

3

5

7,2

12

Л2

3.Овощехранилище на 500 т.

7

0,7

5

2

24,5

9,8

3

-

14,7

-

4.Кормоцех

1

1

50

50

50

50

45

45

45

Наружное освещение: помещений

12

1

-

0,25

-

3

-

-

-

-

хоздворов (100*0,003 кВт /м)

12

1

-

0,3

-

3,6

-

-

-

-

Нагрузка ТП5

-

-

-

-

91,65

71,19

-

-

74,01

57

Потребители

Кол-во

Ко

Активная нагрузка, кВт

Реактивная нагрузка, квар

на вводе

расчетная

на вводе

расчетная

Рдi

Рвi

Рд

Рв

Qдi

Qвi

Qд

Qв

1. Мельница с жерновым составом 8/4

1

1

17

1

17

1

13

-

13

-

2.Мельница с жерновым составом 7/4

1

1

10

1

10

1

8

-

8

-

3.Зерноочистительный агрегат ЗАВ - 20

1

1

25

26

25

26

25

23

25

23

Наружное освещение помещений

3

1

-

0,25

-

0,75

-

-

-

-

Наружное освещение хоздворов периметром по 100 м

3

1

-

0,3

-

0,9

-

-

-

-

Нагрузка ТП1

-

-

-

-

52

28,2

-

-

37,7

23

Элементы сети

Мощность

Ток, А

Коэффициент мощности

Активная, кВт

Реактивная, квар

Полная, кВт

Рд

Рв

Qд

Qв

Sд

Sв

Iд

Iв

Cosjд

Cosjв

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТП-1

52

28,2

37,7

23

64,2

36,4

-

-

0,8

0,77

ТП-2

140

125

108

26

176,8

127,7

-

194

0,79

0,98

ТП-3

-

94

-

57

-

109,9

-

-

-

0,85

ТП-4

146

123

92

43

172,6

130,3

-

-

0,84

0,94

ТП-5

91,65

71,9

74,01

57

117,8

91,7

-

-

0,78

0,78

ТП-6

84

121

56

40

100,9

127,4

-

193,6

0,83

0,95

После компенсации реактивной мощности

ТП-1

52

28,2

7,7

3

52,6

28,4

80

43,1

0,98

0,99

ТП-2

140

125

8

26

140,2

127,7

213

194

0,99

0,98

ТП-3

-

94

-

7

-

94,3

-

143,3

-

0,99

ТП-4

146

123

17

3

147

123

223,3

186,9

0,99

1

ТП- 5

91,65

71,9

24

7

94,7

72,2

143,9

109,7

0,97

0,99

ТП-6

84

121

6

40

84,2

127,4

127,9

193,6

0,99

0,95

ТП

Расчетная мощность, квар

естественная

для компенсации

БК

расчетная

Qест д

Qест в

Qк д

Qк в

Qбк д

Qбк в

Qд

Qв

ТП-1

37,7

23

20,5

13,7

30

20

7,7

3

ТП-2

108

-

61,8

-

100

-

8

-

ТП-3

-

57

-

26

-

50

-

7

ТП-4

92

43

43,8

2,4

75

40

17

3

ТП-5

74,01

57

43,7

33,3

50

50

24

7

ТП-6

56

-

28,3

-

50

-

6

-

№ ТП

Sрасч, кВа

Тип

Sт ном, кВа

Uвн ном, кВ

Uнн ном , кВ

DРх, кВт

DРк, кВт

Uк%

ПБВ %

DW, кВт/ ч год

1

52,6

ТМ

63

10

0,4

0,265

1,28

4,5

±2 × 2,5

3481,4

2

140,2

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2 × 2,5

7798

3

94,3

ТМ

100

10

0,4

0,365

1,97

4,5

±2 × 2,5

5474,8

4

147

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2 × 2,5

8081

5

94,7

ТМ

100

10

0,4

0,365

1,97

4,5

±2 × 2,5

5494,1

6

127,4

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2 × 2,5

7301,6

Итого

743

37630,9

Ррасч, кВт

Характер нагрузки

Коммунально-бытовая

производственная

смешанная

Время,ч

Tmax

t

Tmax

t

Tmax

t

0...10

900

300

1100

400

1200

500

1200

500

1500

500

1700

600

20...50

1600

600

2000

1000

2200

1100

50...100

2000

1000

2500

1300

2800

1500

100...250

2350

1200

2700

1400

3200

2000

250...300

2600

1400

2800

1500

3400

2100

300…400

2700

1450

2900

1530

3450

2120

400…600

2800

1500

2950

1600

3500

2150

600...1000

2900

1600

3000

1630

3600

2200

Параметры

0’ - 1

1 - 2

2 - 3

0’’ - 8

8 - 6

6 - 3

L, км

3,6

3,4

1,5

1,6

7,1

3,8

Pmax, кВт

326,46

274,46

134,46

318,19

197,19

105,54

Qmax, квар

39

31,3

23,3

64,7

24,7

0,7

Smax, кВА

328,78

276,24

136,46

324,7

198,73

105,54

Imax, А

19

16

8

18,7

11,5

6,1

Марка провода

АС50

АС50

АС50

АС50

АС50

АС50

DUуч.max, %

0,75

0,6

0,13

0,34

0,9

0,24

DUГПП уч.max, %

0,75

1,35

1,48

0,34

1,24

1,48

DWL, кВТч/год

3646,8

2318,7

238,7

1570

2334,7

351,6

Т max

300

300…5000

<5000

jэк, А/ мм2

1,3

1,1

1,0

По экономическим интервалам нагрузок выбираются провода (таблица 5.3).

Таблица 5.3 Экономические интервалы нагрузок

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву /5/ (таблица 5.4).

I доп > I max,                                                                                (5.3)

Таблица 5.4 Допустимый ток провода по нагреву

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо. Для определения хо необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Дсp » 1500 мм). Данные по проводам сводят в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 Данные по проводам

Рассчитывают потери напряжения на участках в процентах по формуле

,                                             (5.4)

где ;

Dcр = 1500 мм.

Определяют потери электрической энергии на участках

,                                                           (5.5)

где t определяют по таблице 4.2.

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для оценки качества напряжения у потребителей составляют таблицу отклонений напряжения (таблица 6.1), из которой определяют допустимую потерю напряжения DUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблицу составляют для ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.

В примере ТП6 является ближайшей, ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.

Таблица 6.1 Оценка качества напряжения у потребителей

Из таблицы 6.1выяснят, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.

Отклонение напряжения в любой точке электропередачи определяют как

Vк = SV + SDU,                                                                                      (6.1)

где SV и SU - сумма надбавок и сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака.

В качестве минимального рассматривают обычно режим 25 %-й нагрузки, в котором потери напряжения могут быть приняты как 1/4 часть от максимальных потерь.

В потребительских трансформаторах рассчитывают потери напряжения, %:

;                                                            (6.2)

где Р и Q - мощности, протекающие через трансформатор (дневные или вечерние) полная мощность которых больше;

Uнoм - номинальное напряжение трансформатора (обмотки низшего или высшего напряжений);

RТ и ХТ - активное и реактивное сопротивление трансформатора:

;                                                                          (6.3)

;                                           (6.4)

где Uт.ном - берется то же напряжение, что и в (5.2), В;

Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, ВА.

Регулируемая надбавка трансформатора ПБВ подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ не выходило за допустимые пределы (+7,5 %), так как к шинам подключены потребители.

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

D Uдоп =V0,4-Vдоп = 7,16 - ( - 5) = 12,6 %.                                (6.5)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть DU" = 2,5 % оставляется, согласно ПУЭ, на линию внутри помещений, другая DU' - на наружную линию (в примере DUдоп =9,66 %), по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП. В каждой линии можно потерять не более D U доп, т. е.

D U факт £ D Uдоп .                                                                     (6.6)

Значение потери DU доп влияет на выбор сечения провода. Чем DU доп больше, тем меньше может быть взято сечение. Рекомендуется иметь DU доп не менее 6 %, при невыполнении этого условия можно применить одно из технических мероприятий:

а) уменьшить DUдоп до 1...0,6 %, если линии внутри помещений небольшой длины (например, к линии подключены жилые дома);

б) увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ;

в) установить продольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;

г) предусмотреть замену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и с помощью последнего создать на шинах 10 кВ режим встречного регулирование напряжения.

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

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 КВ

В наружных линиях 0,38 кВ провода выбираются по допустимой потере напряжения или по экономическим интервалам нагрузок. Выбранные провода проверяются по допустимой потере напряжения и по нагреву.

Пример расчета линий напряжением 0,38 кВ приводится по данным нагрузок таблицы 7.1.

Таблица 7.1 Расчет линий напряжением 0,38 кВ

Выбор проводов в линии Л1

К линии Л1 подключен потребитель, имеющий крупный асинхронный электродвигатель, при запуске которого протекают большие пусковые токи, вызывая значительные потери напряжения. Поэтому для линии Л1 провода рекомендуется выбирать по экономическим интервалам, в этом случае сечение чаще всего получается больше, чем при расчете по DUдоп.

Выбирается провод в зависимости от нагрузки (таблица 7.2). В таблице 7.2 данные по выбору проводов приведены с учетом коэффициента кд, учитывающего динамику роста нагрузок на пятилетнюю перспективу.

Таблица 7.2 Интервалы экономических нагрузок для выбора проводов в линиях 0,38 кВ

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по (5.3), и по таблице 5.4.

Выбираем провод А95:

I доп > I max,

А > 80,5 А.

Условие 5.3 выполняется.

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо; для определения хо необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 0,38 кВ чаще всего принимают Дсp » 600 мм).

Выбираются r0 и x0 (Dср чаще всего принимается 600 мм).

r0 = 0,308 Ом / км;

х0 = 0,145 lg (2×600) / 12,3 +0,016 = 0,3 Ом;

dпр = 12,3 мм.

Рассчитываются потери напряжения в линии:

;                                                            (7.1)

при этом должно выполняться условие 6.6.

 < DUдоп = 10,76 %;

Условие 6.6 не выполняется, увеличим сечение провода на линии Л1.

Выберем провод А240:

r0 = 0,12 Ом / км;

х0 = 0,145 lg(2×600) / 20 + 0,016 = 0,274 Ом / км;

dпр = 20 мм.

 < DUдоп = 10,76 %;

Условие 6.6 выполняется, принимаем для линии Л1 провод А240.

Окончательно сечение проводов линии Л1 выбирается после проверки сети на отклонение напряжения при пуске крупных асинхронных электродвигателей.

Выбор проводов в линии Л2.

Сечения проводов в линии Л2 рекомендуется выбирать по допустимой потере напряжения, причем различными на участках Л0-1 и Л1-2.

Определяется допустимая потеря напряжения на участке Л0-1 (в процентах):

;                                                 (7.2)

где S0-1 и S1-2 - полные мощности участков Л0-1 и Л1-2, дневные или вечерние, которые вызывают большую потерю напряжения в Л2.

 ;

Определяется допустимая потеря напряжения на участке Л1-2:

;                                                 (7.3)

.

При этом должно быть

DUдоп.0-1 + DUдоп.1-2 = DUдоп ;

,6 + (-8,16) = -10,76

Выбираем провод на участке Л0-1:

Задаемся реактивным сопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x0= 0,4 Ом/км.

Определяется составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):

;                                                                    (7.4)

где Q - реактивная мощность, ВАр, дневная или вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.

;

Определяется допустимая составляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (в процентах):

;                                                                     (7.5)

DUа.доп = 10,76 - 1,22 =9,54 %.

Расчетное сечение провода:

;                                                                     (7.6)

где g=32 м/(Ом×мм2) - удельная проводимость алюминия.

.

Выбирается стандартное сечение провода

Fстанд ³ Fрасч;                                                                             (7.7)

Выбираем провод А25:

Fстанд = 24,9 мм2;

r0 = 1,14 Ом / км;

x0 = 0,145 lg(2×600) / 6,4 + 0,016 = 0,34 Ом /км.

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по формуле (5.3) с использованием данных таблицы 5.4.

;

А > 43,5 А.

Определяются фактические потери напряжения на участках:

< DUдоп.0-1 = 2,6 %;

Условие не выполняется, увеличим сечение провода.

Выберем провод А240:

Fстанд = 239 мм2;

dпр = 20 мм;

r0 = 0,12 Ом / км;

x0 = 0,145 lg (2×600) / 20 + 0,016 = 0,274 Ом / км.

< DUдоп.0-1 = 2,6 %.

Т.к. условие не выполняется, установим продольно - емкостную компенсацию реактивного сопротивления.

Необходимая мощность конденсаторов

Qc = k×Sрасч;                                                                                (7.8)

где Sрасч = 28,6 кВА;

k - коэффициент, определяемый по формуле

;                                                     (7.9)

где DUc - надбавка напряжения, которую желательно получить.

Примем DUc = 10 %.j = P / S = 24,5 / 28,6 = 0,856; sin j = 0,52;

;

Qc = 0,214 × 28,6 = 6,1 кВАр.

Определяем реактивное сопротивление:

;                                                        (7.10)

где А;

< DUдоп.0-1 = 2,6 %.

Условие выполняется, принимаем провод на участке 0 - 1 А240 с продольно - емкостной компенсацией.

Выбираем провод на участке 1-2:

Расчет проводится также, как и для участка 0-1.

ПРОВЕРКА СЕТИ НА УСПЕШНЫЙ ЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Нормами определены следующие допущения номинального напряжения на зажимах электродвигателя:

а)      при длительной работе в установившемся режиме: V = +6%;

б)      у электродвигателей, присоединенных к электрическим сетям общего назначения -5%, +10%;

в)      при длительной работе в установившемся режиме для отдельных особо удаленных электродвигателей в номинальных условиях допускаются, снижения напряжения на -8…-10%, а в аварийных -10…-12%;

г)       при кратковременной работе в установившемся режиме, например, при пуске соседних электродвигателей на -20…-30%;

д)      на зажимах пускаемого электродвигателя: при частых пусках -10%, при редких пусках -15%;

В тех случаях, когда начальный момент не превышает 1/3 Мном рабочей машины, допускается снижение напряжения на 40%. Это, как правило, приводы с ременной передачей, приводы насосов и вентиляторов.

Потери напряжения в сети при пуске электродвигателя от трансформатора или генератора приблизительно составляют:

;                                                                    (8.1)

где zc - полное сопротивление сети, Ом;

zэд - сопротивление электродвигателя в пусковом режиме, Ом

потребительский трансформатор напряжение электродвигатель

;                                                                               (8.2)

где k - кратность пускового тока;

Iн - ток номинальный.

Выбираем электродвигатель 4А180М2У3:

Р0 = 30 кВт; k = 7,5; cos j = 0,9; h = 90,5 %.

Определяем номинальный ток:

;                                                                     (8.3)

;

Сопротивление электродвигателя в пусковом режиме:

Ом.

При пуске электродвигателя от сети с трансформатором:

zc = zл + zтр ;                                                                                 (8.4)

где Uк% - напряжение короткого замыкания трансформатора ТП5, Uк% = 4,5 %.

 Ом.

Выбираем провод А240:

Fстанд = 239 мм2;

dпр = 20 мм;

r0 = 0,12 Ом / км;

x0 = 0,145 lg (2×600) / 20 + 0,016 = 0,274 Ом / км.

;                                                                    (8.5)

 Ом;

zc = 0,325 + 0,176 = 0,501 Ом.

Потери напряжения в сети при пуске электродвигателя:

< 40 %.

Условие не выполняется, установим продольно - емкостную компенсацию реактивного сопротивления:

Необходимая мощность конденсаторов

Qc = k×Sрасч;

где Sрасч = 53 кВА;

k - коэффициент, определяемый по формуле

где DUc - надбавка напряжения, которую желательно получить.

Примем DUc = 10 %.j = P / S = 42 / 53 = 0,792; sin j = 0,61.

Qc = 0,164 × 53 = 8,67 кВАр.

Определяем реактивное сопротивление:

 Ом / км;

где А;

 Ом;

zc = 0,132 + 0,176 = 0,308 Ом.

Потери напряжения в сети при пуске электродвигателя:

< 40 %.

Условие выполняется, окончательно принимаем провод на участке 0-1 А240 с продольно-емкостной компенсацией.

РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания будем проводить с помощью компьютерной программы IVAN.tkz.

Используя схему электропередачи (рисунок 9.1), на котором указаны все точки короткого замыкания, составим схему замещения (рисунок 9.2).

В таблице 9.1 приведены все необходимые для расчета данные, полученные после введения ветвей и их параметров в программу. Каждая ветвь задается двумя узлами. Признаком конца списка является ветвь 0-0.

Параметры генераторов и систем:

;                                                                                       (9.1)

.                                                                                        (9.2)

Расчётные данные заносятся в таблицу 9.2.

После определения параметров ветвей уходят в главное меню, записав данные на диск, в подпрограмму расчета токов короткого замыкания.

Затем выбирают режим и точку короткого замыкания, определяют напряжения в узлах и токи короткого замыкания.

Расчет повторяется столько раз, сколько точек короткого замыкания.

Программа не определяет двухфазные и однофазные токи короткого замыкания, их просчитывают вручную.

Таблица 9.1 Параметры ветвей схемы

Рисунок 9.1 Исходная схема электропередачи для расчета токов к.з.

Рисунок 9.2 Схема замещения электропередачи для расчета токов к.з.

Токи двухфазного короткого замыкания определяют по формуле

Iкз(2) =  Iкз(3)                                                                         (9.3)

где I(3)к.з - трехфазный ток короткого замыкания.

Ударные токи определяют по формуле

(9.4)

где Ку - ударный коэффициент,

    (9.5)

Мощность трехфазного короткого замыкания определяют по формуле

                                                                     (9.6)

Ток однофазного короткого замыкания определяют по формуле

(9.7)

где Zт - полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания, значения трансформаторов 10/0,4 со схемой соединений «звезда-звезда с нулевым проводом» в зависимости от номинальной мощности Sт ном:

Uф min - минимальное фазное напряжение, В;

Zп -- полное сопротивление петли «фаза-нуль» oт шин 0,4 кВ ТП до конца линии 0,38 кВ /14/.

          (9.8)

    (9.9)

где rо и хо, rn и хn - активное и индуктивное сопротивления фазного и нулевого проводов;

l - длина линии.

Результаты расчетов сводят в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 Результаты расчета токов короткого замыкания

. ЗАЩИТА ОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

В проекте необходимо выбрать, рассчитать, проверить на чувствительность и согласовать между собой защиты следующих электроустановок: линий 0,38 кВ, трансформатора 10/0,4 кВ (ТП-5) и линии 10 кВ. Линии защищаются направленной максимальной токовой защитой (НМТЗ), действующей с выдержкой времени, и токовой отсечкой (ТО), действующей без выдержки времени. Линии 0,38 кВ защищаются автоматическими выключателями (АВ), магнитными пускателями (МП) и плавкими предохранителями (ПП), трансформатopы - пpедoxpанитeлями, а линии 10 кВ - релейной защитой.

Линии 0,38 кВ, питающие трехфазные потребители, защищаются в основном автоматическими выключателями типа АЕ2000, А3700 и А3110 с электромеханическими расцепителями. При этом тепловой расцепитель выполняет функции максимальной токовой защиты (МТЗ), а электромагнитный - функции ТО.

Можно использовать также автоматы с полупроводниковыми расцепителями типа А3700 и «Электрон», в которых роль МТЗ выполняет расцепитель, работающий в зоне перегрузки, а роль ТО - расцепитель в зоне коротких замыканий. Если МТЗ на автоматических выключателях оказывается нечувствительной к токам КЗ, то она заменяется более чувствительной, в качестве которой в последнее время применяется защита ЗТ-0,4 (или ЗТИ), которая выпускается в виде приставки к автомату. Если нечувствительной оказывается ТО, то она не устанавливается и линия защищается только МТЗ.

Чувствительность защиты оценивается по формуле

Кч = Iк min / I с зд ³ Кч доп                                                          (10.1)

где Iк min - минимальный ток КЗ в защищаемой зоне;

I с зд - действительный (установленный) ток срабатывания защиты.

При защите электроустановок автоматическими выключателями

Iк min = Iк (1)                                                                                 (10.2)

При этом МТЗ может выполнять роль основной защиты, а ТО - дополнительной или наоборот. Надо стремиться, чтобы линии защищались мгновенной защитой, но этого достичь удается редко.

Если основной защитой является МТЗ, то за действительный ток срабатывания защиты принимается Iсз = Iрасц..ном - для АВ с электромеханическими расцепителями или Iсз = Iс пер - для АВ с полупроводниковыми расцепителями, где Iс пер - ток срабатывания (уставка тока) полупроводникового элемента, работающего в зоне перегрузки, при этом Кч. доп= 3 , /5/.

Если основной защитой является ТО, то берется Iсз = Iс эм - ток срабатывания электромагнитного элемента или Iсз = Iс. кз - ток срабатывания (уставка тока полупроводникового элемента в зоне к.з.). Тогда

Кч доп =1,25 - для АВ с I АВ ном £ 100А;

Кч доп = 1,4-для АВ с I АВ ном > 100А.

Комплектные трансформаторные подстанции, оборудованные автоматическими выключателями на отходящих линий 380/220 В, имеют в большинстве случаев выключатели и на вводе 380 В.

При выборе типа подстанции студенты устанавливают наличие или отсутствие выключателя ввода.

В учебных целях на ТП5 предлагается выбрать pазнотипные автоматы.

В расчетах Кн обозначают коэффициент надежности.

Защита линии 0,38 кВ Л1.

Защиту линии Л1 рекомендуется выполнить на выключателе типа А3700 селективном, т.е. с полупроводниковыми расцепителями как в зоне перегрузки, так и в зоне короткого замыкания. Эти выключатели имеют характеристики в зоне перегрузки схожие с характеристикой теплового расцепителя, а зоне КЗ регулируется время работы токовой отсечки в пределах 0,1..0,4 с.

Порядок расчета защиты линии Л1 следующий.

Выбирается корпус автоматического выключателя А 3734С по току нагрузки, напряжению и отключающей способности:

UАВ ном = 660 В > U сети ном = 380 В                                       (10.1)

U АВ ном = 250 А > I р max = 53 А;                                           (10.2)АВ ном = 50000 А > I(3) к16 = 3150 А.                                     (10.3)

Выбирается номинальный ток расцепителей:

I расц ном ³ I р max = 53 А                                                          (10.4)

I расц ном ³ I расц. ном потр =80 А.                                           (10.5)

Нагрузка линии Л1 в примере определяется практически         только нагрузкой электродвигателя пилорамы, а он может быть защищен выключателем А3714Б с I расц . ном = 80 А, I с пер=80 А, I с кз = 640 А.

Поэтому принимаем для АВ1 I расц ном = 160 А, так как меньших значений для селективных выключателей такого типа нет.

Оценивается чувствительность защиты.

Основной защитой Л1 от токов КЗ будет МТЗ, т. е. полупроводниковый элемент, работающий в зоне перегрузки.

К ч расч = I расц. ном =  = 36; К ч доп =3.                                   (10.6)

Защита чувствительна и принимается к исполнению.

Оценивается целесообразность установки дополнительной защиты, т. е. токовой отсечки. Так как автоматический выключатель А3734С селективный, то его ток срабатывания в зоне КЗ должен быть отстроен от тока срабатывания ТО защиты потребителя, в примере от тока срабатывания в зоне токов КЗ выключателя А3714Б, т. е.

с. кз ³ Кн I с кз. птр = 1,2*640=768 А.                                        (10.7)

Выбираем уставку тока срабатывания в зоне КЗ (плавная регулировка в пределах 2...10 I расц. ном):

I с.кз = 770 А.

Чувствительность дополнительной защиты

К ч расч = =  = 4,1 > Кч доп = 1,2.                                       (10.8)

Эта быстродействующая защита не защитит Л1 только от однофазных токов КЗ в конце линии, но от двух- и трехфазных токов защитит практически полностью.

Необходимо выбрать уставку времени в зоне КЗ:

t y кз ³ t ТО потр + Dt = 0,04+0,1 = 0,14 с                                            (10.9)

где t ТО потр - время работы мгновенной защиты потребителя. Для выключателя А3714Б t с кз = 0,04 с;

Dt =0,1...0,15 с - ступень селективности.

Принимаем t y кз =0,14 с.

Окончательно принимаем для Л1 автоматический выключатель А3734С с I расц. ном =160 А, I с пер = 160 А, I с.кз =770 А, t с кз = 0,14 с.

Защита линии 0,38 кВ Л2.

Защиту линии рекомендуется выполнить нa автоматическом выключателе типа А3700Ф с тепловым и электромагнитным расцепителями.

Корпус выключателя типа АЗ716Ф:

UАВ ном = 660 В > U сети ном = 380 В;                                               (10.10)АВ ном = 160 А > Iр max = 105 А;                                            (10.11)АВО ном = 25000 А > I (2) К16 = 3150 А.                              (10.12)

Номинальный ток расцепителей I расц. ном

В рассматриваемом примере у потребители, подключенных к линии Л2, нет крупных электродвигателей, поэтому для защит, установленных на вводе внутренних сетей определяющим условием будет условие отстройки их oт токов нагрузки. Самый большой автоматический выключатель будет стоять на вводе коровника на 200 голов, им может быть выключатель типа А3716Б с l расц. ном = 40 А, I c зм = 630 А.

Принимаем для АВ2 I расц. ном = 125 А.

Чувствительность защиты

В качестве основной защиты попытаемся взять МТЗ как более чувствительную:

К ч расц. = I(1) К22 / l расц. ном = 320/125 = 2,6 < Кч доп = 3. (10.13)

Даже эта защита оказалась нечувствительной, поэтому в качестве основной защиты применим приставку типа 3Т-0,4.

Расчет МТЗ на ЗТ- 0,4

Защита ЗТ-0,4 настраивается одним элементом на междуфазные КЗ, другим - на однофазные КЗ.

Ток срабатывания защиты от междуфазных КЗ по условию отстройки от тока нагрузки

I(2) с з ³ Кн · Кз · I р max = 1,25 · 1,25 · 105=164 А                   (10.14)

где Кз - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока нормального режима от пусковых токов, после отключения КЗ другими защитами (например АВ1 или АВ2). Для производственной нагрузки можно принять Кз =1,25, для коммунально - бытовой Кз = 1.

Действительный ток срабатывания защиты (уставка тока) выбирается из 3 значений: 100, 160, 250 А.

I(2) у= I(2) с з = 250 А > I с з расч =164 А.                                  (10.15)

Чувствительность защиты оценивается по минимальным двухфазным токам КЗ:

К(2) ч расч= I(2) к min /I(2)с з = I(2) к22 / I(2) у = 650//0 = 2,6 > Кч доп =1,5. (10.16)

ащита чувствительна.

Ток срабатывания защиты oт однофазных КЗ

I(1) с з ³ К н · I нес = Кн · Кнес · I р max                                               (10.17)

где Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,2;

I нес - ток несимметрии;

К нес - коэффициент несимметрии токов по фазам, К нес = 0,1…0,5. При преобладании однофазных потребителей К нес = 0,5, при преобладании трехфазных К нес = 0,1.

Для животноводческих помещений можно принять К нес = 0,3.

I(1) с з = 1,2 · 1,25 · 0,3 · 105 = 39 А.                                           (10.18)

Действительный ток срабатывания защиты (уставка тока) от однофазных КЗ выбирается из трех значений: 40, 80, 120 А.

I(1) с з = I (1) у= 40 А.

Чyвcтвитeльнocть защиты

К(1)ч =(Iк22(1) - Iнес I с з) = (320 - 0,3 105/40) =7,2>Кч доп = 1,2      (10.19)

Защита чувствительна и принимается к исполнению.

Оценивается возможность установки мгновенной защиты, т. е. ТО, в виде электромагнитного расцепителя

Iсо ³ Кн · I(3)к21 max = 1,2 · 2060 = 2470 А.                              (10.20)

Чтобы это условие выполнить, необходимо взять автоматический выключатель большой величины, т.е. А3726Б с Iрасц. ном =160 А и Iс эм =2500 А.

Чувствительность отсечки

К ч расч = I(3) к16max / Iсо =3150/ 2500 = 1,3> Кч доп = 1,2   (10.21)

Окончательно для защиты Л2 выбираем автоматический выключатель типа А3726Б с I расц. ном = 160 А, Iс зм =2500 А, снабженного приставкой ЗТ - 0,4, имеющей I(1) у =10 А, I(2) у= 250 А.

Защита трансформатора 10/0,4 кВ

Трансформаторы защищаются плавкими предохранителями типа ПК1… ПК4 /17/. Выбирается корпус предохранителя по напряжению, току и отключающей cпособности:

Uп ном ³ U сети ном;                                                                    (10.22)

Iп ном ³ Iр max;                                                                                     (10.23)

Iпо ном ³ Iк max .                                                                         (10.24)

Выбирается ток плавкой вставки по трем условиям:

·    при отстройке от рабочего максимального тока

Iпв ном ³ Км · I р max вн =1,25 · 146 · 0,4/10 =7,3 А                           (10.25)

·    при отстройке от броска тока намагничивания трансформатора при его включении под напряжение

Iпв ном ³ 1,5…2,0 Iт ном                                                             (10.26)

Iпв ном ³ 2 Sт ном / Ö3U ном= 2·100/Ö3·10 = 2· 5,8 = 11,6 А;

·    при отстройке от кратковременного тока при пуске электродвигателей

Iпв ном ³ (Iр max - Iэд ном +I пуск /a)·1/n,                                  (10.27)

где n - коэффициент трансформации трансформатора;

a- коэффициент, учитывающий условия пуска: a= 2,5 - легкие условия; a= 1,6 - тяжелые (пилорамы, мельницы и т. п.).

Iпв ном ³ (146-60+420/ 1,6)/ 25 = 144 А                                      (10.28)

Выбираем Iпв ном = 16 A. Рекомендуется значения токов плавких вставок, когда не производятся расчеты, выбирать в зависимости от мощности трансформатора по таблице 10.1.

Таблица 10.1 Рекомендуемые значения токов плавких вставок

Проверяется термическая стойкость трансформатора выбранной плавкой вставки /20/.

t т доп ³ t пв £ 5 c,                                                                        (10.29)

где tпв - время перегорания плавкой вставки при двухфазном к.з. на шинах 0,4 кВ, tпв = 0,3 с при I(2)К16ВН = 2740/25 = 110 А;

tт доп - допустимое время прохождения тока двухфазного нa шинах 0,4 кВ через трансформатор из условия термической cтойкости.

tт доп = 1500 (Iт ном/ I(2)К16ВН)2 = 1500 · (5,8/110)2 = 4,2 с.           (10.30)

Выбранная плавкая вставка обеспечивает термическую стойкость трансформатора. Окончательное значение тока плавкой вставки принимается после построения графика согласования защит.

В рассматриваемом примере выбранная плавкая вставка не согласуется с защитой линии Л1, поэтому была заглублена защита трансформатора и принято Iпв ном=20А; для нее tпв=0,5 с при I(2)к16=110А, т.е. стойкость трансформатора также обеспечивается.

Направленная максимальная токовая защита ВЛ 10 кВ.

В кольцевых сетях обычная МТЗ не обеспечивает селективного отключения поврежденного участка. Поэтому используют направленную максимальную токовую защиту (НМТЗ). Принципиальная и структурная схемы НМТЗ на постоянном оперативном токе изображены соответственно на рисунках 10.1 и 10.2.

Токи срабатывания защит, действующие в одном направлении, должны быть согласованы по чувствительности. Например, для схемы (рисунок 9.1), токи срабатывания защит должны быть:

I с.з.1> Iс.з.3> I c.з.5 > I с.з.7> Iс.з.9> I c.з.11 и I с.з.2> Iс.з.4> I c.з.6 > I с.з.8 > Iс.з.10 > I c.з.12

Рисунок 10.1 Принципиальная схема НМТЗ

Выдержки времени защит выбирают по встречно-ступенчатому принципу. Защиты, действующие в одном направлении, объединяют в группу и в пределах каждой группы выдержки времени выбирают как у обычной МТЗ по ступенчатому принципу. Так, для сети защиты 1, 3, 5, 7, 9, 11 действуют в одном направлении, а защиты 2, 4, 6, 8, 10, 12 - в противоположном. Ступень выдержки времени принимают такой же, как и для МТЗ. Ступень выдержки времени t зависит от типов реле времени, выключателей и их приводов и обычно составляет 0,4 ... 0,6 с.

t

Анализ действия защит в кольцевых сетях показывает, что не все они должны быть направленными. Если устройства защиты по концам защищаемого участка имеют различную выдержку времени, то защиту с меньшей выдержкой времени выполняют направленной, а с большей - ненаправленной. Если выдержки времени у обеих защит одинаковые, то обе защиты выполняют ненаправленными.

Чувствительность направленной максимальной токовой защиты в общем случае оценивают коэффициентами чувствительности пускового органа и органа направления мощности. Если реле направления мощности РМ-11, РМ-12 включены на полные токи напряжения , то коэффициент чувствительности по току должен быть примерно равен 1,5 и его определяют как для обычной МТЗ, а по мощности не нормируют. Чувствительность реле направленной мощности часто характеризуют «мертвой» зоной - долей длины защищаемого участка, в пределах которого при металлических трехфазных КЗ защита не работает из-за недостаточного напряжения, подводимого к реле.

«Мертвую» зону можно устранить, применив в качестве дополнительной защиты токовую отсечку. Если последняя не устанавливается, например, из - за недостаточной чувствительности, то допускается неселективное отключение смежных участков при коротком замыкании в «мертвой» зоне.

Участок 0 - 8:

Выбираем трансформатор тока:

.                                                (10.31)

Выбираем трансформатор ТПЛ - 10 - 0,5/П, IН1 = 50 А.

Рисунок 10.2 Структурная схема НМТЗ

На рисунке 10.2 принято:

t11 = 1 c;                                                  t2 = t11;

t9 = Δt + t11 = 1 + 1 = 2 c;                       t4 = t9;

t7 = Δt + t9 = 1 + 2 = 3 c;                         t6 = t7;= Δt + t7 = 1 + 3 = 4 c;                           t8 = t5;= Δt + t5 = 1 + 4 = 5 c;                           t10 = t3;= Δt + t3 = 1 + 5 = 6 c;                         t12 = t1;

Определяем ток срабатывания защиты

.                                  (10.32)

По таблице 10.1: для SТ.ном = 160 кВА, Iсз = 110 А.

Принимаем Iсз = 110 А.

Таблица 10.1 Значения тока плавкой вставки и тока срабатывания защиты в зависимости от мощности трансформатора

Определяем ток срабатывания реле

.                                                            (10.33)

Ток уставки принимаем Iуст = 8 А.

Ток срабатывания защиты действительный

.                                                           (10.34)

Определим чувствительность защиты в основной зоне

> 1,5.                                                          (10.35)

Условие выполняется, следовательно, защита чувствительна и принимается к исполнению.

Т.к. схема защиты с дешунтированием реле РТМ, то проверяем согласование по чувствительности реле РТ - 80 и РТМ.

Ток срабатывания реле должен быть

Iср ³ 1,2 × Iсок,                                                                              (10.36)

А ³ 1,2 × 5 = 6 А.

Условие выполняется, следовательно, работа отключения катушки будет надежна.

Определяем нагрузку на трансформатор тока при дешунтировании реле РТМ (в этом случае нагрузка на трансформатор тока будет наибольшей) и проверяем трансформатор тока на 10 % погрешность:

SН.РТ-80 = 10 ВА;

SН.РТМ = 16 ВА.

Определяем сопротивление реле:

 ;                                                                                        (10.37)

 Ом;  Ом.

Расчетная кратность первичного тока РТ-80

.                                                 (10.38)

По рисунку 10.3 определяем дополнительное сопротивление zдоп = 3 Ом.

Рисунок 10 .3 Кривые предельных кратностей тока ТЛМ-10:

и 2- при nт=50/5…300/5 класса (Р) (1) и класса 0,5(2); 3 и 4- при nТ=400/5…800/5 класса Р(3) и класса 0,5(4)

Определяем сопротивления соединительных проводов:

;                                      (10.39)

 Ом.

Длина соединительных проводов 7м (5м от трансформатора тока до РТ 80 и 2м от реле к приводу) марки АПВ - 500, минимальная допустимая площадь сечения равняется:

.                                              (10.40)

В соответствии с ПУЭ принимаем наименьшее значение сечения провода F = 2,5 мм2.

Тогда

 Ом.                                                        (10.41)

Найдем вторичную нагрузку на трансформаторы тока:

 Ом.          (10.42)

Участок 8 - 6:

Выбираем трансформатор тока

.

Выбираем трансформатор ТПЛУ-10-0,5/Р, IН1 = 50 А.

.

Определяем ток срабатывания защиты:

·    По таблице 9.1 для SТ.ном = 100 кВА, Iсз = 85 А;

.

Принимаем Iсз = 154,2 А.

Определяем ток срабатывания реле

.

Принимаем ток уставки Iуст = 10 А.

Определяем действительный ток срабатывания защиты

.

Определяем чувствительность защиты в основной зоне

> 1,5.

Условие выполняется, следовательно, защита чувствительна и принимается к исполнению.

Т.к. схема защиты с дешунтированием реле РТМ, то проверяем согласование по чувствительности реле РТ - 80 и РТМ.

Ток срабатывания реле должен быть

Iср ³ 1,2 × Iсок ,

,42 А ³ 1,2 × 5 = 6 А.

Условие выполняется, следовательно, работа отключения катушки будет надежна.

Проверяем отключающую способность контактов РТ - 80

.                                                     (10.44)

Определяем нагрузку на трансформатор тока при дешунтировании реле РТМ (в этом случае нагрузка на трансформатор тока будет наибольшей) и проверяем трансформатор тока на 10 % погрешность:

SН.РТ-80 = 10 ВА;

SН.РТМ = 16 ВА.

Определяем сопротивление реле:

 Ом;  Ом.

Расчетная кратность первичного тока РТ-80 равна

.

По рисунку 10.3 определяем допустимое сопротивление

zдоп = 2 Ом.

Определяем сопротивления соединительных проводов:

;

 Ом.

Длина соединительных проводов 7м (5м от трансформатора тока до РТ 80 и 2м от реле к приводу) марки АПВ - 500, минимальная допустимая площадь сечения равна

В соответствии с ПУЭ принимаем наименьшее значение сечения провода F = 2,5 мм2.

Тогда

 Ом.

Вторичная нагрузка на трансформаторы тока

 Ом.

По рисунку 9.3 принимаем Кдоп = 10% .

Остальные участки рассчитываются аналогично и результаты сводятся в таблицу 10.2, отдельно для четной и нечетной последовательности выключателей.

Таблица 10.2 Результаты расчета НМТЗ

11. СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ

В схемах сельского электроснабжения применяемые НМТЗ имеют разнотипные временные характеристики, и согласование их времени срабатывания проводят путем построения карты селективности. На ней в общих координатах изображают характеристики всех защит tс.з.= f(t), которые согласованы так, чтобы во всем диапазоне токов наибольшее сближение характеристик защит смежных участков не было меньше

по току и степени селективности  по времени (где Кн.с.- коэффициент надежности согласования смежных защит по чувствительности; Iс.з - ток срабатывания предыдущей защиты.)

Порядок построения карты селективности и принципы согласования поясним на примере.

По оси абсцисс откладывают значения токов срабатывания всех защит Iс.з и максимальных токов короткого замыкания I(3)к в месте установки защит. Указанные токи предварительно определяют расчетом, и они должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Построение карты начинают с нанесения характеристики, самой удаленной от источника питания защиты (первая защита) в пределах от тока срабатывания Iс.з до тока к.з. I(3)к 1 в месте её установки. Далее определяют условия согласования первой защиты с последующей (вторая защита), расположенной ближе к источнику питания. Для этого из диапазона токов, где обе защиты могут действовать совместно, определяют ток согласования, при котором характеристики этих защит ближе всего сходятся. Если характеристики первой и второй зависимые или ограниченно зависимые. Током согласования будет максимальный ток КЗ в месте установки первой защиты, а если характеристика второй защиты независимая, током согласования будет ток срабатывания второй защиты.

К времени срабатывания tc.з1 предыдущей защиты (первой) защиты при токе согласования (в этом случае Iк1) прибавляют ступень селективности и находят контрольную точку А, через которую должна пройти характеристика второй защиты. Для подбора требуемой временной характеристики второй защиты определяют координаты контрольной точки: tс.з.2= tс.з.1+; Iсогл= Ik1 (=0.6…0.8c для реле РТ-80 и =0,7…1для реле РТВ).

Из приведенных в каталогах типовых реле второй защиты подбирают требуемую характеристику, на которой будет лежать контрольная точка с заданными координатами. На типовых характеристиках реле защиты по оси абсцисс указывают не значения токов в амперах. А кратности тока в реле к току срабатывания реле в относительных единицах или процентах, т.е.

К=                                                                                              (11.1)

Тогда координату контрольной точки по оси тока определяют по формуле

К=                                                                          (11.2)

где К(3)сх - коэффициент схемы;

Iy - ток уставки реле второй защиты;

nт- коэффициент трансформации трансформатора второй защиты.

Задавшись координатами нескольких точек на характеристике второй защиты, строят по ним указанную характеристику на карте селективности. При этом ток в именованных единицах для заданных точек определяют по формуле

I=                                                                                   (11.3)

Согласование МТЗ с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП

Максимальную токовую защиту согласовывают с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП, подключенной к данной линии. Селективность действия МТЗ линий с независимой выдержкой времени с предохранителями трансформаторов 10/0,4 в зоне их совместного действия обеспечивается при условии

t                                                                                  (11.4)

где tc.з - время срабатывания защиты линии , с;

tпр - время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77Iс.з., с, где Iс.з - ток срабатывания МТЗ, коэффициент 0,77 учитывает разброс по току срабатывания плавких вставок и реле.

Это условие обеспечивается, если ток срабатывания релейной защиты соответствует условию

Iс.з1,3Iк                                                                                       (11.5)

где Iк - ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за время tпр= tс.з.- 0,3с.

При выполнении максимальной токовой защиты с зависимой ампер секундной характеристикой селективность её с плавкими вставками предохранителей в зоне их совместного действия обеспечивается при условии

Iс.з1,4Iпр5с                                                                                 (11.6)

где Iпр5с- ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за 5 с.

Селективность действия МТЗ с предохранителями ТП при КЗ на выводах 10 кВ трансформатора обеспечивается при условии

t                                                                               (11.7)

где tc.з - время срабатывания защиты линии, с;

tпр.п - время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77I(2)к., с;(2)к - ток двухфазного КЗ на выводах 10 кВ потребительского трансформатора.

Время и токи срабатывания реле и плавких вставок определяют по их ампер - секундным характеристикам.

Согласование по селективности смежных МТЗ 10 кВ.

При выполнении последующей защиты при помощи реле с зависимой ампер - секундной характеристикой время её срабатывания tc.з .- определяют следующим образом.

Определяют отношение тока трехфазного КЗ I(3)к в месте установки предыдущей, более удаленной от источника защиты, к току срабатывания защиты Iс.з1 этой защиты

                                                                                       (11.8)

Зная кратность тока k1 и уставку по времени Ту1 предыдущей защиты, по ампер - секундной характеристике реле определяют время срабатывания t1 этой защиты при I(3)к.

Определяют отношение I(3)к1 к току срабатывания Iс.з12 последующей защиты

                                                                                     (11.9)

и по условию t определяют минимальную выдержку времени последующей защиты.

Зная k12 и t2 по ампер - секундной характеристики реле находят уставку по времени Ту2 последующей защиты.

При выполнении МТЗ при помощи реле с независимой выдержкой времени и предыдущей при помощи реле с зависимой характеристикой согласование по селективности выполняют следующим образом. Определяют отношение тока срабатывания последующей защиты Iс.з2 к току срабатывания последующей защиты Iс.з1

                                                                                    (11.10)

Значения k21 и уставка по времени срабатывания предыдущей защиты Ту1 по ампер - секундной характеристике принятого реле определяют время срабатывания предыдущей защиты t1.

Уставку по времени последующей защиты определяют как

Tу=t1+Δt                                                                                        (11.11)

Токи срабатывания смежных защит должно быть согласованы таким образом, чтобы в зоне их совместного действия чувствительность защиты, более близкой к источнику, была меньше чувствительности защиты, более удаленной от источника. Условие согласования защит по чувствительности таково

Iс.з.2.                                                  (11.12)

где Iр.мах1 и Iр.мах2 - соответственно максимальные расчетные токи, протекающие по участкам, где установлены защиты 1 и 2;

Kн.с. - коэффициент надежности согласования (для реле РТВ Kн.с.-=1,5, РТ-85 Kн.с.=1,3, для РТ-40 Kн.с.=1,2 и для ВСР-10 Kн.с.=1,5).

12. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 0,38 И 10 кВ И ТП 10 / 04 кВ

Для линий 0,38 и 10 кВ выбираются типы опор, изоляторов, траверс, крючьев, длины пролетов; указываются габаритные размеры линий; рассчитывается потребное количество основных элементов /8/, /9,/ /10/, /24/.

Выбирается тип трансформаторной подстанции ТП1 и приводятся ее основные технические характеристики /8/, /9/, /10/, /11/. В настоящее время устанавливаются комплектные однотрансформаторные подстанции типа КТП мощностью до 250 кВА, однотрансформаторные и двухтрансформаторные типа КТПП мощностью 250, 400 и 630 кВА. Должно быть приведено описание главной схемы подстанции.

Для линии 10 кВ выбираем унифицированные железобетонные опоры, следующих типов: промежуточные; анкерные; угловые анкерные; концевые; угловые ответвительные анкерные (таблица 12.1).

Расстояние между ними не должно превышать для третьей климатической зоны 110 м (выбирать 50 - 60 м). Тип устанавливаемой опоры определяется, исходя из рельефа местности и маршрута прохождения линии.

От грозовых перенапряжений изоляция электрооборудования станции защищается вентильными разрядниками типа РВО-10 со стороны высокого напряжения.

Для учета активной и реактивной электроэнергии используются счетчики САЗУ и СРЧУ-Н676.

Выбираем железобетонные опоры СНВ-2,7- 10,5 . Через каждые 2000 м устанавливаем анкерную опору. Схема расстановки опор приведена на рисунке 12.1.

Таблица 12.1 Необходимое количество опор на основных участках

Рисунок 12.1 Схема расстановки опор

13 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ ТП5

Оборудование электроустановок выбирается, исходя из условий нормального режима, и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. На ТП1 необходимо выбрать: разъединитель, предохранитель на 10 кВ, рубильник, трансформаторы тока, счетчик активной энергии и автоматические выключатели. Исходные данные для выбора оборудования ТП5 приведены в таблице 10.2.

В проекте необходимо выбрать тип комплектной трансформаторной подстанции /8/; /9/; /22/ и перечислить установленное в ней оборудование.

. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Обеспечение надежности электроснабжения потребителей является второй наиболее важной проблемой после обеспечения необходимого качества электроэнергии, стоящей перед электроснабжением сельскохозяйственных потребителей. Потребители первой категории должны получать питание от двух независимых источников.

В данном проекте не предусматривается сетевое резервирование потребителей от государственной электросистемы. Вторым источником электроснабжения может быть местная электростанция небольшой мощности (таблица 14.1).

Каждый студент определяет категорийность потребителей и выбирает тип и мощность местной электростанции /22/, /6/, /23/. Желательно выбрать место расположения станции и схему ее подключения к сети 380/220 В для ТП 5.

Таблица 14.1 Нагрузки электроприемников сельхозпредприятий, подлежащих резервированию от автономных источников

. TEХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В технико-экономическом расчете необходимо определить количество материалов и оборудования для строительства электропередачи и рассчитать себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ, потребительских ТП /4/, /8/, /9/, /10/, /13/, /23/.

Поэтому все технико-экономические расчеты ведутся без учета линий 0,38 кВ. Составляется спецификация на основное оборудование и материалы для всех ТП 10/0,4, линии 10 кВ и ячейки КРУН-10, установленной на ГПП, от которой отходит ВЛ 10 кВ (таблица 15.1).

Таблица 15.1 Спецификация на основное оборудование

Далее определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ (таблица 15.2).

Таблица 15.2

Капитальные затраты на сооружение ВЛ10 кВ и ТП 10/0,4 кВ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

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.

. Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения РУМ. М.: Сельэнергопроект, 1978, сентябрь.

. Инструкция по выбору установленной мощности подстанций 35/10 и 10/0,4 в сетях сельскохозяйственного назначения. РУМ. М.: Сельэнергопроект, 1978, август.

. Будзко И.А., Зуль Н. М.:Электроснабжение сельского хозяйства. М.: агропромиздат, 1990.

. Правила устройства электроустановок. М. - Л.: Энергия, 2000.

. Будско И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М.: Агропромиздат, 1985.

. Номограммы для проверки условий пуска трехфазных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором напряжением 380/220В мощностью до 100 кВт, присоединяемых воздушными и кабельными линиями к трансформаторам до 1000 кВА (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1974, № 9.

. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Под ред. П. А. Каткова, В. И. Франгуляна. М.: Энергия, 1980.

. Справочник по сооружению сетей 0,4 - 10 кВ/ Под ред. А. Д. Романова. М.: Энергия, 1974.

. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и систем / Под ред. Я. М. Большама. М.: Энегия, 1974.

. Типовые проекты на трансформаторные подстанции 407-3-272, 407-3-273, 407-3-327.

. Электротехнический справочник. В 3-х томах / Под ред. В. В. Герасимова и др. М.: Энергия, 1980- 1982.

. Крючков И. П. И др. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Под ред. Б. Н. Неклепаева. М.: Энергоатомиздат, 1989.

. Номограммы для определения токов однофазного замыкания в кабельных сетях напряжением 380/ 220 В с глухим заземлением нейтрали (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1973, № 12.

. Справочник по проектированию электропривода, силовых и осветительных установок / Под ред. Я. М. Большама и др. - М.: Энергия, 1975.

. Рожкова Л. Д., Кожулин В. С. Электрооборудование станций и подстаний М.: атомэнергоиздат, 1987.

. Методические указания по выбору устройств релейной защиты в сетях 0,38 - 35 кВ сельскохозяйственного назначения (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1976, ноябрь.

. Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,38 кВ. Л.: Энергоатомиздат, 1988.

. Селективная защита от междуфазных и однофазных коротких замыканий типа 3Т-0,4У3 для распредилительных сетей 0,4 кВ (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1977, март.

. ГОСТ 12022 - 76. Трансформаторы трехфазные силовые масляные общего назначения мощностью от 25 до 630 кВА на напряжение до 35 кВ включительно. Технические условия.

. Горобец А. С., Евзеров И. Х. Автоматические выключатели серии А3700. М.: Энергоатомиздат, 1984.

. Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей (РУМ). М.: Сельэнергопроект,1986.

. Электроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник/ Под ред. И. А. Будзко. М.: Колос, 1977.

. Справочник по строительству электросетей 0,38 - 35 кВ/ Под редакцией Комарова Д. Т. М.: Энергоатомиздат, 1982.

. Методические указания к курсовому проекту ‘’электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта. Составители Рыжков С. К., Мякинин Е. Г., Нестерева Л. Г. (Чимзсх). - Челябинск, 1990.

© 2003 - 2022 «Библиофонд»

Обратная связь

Пользовательское соглашение

Политика конфиденциальности

Полная версия

Помощь по учебным работам

Консультация по курсовой работе

Консультация по дипломной работе ВКР

Консультация по реферату

Консультация по отчетам о практике