Курсовий проєкт Скудря М.О. ЕЕЕ-20001б

У точці приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ перша ТП приєднується відгалуженням 0,5...1 км, останні – згідно їх розташування на плані населеного пункту.

Перетин проводів лінії 10 кВ вибирають по мінімуму приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності SЕ на ділянці лінії.

Межі економічних інтервалів для вибору перетинів проводів ліній 10 кВ наведено в [1].

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ SЕ дорівнює:

SЕ = КД SМ,

де SМ – максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА;

КД – коефіцієнт, який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується КД=0,7).

Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження знаходять, виходячи з загального денного РД та вечірнього РВ навантажень і коефіцієнта потужності (див. додаток, рис.3).

Розрахунки по вибору перетинів проводів починають з головної ділянки лінії і одержані дані заносять у таблицю 7.

Таблиця 7. Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ.

Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги

Перетин проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалах потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто

ΣΔUі < ΔUДОП.

Фактична втрата напруги на і-й ділянці лінії (%):

ΔU і = [(Рі ri /UН) + (Qi xi/UН)]1/10UН ,

де Рі, Qі – розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт, квар;

ri, xi – активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

ri = roi ·Li ; xi = xoi ·Li ,

roi, xoi – питомі активний та реактивний опори провода на ділянці лінії, Ом/км;

UН – номінальна напруга лінії, кВ; Li – довжина ділянки лінії, км;

Фактичну витрату напруги до будь-якого споживача визначають як, суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата. Це також можна вирішити, підрахувавши суму моментів для денного та вечірнього часу. Далі розрахунок вести для випадку з більшою сумою моментів.

Результати розрахунків фактичної втрати напруги записують у таблицю 7. Допустиму втрату напруги знаходять за допустимим відхиленням напруги

у споживача, виходячи із заданого відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних та мінімальних навантажень.

Допустиме відхилення напруги у споживача в нормальному режимі роботи дорівнює  5%. Розрахунок допустимої втрати напруги у лініях 10 та 0,38 кВ і вибір регульованих надбавок трансформаторів споживчих підстанцій 10/0,4 кВ виконують у табличній формі 8.

Ділянка 6-7 Q=sqrt(240^2-120^2=207 ВАР

r=0.6 * 0,7=0,42 x=0,4 * 0,7=0,28

Ділянка 6-2 Q=sqrt(189^2-180^2=57 ВАР

r=0.6 * 0,4=0,24 x=0,4 * 0,4=0,16

Ділянка 5-4 Q=sqrt(206^2-196^2)=63 ВАР

r=0.6 * 0,2=0,12

x=0,4 * 0,2=0,08

Ділянка 4-3 Q=sqrt(592^2-306.2^2=506 ВАР

r=0.6 * 0,6=0,36 x=0,4 * 0,6=0,24

Ділянка 3-2 Q=sqrt(592^2-306.2^2=506 ВАР

r=0.6 * 0,6=0,36 x=0,4 * 0,6=0,24

Ділянка 2-1 Q=sqrt(736^2-518.2^2=522 ВАР

r=0.6 * 0,5=0,3 x=0,4 * 0,5=0,2

Ділянка 1-0 Q=sqrt(1108^2-676^2=877 ВАР

r=0.6 * 0,3=0,18 x=0,4 * 0,3=0,12

Втрати напруги на ділянках:

ΔU7-2= ((120*0.42/10)+(207*0.28/10))/100=0,1% ΔU6-2= ((180*0.24/10)+(57*0.16/10))/100=0,05% ΔU5-4= ((206*0.12/10)+(63*0.08/10))/100=0,02% ΔU4-3= ((3062*0.36/10)+(506*0.24/10))/100=0,23% ΔU3-2= ((306,2*0.36/10)+(506*0.24/10))/100=0,23%

ΔU2-1= ((518*0.36/10)+(522*0.2/10))/100=0,29% ΔU1-0= ((676*0.3/10)+(877*0.2/10))/100=0,37%

Сумарна втрата напруги на вітках: ΣΔU0-5=0,37+0,29+0,23+0,23+0,02=1,14

ΣΔU0-7=0,37+0,29+0,05+0,1=0,81

Таблиця 8. Розрахунок допустимої втрати напруги (приклад)

Ближня ТП – це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП (наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10 кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена – це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10 кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження – максимальних (100%) та мінімальних (25%) навантажень.

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядають два споживача електроенергії – ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений, підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша. Методика складання цієї таблиці наведено в [1, 2].

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи по її зменшенню. Це може бути - збільшення перетинів проводів ліній 10 та 0,38 кВ, зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшити кількість ліній).

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання на шинах 10 кВ РТП-35/10 кВ.

Розрахунок струмів короткого замикання необхідний для перевірки вибраної апаратури на термічну і динамічну стійкість, чутливості релейного захисту і для узгодження характеристик релейного захисту лінії 10 кВ з характеристиками запобіжників ТП - 10/0,4 кВ.

У курсовому проекті необхідно визначити струми короткого замикання на шинах 10 кВ районної трансформаторної підстанції, на шинах 10 кВ розрахункової (заданої) та найбільш віддаленої споживчих підстанцій.

Розрахунок струмів короткого замикання можна виконувати у відносних або іменованих одиницях. Оскільки струми к. з. розраховуються у мережі одної напруги, зручніше користуватися іменованими одиницями.

Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

I(КЗ3)= √S3КЗU Б ,

Iкз3=49/(sqrt(3)*10.5)=2,6 кА де SКЗ – потужність к. з., мВА;

UБ – базисна напруга, кВ (UБ = 10,5 кВ). Ударний струм:

і у=К У √2 І(КЗ3) .

Iу=1.5*sqrt(2)*2.6=5,5А Діюче значення ударного струму короткого замикання:

І Д =√1+2( К У −1)2 І(КЗ3) ,

Iq=sqrt(1+2*(1.5-1)^2)*2.6=3,18 де КУ – ударний коефіцієнт ( 1 < КУ < 2 ).

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі (5)

Iкз3=10.5/(sqrt(3)*3.14)=1,9 кА

де ZКЗ – опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

Z КЗ=√(xC + x Л )2 +r2Л .

Zкз=sqrt((2.25+0.88)^2+0.32)=3,14 Ом

Опір системи:

U 2 . xC = S Б

КЗ

Xс=10.5^2/49=2,25 Повні активний та індуктивний опори лінії

rл=0,18+0,3+0,36+0,36+0,12=1,32

xл=0,12+0,2+0,24+0,24+0,08=0,88

де r0i, x0i – питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/км (див. додаток Д.13 );

Lі – довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання визначається:

I(к2. )з .=√23 I(к3. )з.

Iкз2=sqrt(3)/2*3.3=2,8 кА

Ударний струм:

Iу=1.5*sqrt(2)*1.9=4 кА Діюче значення ударного струму короткого замикання:

Iд=sqrt(1+2(1.5-1)^2)*1.9=2,32 кА

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі (7)

Z КЗ=√(xC + x Л )2 +r2Л .

Zкз=sqrt((2.25+0.76)^2+0.14^2)=3,01 кА

Опір системи:

U 2 . xC = S Б

КЗ

Xс=10.5^2/49=2,25 Повні активний та індуктивний опори лінії

rл=0,18+0,3+0,24+0,42=1,14

xл=0,12+0,2+0,16+0,28=0,76

де r0i, x0i – питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/км (див. додаток Д.13 );

Lі – довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання визначається:

I(к2. )з .=√23 I(к3. )з.

Iкз2=sqrt(3)/2*2.01=1,74 кА

Ударний струм:

Iу=1.5*sqrt(2)*2.01=4,26 кА Діюче значення ударного струму короткого замикання:

Iд=sqrt(1+2(1.5-1)^2)*2,01=2,46 кА

6. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (комірки лінії 10 кВ) районної трансформаторної підстанції

Апаратуру вихідної комірки лінії електропередачі 10 кВ і заданої споживчої підстанції вибирають за номінальною напругою, струмом та конструктивним виконанням (зовнішнє, внутрішнє або інше), класом точності (для трансформаторів струму) і струмом вимикання (для вимикачів).

Таблиця 9. Умови вибору апаратів (вимикачів)

(*) – tН – номінальний час термічної стійкості вимикача при протіканні струму Іt, ( tН = 4 с);

tК = tСВ +tРЗ + Та;

tК = 0,2+0,7+0,185=1,085 с tСВ – час спрацювання вимикача ( tСВ = 0,2 с) ;

tРЗ – час спрацювання релейного захисту , с (див. розділ 7);

Та – постійна часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських мереж рекомендується Та = 0,185 с).

Ip=1108/(sqrt(3)*10)=63,97 А

R=0,18+0,3+0,36+0,36+0,12+0.24+0.42=1,98

X=0,12+0,2+0,24+0,24+0,08+0.16+0.28=1,32

Z=sqrt((2.25+1.32)^2+1.98^2)=4

I3=10.5/(sqrt(3)*4)=1,51

Iу=1.5*sqrt(2)*1.5=3,18 кА