Потери на участках линии не превышают допустимых значений.

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 КВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок, изложенных в пункте 3.2 [1].

Рис. 5.1 План населенных пунктов

Путем суммирования нагрузок находим активные вечерние нагрузки участков линии:

Р_УЧ = Р_Б + ∆Р_М,

где ∆Р_М – добавка к большей слагаемой нагрузке [1, табл.6.2]

Р_9-8 = Р₈ = 230 кВт;

Р_8-4=230+44=274 кВт;

Р_7-6 =90 кВт;

Р_4-6 = 99,72+67,5=167,22 кВт;

Р_5-4 =180 кВт;

Р_1-4 =274+131+139=544 кВт;

Р_1-10 = 100 кВт;

Р_3-2 = 140 кВт;

Р_2-1 = 160+106=266 кВт;

Р_И-1 = 544+74,5+212=830,5 кВт.

Дневная нагрузка:

Р_9-8 = Р₈ = 120 кВт;

Р_8-4=120+74,5=194,5 кВт;

Р_7-6 =60 кВт;

Р_4-6 = 84,19+44=128,19 кВт;

Р_5-4 =130 кВт;

Р_1-4 =194,5+98+98=390,5 кВт;

Р_1-10 = 160 кВт;

Р_3-2 = 250 кВт;

Р_2-1 = 250+82=332 кВт;

Р_И-1 = 390,5+123+259=772,5 кВт.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности на участках ВЛ – 10 кВ по формуле:

где cosφ_i определяется по отношению [1, рис. 6.1].

Для нашего варианта =0,3 находим cosφ_д = 0,92; cosφ_в =0,95. Для остальных участков cosφ_д и cosφ_в определяем по отношению  [1, таб. 6.3] и сводим результаты в таблицу 4.1.

Участок сети 9-8: Участок сети 1-4:

сosj9-8д = 0,88 сosj1-4д = 0,83

сosj9-8в = 0,93 сosj1-4в = 0,91

Участок сети 8-4: Участок сети 1-10:

сosj8-4д = 0,83 сosj1-10д = 0,73

сosj8-4в = 0,91 сosj1-10в = 0,73

Участок сети 7-6: Участок сети 3-2:

сosj7-6д = 0,83 сosj3-2д = 0,73

сosj7-6в = 0,91 сosj3-2в = 0,73

Участок сети 4-6: Участок сети 2-1:

сosj4-6д = 0,83 сosj2-1д = 0,76

сosj4-6в = 0,91 сosj2-1в = 0,82

Участок сети 5-4: Участок сети И-1:

сosj5-4д = 0,83 сosjИ-1д = 0,78

сosj5-4в = 0,91 сosjИ-1в = 0,87

Полные мощности участков линии находим по выражению:

                                                                                        (5.1)

где    Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети и сводим результаты в таблицу 4.1.

Находим эквивалентные мощности на участках линии 10 кВ:

S_ЭУЧ = S_УЧ·К_Д,

где К_Д=0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

Участок сети 8-10:

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

По интервалам экономических нагрузок [2, табл. 3.1.] выберем марку и сечение проводов. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 35 мм², на магистрали не менее 70 мм².

Для всех участков принимаем провод – 3АС35.

Изоляторы для всех участков – ШФ – 20В.

АС35: r₀ = 0,85 Ом/км,                      

х₀ = 0,352 Ом/км;

Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:

,

    .

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

Произведем проверку по допустимым потерям напряжения (7,5% в сети 10 кВ) на самых длинных участках:

Потери на участках линии меньше допустимых.

Таблица 5.1. Результаты расчетов сети 10 кВ.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ

1.   Потери в линии 10 кВ

Пользуясь табл. 3.8 [3], рис. 5.5 [1]

Остальные расчеты сети 10 кВ проводим аналогично, а результаты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Результаты расчетов потерь энергии сети 10кВ.

Определим потери энергии до нашего потребителя, так как у нас девятый потребитель, то потери до него:

2. Потери в ВЛ – 0,38кВ рассчитываются также как и в ВЛ – 10кВ.

Таблица 6.2. Результаты расчетов потерь энергии сети 0,38кВ КТП.

3. Потери в трансформаторах.

Потери энергии за год ∆W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (∆Р_ОБ) и потери в стали (Р_Х.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (Р_К), тогда

где ∆Р_К, ∆Р_Х.Х – принимаем из приложения 19 [3] в зависимости от параметров трансформатора;

S_MAX – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВ·А;

S_Н – номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

τ – время максимальных потерь, ч; 8760 – число часов в году.

4. Определим общие потери энергии.

Общие потери складываются из потерь в трансформаторе и потерь в линиях сети 0,38 кВ. Получаем:

∆W_общ=∆W_тр+∆W_0,,38=6755,1+8395,07=15150,17 кВт·ч.

7. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 10 И 0,38 КВ, ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ 10/0,4 КВ

Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «АС». Их крепим на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ – 20В.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов – изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ – 0,38 кВ изоляторы типа НС – 18. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются закрытые трансформаторные подстанции (КТП) 10/0,38 кВ. КТП устанавливаются в зданиях. Подстанции в большинстве случаев выполняют тупиковыми. Подстанция состоит из:

ЗРУ – 0,38 кВ,;

силовой трансформатор типа ТМФ– 160. Напряжение к тр-ру подается через линейный разъединительный пункт и предохранители;

линейный разъединительный пункт, включает разъединитель с приводом.

Подстанция имеет защиты:

1)   от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ);

2)   от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

3)   защита от перегрузок линии и трансформатора;

4)   блокировки.

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1. Составляем расчетную схему

S_T = 160 кВ·А ∆U_К% = 4,5% Z_T⁽¹⁾=0,7 Ом

Расчет ведем в относительных единицах.

2. Задаемся базисными значениями

S_Б=100 МВА; U_БВ=1,05∙U_Н=10,5 кВ; U_БН=0,4 кВ.

2. Составляем схему замещения

4. Определяем относительные базисные сопротивления

Система:

Определяем сопротивление линии 10 кВ:

индуктивное

активное

Трансформатор:

 т.к его величина очень мала

Определяем сопротивление линии 0,4 кВ:

индуктивное

активное

5. Определяем результирующее сопротивление до точки К₁

К₁

          Z_*Р1           

6. Определяем базисный ток в точке К₁

7. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₁

         К_У=1 для ВЛ – 10 кВ.

8.   Определяем результирующее сопротивление до точки К₂

К₂

         Z_*Р2            

Определяем базисный ток в точке К₂

Определяем токи и мощность к.з. в точке К₂

К_У=1 для ВЛ – 10 кВ.

По формулам , определяем сопротивления фазных и нулевого провода линий 0.38 кВ. U_Б = 0,4 кВ, U_ф = 0,4 кВ.

Таблица 7.1. Сопротивления фазных проводов линии 0,38кВ.

Определим результирующие сопротивления для точки К3:

К₃

         Z_*Р3                     

Определяем базисный ток в точке К₂

Определяем токи и мощность к.з. в точке К₃

         К_У=1 для ВЛ – 10 кВ.

Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах

где

--полное сопротивление петли.

Z_T – сопротивление трансформатора току однофазного к.з., Ом

- полное сопротивление тр-ра току замыкания на корпус ([1],Приложение 5);

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Результаты расчета токов к.з.

9. ВЫБОР АППАРАТОВ ЗАЩИТЫ

Основными аппаратами защиты сетей 0,38кВ от кротких замыканий и перегрузок являются предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0,38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнить в каждой фазе.

В трансформаторных подстанциях 10/0,4кВ наибольшее распространение получили автоматические выключатели типов АП5, А3100 и А3700. В ряде случаев используются блоки «предохранитель – автоматический выключатель» типа БПВ-31(32…34) с предохранителями ПР-2.

Для защиты от однофазных коротких замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока типа РЭ5+1Т, действующее на независимый расцепитель.

Для КТП 10/0,4кВ оснащенных автоматическими выключателями А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана защита типа ЗТИ-0,4. Защита представляет собой приставку к автоматическому выключателю, размещаемую под ним в помещении КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ-0,4 предназначена для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0,38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных коротких коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ-0,4 имеет четыре токовых входа, через которые пропускаются три фазных повода и нулевой провод линии 0,38кВ.

                        QS

                                                                  FV1

                        FU

                         T

                                                                   FV2

                        SQ

                                               QF   

Выбор разъединителя

1.   Выбор предохранителя

2.   Выбор рубильника

3.   Выбор автоматического выключателя

10. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

Защита оборудования подстанций от перенапряжений осуществляется вентильными разрядниками типа РВП –10 со стороны высшего напряжения и типа РВН – 0,5 со стороны 0,4 кВ. Кроме этого типа разрядников для защиты линейной изоляции и срезания амплитуды волн перенапряжений применяются трубчатые разрядники типа РТ или РТВ на линиях высшего напряжения и искровые промежутки (совмещенные с повторными заземлениями нулевого рабочего проводника) на стороне низшего напряжения.

При наличии кабельных вставок длиной до 100 метров в сетях 10 кВ и выше (выводы на подстанцию, проходы под ответственными шоссейными и железными дорогами и т.д.) устанавливается один комплект разрядников либо на шинах подстанции, либо на опоре, где воздушная линия переходит в кабельную. Если подстанция имеет несколько кабельных выводов, то комплект разрядников устанавливается на каждом вводе. Причем, при длине ввода более 100 метров они устанавливаются на шинах потребительской подстанции, имеющей общий учет электроэнергии.

На ВЛ до 1000 В с заземленной нейтралью должны быть заземлены крюки или штыри фазных проводов и нулевого провода не реже чем через 200 м. Сопротивление заземления должно быть не более 30 Ом. Эти заземлители могут раасматриваться как повторное заземление нулевого провода. Такое заземление обязательно делается на опорах с ответвлением к вводу в здание, где имеются большие хозяйственные ценности. При этом предыдущее заземление должно от концевой опоры с заземлением не более чем на 100 м. Используются стальные стержни длиной l = 5м и диаметром d = 12мм.

1.   Определяем сопротивление грунта для стержневых заземлений

к1 – коэф. сезонности([6],приложение 27.2), к2 – коэф. влажности грунта.([6],приложение 27.3)

2.   Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали

где l – длинна электрода, м;

d – диаметр стержня, м;

Сопротивление повторного заземления R_пз недолжно превышать

 30 0м при ρ=100 Ом*м и ниже;

Для повторного заземления принимаем 1 стержень длиной 5 м. и диаметром 12 мм, сопротивление которого 25<30 Ом.

3.   Общее сопротивление всех повторных заземлителей

4.   Определяем число стержней

Принимаем 10 стержней и располагаем их через 5 м друг от друга.

5.   Сопротивление полосы связи

где d – ширина полосы прямоугольного сечения, м;

h – глубина заложения горизонтального заземлителя, м;

6.   Действительное сопротивление искусственного заземления при η_В = 0,55 и η_Г = 0,35 получаем при n=10 и a/l=5/5=1([6] рис. 27.1):

Определяем действительное число заземлителей:

7.   Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода

ЛИТЕРАТУРА

1. Г.И. Янукович «Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения» Методические указания к курсовому и дипломному проектам. Мн.: БГАТУ, 2003 г.

2. Г.И. Янукович «Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения» Методические указания к курсовому и дипломному проектам. Мн.: БГАТУ, 2002 г.

3. И.А. Будзко, Н.М. Зуль «Электроснабжение сельского хозяйства» М.:Агропромиздат, 1990г.

4. И.Л.Каганов «Курсовое и дипломное проектирование, М.:Агропромиздат, 1990г.»

5. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения, Мн. БИМСХ, 1984г.

6. Нормы проектирования сетей 1994 г.

7. Методические указания к курсовому проекту по электроснабжению сельского хозяйства, БИМСХ, 1985г.

8. ПУЭ

Больше работ по теме: