Курсовий проєкт Венгер (1)

21

(rо= 0.6 Ом/км та xо= 0.4 Ом/км); Lі – довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання:

Ударний струм:

іу КУ 2ІКЗ( 3 ) =1.5 ∙ √2 ∙ 1.19 = 2.52 кА.

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

ІД 1 2( КУ 1 )2 ІКЗ( 3 ) = √1 + 2(1.5 − 1)2 ∙ 1.19 = 1.45 кА.

3)Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі(в

найвіддаленішій точці приєднання 5)

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

ZКЗ xC xЛ 2 rЛ2 =√(4.41 + 1.24)2 + 1.862 = 3.94 Ом.

Опір системи:

Ударний струм:

іу КУ 2ІКЗ( 3 ) =1.5 ∙ √2 ∙ 1.65 = 3.5 кА.

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

І Д 1 2( КУ 1 )2 ІКЗ( 3 ) = √1 + 2(1.5 − 1)2 ∙ 1.65 = 2.02 кА.

22

5.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 = 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).

IР.МАКС SM ( 0 1 ) = 9373∙10.73 = 54.14 А, де SM(0-1)- максимальна потужність на

3UH √

першій ділянці лінії 10 кВ

Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно (не враховується тільки допустимий струм вимикання).

23

Таблиця 9.1 Умови вибору апаратів (роз’єднувачів)

(*) - у відповідності з приєднуваними приладами.

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники електричної енергії для комерційного розрахунку, повинен бути 0,5; для технічного обліку електроенергії допускається клас точності 1,0. Для приєднання реле і різноманітних пристроїв достатніми є класи точності 3,0 і

10,0.

24

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, потужність S2 приладів,

приєднаних до вторинної обмотки трансформатора, не повинна перевищувати зазначене в паспорті трансформатора струму номінальне вторинне навантаження SН2. Залежно від класу точності знаходять номінальну вторинну потужність SН2.

Навантаження трансформаторів струму

S2 = SПР + I Н2 2 (RПРОВ + RКОН)=2.6+52(0.02+0.1)=5.6 ВА

де I Н 2 – номінальний вторинний струм (у більшості випадків 5 А);

SПР – сумарна потужність послідовно ввімкнених приладів (лічильників,

амперметрів), ВА. У комірці лінії 10 кВ РТП-35/10 кВ встановлений один двоелементний лічильник активної енергії типу СА4УИ675 (SПР = 2,5 ВА). Для вимірювання струму використовують один амперметр типу Е-378 (SПР = 0,1

ВА). SПР=2.6 ВА;

RПРОВ – опір з'єднувальних провідників, Ом; RКОН – опір контактів (RКОН = 0,1 Ом).

Допустимий опір провідників обчислюється, виходячи з умови S2 = SН2:

Отже, необхідний переріз з'єднувальних провідників:

FПР LP = 0.0175∙3 = 0.27 мм2,

RПРОВ 0.19

де ρ – питомий опір металу з'єднувальних проводів, (Ом·мм2)/м;

LР – розрахункова довжина проводів, м (2,5...3м).

Вибираємо переріз проводу 2,5 мм2.

25

6. ВИБІР РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ КОМІРКИ 10КВ РАЙОННОЇ

ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ

Для захисту ліній 10кВ використовують максимальний струмовий захист і струмову відсічку. Максимальний струмовий захист виконаний з допомогою електромагнітного реле РТВ, вмонтованого в пружинний привод вимикача.

При виконанні максимального струмового захисту з використанням реле РТВ відсічка здійснюється з допомогою реле РТМ.

Умережах напругою 10кВ максимальний струмовий захист виконується

удвофазному варіанті (трансформатори струму монтуються тільки у двох фазах), тому можуть бути використані схеми з'єднань трансформаторів струму

унеповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Струм спрацювання максимального струмового захисту знаходять за формулою

де КН, КСП, КП – відповідно коефіцієнт надійності, самозапуску і повернення;

ІР.МАКС-максимальний розрахунковий струм навантаження, А(ІР.МАКС=54.14 А)

Коефіцієнт самозапуску КСП для ліній сільськогосподарського призначення може мати значення 1,1...1,8.

Тоді струм спрацювання реле:

де КСХ – коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку КСХ=1);

nTT – коефіцієнт трансформації трансформаторів струму. (nTT =75/5=15)

Вибирають найближче більше значення струму уставки ІУСТ реле за його паспортом ІУСТ=11 А.

Уточнене значення струму спрацювання захисту:

26

Чутливість захисту перевіряють за формулою:

де КЧ – коефіцієнт чутливості для максимального струмового захисту;

І КЗ.МІН – мінімальне значення струму двофазного к. з. у мережі (шини 10 кВ найбільше віддаленої ТП 10/0,4 кВ).

Захист споживчих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ на стороні напруги 10 кВ виконується плавкими запобіжниками типу ПК або іншими.

Для трансформаторів потужністю 160 кВа, номінальний струм плавкої уставки

20 А.

Селективна дія максимального струмового захисту із залежною струмовою характеристикою і запобіжниками ТП-10/0,4 кВ забезпечується при умові:

tСЗ > tЗП + t ,

де tСЗ – час спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, с; tЗП – час вимикання струму к. з. запобіжником, який складається із часу перегорання плавкої вставки і часу горіння дуги, с; (tЗП=0.002 c)

t – ступінь селективності ( 0,5...0,7 с ).

Для визначення уставки часу спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, узгодження її з часом спрацювання запобіжників ТП-

10/0,4 кВ креслять карту узгодження захисту мережі, на якій по осі абсцис відкладається струм к. з., а по осі ординат – час спрацювання захисту.

Після побудови захисної характеристики запобіжника, знаходять струм трифазного к. з. у місці установки ТП-10/0,4 кВ. Через точку, яка відповідає вказаному струму к. з., проводять паралельну осі ординат пряму. Перетин цієї прямої із захисною характеристикою запобіжника визначає час спрацювання запобіжника tЗП. Точка часу tСЗ спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ розташована на додатковій прямій на відстані t від точки

tЗП .

27

Побудувавши струмову характеристику реле, яка проходить через точку tСЗ (або близько), визначають уставку часу спрацювання максимального струмового захисту.

Тоді умови для селективної дії МСЗ забезпечуються: 1 с>0.002 с+0,7 с

Для прискорення вимикання коротких замикань, які виникають на початку лінії та супроводжуються значними струмами к. з., застосовують струмову відсічку.

Струм спрацювання відсічки визначають залежно від струму к. з. в кінці лінії 10 кВ:

кВ районної підстанції.

28

7. РОЗРАХУНОК ОПТИМАЛЬНОЇ КІЛЬКОСТІ ТА ВИБІР МІСЦЬ

РОЗТАШУВАННЯ СПОЖИВЧИХ ТРАНСФОРМАТОРНИХ

ПІДСТАНЦІЙ ТП-10/0,4 КВ

Кількість трансформаторних підстанцій у населеному пункті можна

= 0,290 ∙ 0,125 = 0,036 км2

Приймаю одну трансформаторну підстанію напідставі розрахунків.

де SР – повне максимальне розрахункове навантаження споживачів заданого населеного пункту, кВА; F – площа населеного пункту, км2;

В – параметр, що залежить від напруги (для 10/0,4 кВ В = 0,06...0,07 %/км ); ∆UДОП – допустима втрата напруги у мережі низької напруги, %.

На плані населеного пункту розміщуєм ТП-10/0,4 кВ з таким розрахунком,

щоб вони знаходилися у центрі навантаження, а лінії 0,38 кВ були по можливості меншої довжини.

Розміщуємо ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту по можливості так, щоб вони живили споживачів однакового характеру, а також прагнемо до рівномірного розподілу навантаження між окремими ТП.

Розмістивши ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту, намічаємо траси проходження лінії 0,38 кВ. У випадку змішаного навантаження підстанцій окремі лінії 0,38 кВ повинні по можливості живити споживачів одного характеру і мати рівномірні навантаження.

29

8. РОЗРАХУНОК НОМІНАЛЬНОЇ ПОТУЖНОСТІ СПОЖИВЧИХ ТРАНСФОРМАТОРНИХ ПІДСТАНЦІЙ.

Для розрахунку номінальної потужності трансформаторних

Тоді формула для підрахунку вечірнього навантаження на шинах ТП

РВ = РВБ + Р(РВМі) + ... + РВО ;

ТП №1

РД1 = 116,6+92,94+98,07+100,26=407,87 кВт; РВ1 =130,2+96,6+94,91+83,82+10,56=416,09 кВт

РВ = РВБ + Р(РВМі) + ... + Рзо ;

ТП №2

РД2 =81,9+22,5+33,7=138,1 кВт РВ2 =89+27,10+40,6+3,04=159,74кВт

де РВБ - потужність лінії з найбільшим навантаженням, кВт ; РВМі - потужність і-тої лінії з меншим навантаженням, кВт.

Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибирають за розрахунковою потужністю SР, за яку беруть найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повні денна SД та вечірня SВ потужності визначають за розрахунковими навантаженнями (PД та PВ ) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП. Вибираємо ТП для н.п;

РД ( РВ)

S Р S Д (SВ) cos

416.091 = 0.92 = 452.27 кВА

Приймаємо ТП 10/0,4 з потужністю 630 кВАдля населеного пункту

159,741 = 0.75 = 212,98 кВА

Приймаємо ТП 10/0,4 з потужністю по 250 кВА –для виробничого пункту.

30

ВИСНОВКИ

У курсовій роботі фундаментальним розрахунком був розрахунок навантаження населенного пункту та виробничого підрозділу. В цьому пункті я розрахував навантаження для кожної групи, на які ми передчасно розподілили споживачів, після чого вибравши правильні коефіцієнти, я розрахував максимальну денну та вечірню потужності. Денна складала 396 кВт, а вечірня

442 кВт.

- Параметри ліній електропередачі 10 та 0,38 кВ (довжина та переріз проводів, фактичні втрати напруги в лінії);

Зігдно з варіантом, я розробив план населеного пункту після чого, мені стали відомими ряд значень для лінії електропередач. Тому я зміг визначити їхню довжину та вибрав перерізи провідників, які забезпечують мінімальну кількість втрат в подальшій їх експлуатації. Для всіх ділянок було вибрано алюмінієвий провідник з перерізом 50 мм2. У цьому ж пункті я розрахував фактичні втрати в провідниках загальні - для точки підключення населеного пункту та найвіддаленішої точки. Для точки підлючення населеного пункту вони складають 0,279% , а для найвіддаленішої точки 0,393% .

- Основні техніко-економічні показники системи електропостачання.

І для оцінки ефективності та простого ведення економічної документації необхідно було провести певні економетричні розрахунки. Одним із основних розрахунків було обрахунок витрат на собівартість електричної енергії який в моєму випадку складав 1,83 грн/кВт. Для даного параметру було необхідно обрахувати щорічні витрат на передачу ремонт та амортизаційні витрати, які склали 225000 грн, що в поєднанні з кількістю електричної енергії з шин 0,4 кВ дало мені значення собівартості передачі електричної енергії.

Отже, у результаті я розрахував та підібрав для електропостачання населеного пункту провідники, розрахував втрати напруги для ліній 10 та 0,38

кВ, усі значення знаходяться у межах норми. А також визначив собівартість передачі електричної енергії Графічно зобразив план-схему електропостачання та схему однолінійну електричних з’єднань населеного пункту.