трусики женские украина

На головну

 Дослідження ПЛ 0,38 / 0,22 кв при нерівномірному навантаженні фаз - Фізика

Дослідження ПЛ 0,38 / 0,22 кв при нерівномірному навантаженні фаз

ВСТУП

електропостачання навантаження підстанція

Електрифікація, тобто виробництво, розподіл і застосування електроенергії у всіх галузях народного господарства і побуту населення, - один з важливих факторів технічного прогресу.

На базі електрифікації розвивається промисловість, електроенергія проникла в сільське господарство і транспорт. Весь досвід електрифікації показав, що надійне, високоякісне і дешеве електропостачання можна отримати тільки від великих районних електростанцій, об'єднаних в потужні енергетичні системи. Розвиток районних електростанцій і об'єднання їх в енергосистеми створюють сприятливі умови дл електрифікації всіх галузей.

Повітряними лініями електропередачі охоплені майже всі сільські населені пункти. Електричне навантаження в сільському господарстві безперервно зростає, з'являється необхідність у розширенні ліній. Нове будівництво все більше замінюється реконструкцією, при цьому частина повітряних ліній замінюється підземними кабелями.

Найважливіший показник системи електропостачання - надійність подачі електроенергії. У зв'язку із зростанням електрифікації с / г виробництва, особливо зі створенням тваринницьких комплексів промислового типу, птахофабрик, тепличних комбінатів та ін., Всяке відключення завдає величезної шкоди споживачеві і енергетичній системі. Тому необхідно застосовувати ефективні та економічно доцільні заходи щодо забезпечення оптимальної надійності електропостачання сільськогосподарських споживачів.

1 ВИХІДНІ ДАНІ

Схема мережі напругою 10кВ харчування розглянутого населеного пункту наведена на малюнку 1.1.

Малюнок 1.1 - Початкова схема електропередачі.

Відхилення на шинах ГПП:

У максимальному режимі ?U = + 6%

У мінімальному режимі ?U = + 5%

Довжини ділянок ПЛ 10 кВ:

L = L = L = L = 0,6 км

L = 3,0 км

L = 0,2 км

L = 3,5 км

L = 2,0 км

L = 1,2 км

L = 0,6 км

L = 2,6 км

Довжини ділянок ПЛ 0,38 кВ:

Л1 = 0,07 км

Л2 = 0,15 км

Л3 = 0,06 км

Л3 = 0,2 кмТабліца 1.1- Навантаження на вводах споживачів ТП1

2. Розрахунку електричних навантажень

2.1 Розрахунок навантажень ТП 1

Для ТП 1 визначаються навантаження ліній 0,38 кВ (Л1, Л2, Л3) і самої ТП, згідно [1] за даними таблиці 1.1. та 1.2. Навантаження зовнішнього освітлення визначається типом світильника, шириною вулиць, їх покриттям і приймається 6 Вт на один погонний метр вулиці. Освітлення територій господарських дворів приймається з розрахунку 250 Вт на приміщення і 3 Вт на погонний метр довжини периметра госпдвору.

Для споживачів II і III категорій з надійності електричні навантаження ліній напругою 0,38 кВ визначаються виходячи з розрахункових навантажень на вводі споживачів і коефіцієнтів одночасності:

Р = до (2.1)

Р = до (2.2)

Q = до (2.3)

Q = до (2.4)

де Р, Р, Q, Q- розрахункові денна та вечірня активні і реактивні навантаження на ділянці ліній;

Р, Р, Q, Q- навантаження на вводі i-го споживача;

до- коефіцієнт одночасності [2].

Якщо навантаження однотипних споживачів відрізняються за величиною більш ніж в 4 рази, застосування коефіцієнта одночасності в цьому випадку не рекомендується, і розрахункові навантаження ділянок ліній визначаються за виразами:

Р = Р + (2.5)

Р = Р + (2.6)

Q = Q + (2.7)

Q = Q + (2.8)

де Р- найбільша денна навантаження з усіх доданків навантажень споживачів;

- Добавка до найбільшому навантаженню від активного навантаження i-го споживача, що визначається за таблицею підсумовування [2], проміжні значення перебувають інтерполяцією.

Допускається використовувати таблицю для визначення реактивної потужності. Приклад розрахунку електричних навантажень ліній 0,38 кВ і ТП 1 наведено для споживачів представлених в таблиці 2.1. При цьому використані дані навантажень на вводі споживачів.

Таблиця 2.1 - Визначення навантажень ліній 0,38 кВ і ТП 1

2.2 Розрахунок електричного навантаження ТП-8

Таблиця 2.2 - Дані для визначення навантажень ТП-8

Визначення навантажень ТП-8 розглянемо на прикладі розрахунку для 1-го споживача.

Середня активна потужність за зміну:

Р === 105 кВт; (2.9)

Р === 105 кВт; (2.10)

Номінальна потужність електроприймачів:

Р === 210 кВт; (2.11)

Р === 210 кВт; (2.12)

(0,75) = 0,882

(0,85) = 0,62

Q = Р · = 210 · 0,88 = 185 квар; (2.13)

Q = Р · = 210 · 0,62 = 130 квар; (2.14)

Максимальна або розрахункова потужності електроприймачів:

Р = К · Р = 1,4 · 105 = 147 кВт (2.15)

Р = К · Р = 1,4 · 105 = 147 кВт (2.16)

Q = Q · До · К = 185 · 0,5 · 1,4 = 130 кВАр (2.17)

Q = Q · До · К = 130 · 0,5 · 1,04 = 91 кВАр (2.18)

Повна розрахункова потужність:

S === 196 ВА (2.19)

S === 173 ВА (2.20)

Розрахунки для другого споживача проводимо аналогічно.

Результати розрахунків зводимо в таблицю 2.3

Таблиця 2.3 - Визначення навантажень ТП-8

Для ділянок ліній 0,38 кВ та трансформаторних підстанцій розраховуються повні потужності, струми і коефіцієнти потужності:

S =; (2.21)

S =; (2.22)

I =; (2.23)

I =; (2.24)

=; (2.25)

=; (2.26)

Результати розрахунку навантажень в мережах 0,38 кВ для ТП 1 і ТП 8 зводяться в таблицю 2.4. Струми ТП 1 і ТП 8 не розраховуються, оскільки розрахункові потужності цих ТП будуть визначені лише після компенсації реактивної потужності.

Таблиця 2.4 - Cводние дані розрахунку навантажень в мережах 0,38 кВ

після компенсації реактивної потужності

3. компенсації реактивної потужності

При природному коефіцієнті потужності лінії або ТП менше 0,95 рекомендується компенсація реактивної потужності [4]. Необхідно вибрати конденсаторні батареї БК для ТП1 і ТП 8 і встановити їх на шинах 0,4 кВ цих ТП. По природному коефіцієнту потужності (таблиця 2.4) визначається, де і коли необхідна компенсація.

Визначається величина реактивної потужності Q, яку необхідно компенсувати до = 0,95 за висловом [4].

Q = Q- 0,33 · Р, (3.1)

де Q- природна (до компенсації) реактивна потужність.

Розглянемо приклад розрахунку для ТП 8:

Q = 248 - 0,33 · 282 = 154,4 квар;

Q = 173 - 0,33 · 282 = 79,2 квар;

Вибирається потужність конденсаторних батарей Q, при цьому

перекомпенсація не рекомендується:

Q? Q? Q (3.2)

Номінальні потужності конденсаторних батарей на напругу 0,38 кВ, квар наступні: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 і т.д. Є БК номінальна потужність яких, відрізняється від перерахованих; рекомендується встановлювати БК, якщо Q> 25 квар [4]. Батарею конденсаторів краще вибирати однієї і тієї ж для денного і вечірнього максимумів. Якщо це зробити не вдається, то вибирають дві батареї (іноді більше), причому в один максимум вони включені обидві, в іншій - тільки одна. Визначається нескомпенсованих реактивна потужність:

Q = Q- Q (3.3)

Приклад для ТП 8:

Q = Q- Q = 248 - 200 = 48 квар;

Q = Q- Q = 173- 100 = 72 квар;

Розраховується повне навантаження трансформаторних підстанцій з урахуванням компенсації:

S =; (3.4)

Для ТП 8:

S == 286 кВА;

S == 292 кВА;

Коефіцієнти потужності після компенсації визначаються за виразами (2.25) і (2.26).

Для ТП 8:

== 0,99; == 0,96;

Дані щодо компенсації реактивної потужності зводяться в табл. 3.1.

Розрахункові величини ТП 1 і ТП 8 показані в таблиці 2.4. Вибір БК можна швидко робити по номограммам [4].

Таблиця 3.1 - Зведені дані по компенсації реактивної потужності

Таблиця 3.2 - Зведені дані електричних навантажень підстанції розрахункового варіанта

4. ВИБІР СПОЖИВЧИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ

Номінальна потужність трансформаторів 10 / 0,4 кВ вибирається з економічних інтервалам навантажень [5], залежно від шифру навантаження, розрахункової повної потужності, середньодобової температури охолоджуючого повітря, наявності автономних джерел для

забезпечення нормативних рівнів надійності електропостачання сільськогосподарських споживачів [6].

Вибір встановленої потужності трансформаторів одно і двох трансформаторних підстанцій проводиться за умовами їх роботи, в нормальному режимі виходячи з умови [5]:

S?? S (4.1)

де S- розрахункове навантаження підстанції, кВА;

n - кількість трансформаторів проектованої підстанції визначається відповідно [6];

S, S- відповідно, мінімальна та максимальна межі економічного інтервалу навантаження трансформатора прийнятої номінальної потужності, залежно від зони споруди підстанції та виду навантаження споживачів [5].

Прийняті по [5] номінальні потужності трансформаторів перевіряються за умовами їх роботи у нормальному режимі експлуатації по допустимим систематичним навантажень, а в післяаварійний режимі - по допустимим аварійним перевантажень. Для нормального режиму експлуатації підстанції номінальні потужності трансформаторів перевіряються за умовою [5]:

? K (4.2)

де К-коефіцієнт допустимої систематичної навантаження трансформатора для значень середньодобових температур розрахункового сезону.

Якщо значення середньодобової температури повітря розрахункового сезону відмінний від [5], то коефіцієнти припустимих систематичних навантажень трансформаторів розраховуються за формулою:

K = K - (-), (4.3)

де- розрахунковий температурний градієнт, 1 / С;

K-табличне значення коефіцієнта допустимої систематичної навантаження, відповідне середньодобовій температурі розрахункового сезону. При середньодобовій температурі зимового сезону менше -15 С ? Kопределяется для = -15 С ?.

При відсутності можливості резервування або відключення в післяаварійний режимі частини навантаження підстанції, вибір встановленої потужності трансформаторів двотрансформаторних підстанцій проводиться щодо післяаварійного режиму з умови відключення одного з трансформаторів і забезпечення іншим всього навантаження підстанції:

<К (4.4)

де К-коефіцієнт допустимої аварійної перевантаження трансформатора, визначається за аналогією з К [5].

Приклад вибору двохтрансформаторної підстанції (ТП 8):

S?? S = 126 ?? 160

Попередньо вибираємо трансформатор потужністю 100 кВА

? K == 1,46 ? 1,59

При відключенні одного трансформатора

<До == 2,92

Ставлення> 1,73, тому приймаємо трансформатор 250 Ква

Перевірка:

? K == 0,58 ? 1,59

<До == 1,17 ? 1,73

Втрати енергії в трансформаторах:

?W = ?P · 8760 + ?P · () · ?, (4.5)

де ?Pі ?P- втрати потужності холостого ходу і короткого замикання в трансформаторі;

? - час максимальних втрат [2].

Решта розрахунки проводимо аналогічно, дані розрахунків зводимо в таблицю 4.1

Таблиця 4.1 - Вибір споживчих трансформаторів

5. ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК повітряної лінії напругою 10 кВ

Електричний розрахунок повітряних ліній ПЛ проводиться з метою вибору марки і перетину проводів і визначення втрат напруги та енергії. Підраховуються суми активних і реактивних потужностей споживчих ТП, що знаходяться за розрахунковим ділянкою. За кількістю трансформаторів за ділянкою вибирається коефіцієнт одночасності [1].

Визначаються розрахункові потужності і струми ділянки за виразами (2.21) ... (2.26). При відміну навантажень ТП більш ніж в 4 рази їх підсумовування проводиться по таблиці 5.3 [2] (як активних, так і реактивних).

Вибирається перетин проводів з економічних інтервалам навантаження [7] з урахуванням надійності [6]. За Fпрінімается найближче стандартне. З метою зручності монтажу в лінії зазвичай монтуються не більше трьох марок проводів. Мінімально допустимі перетину сталеалюміневих проводів ПЛ 10 кВ за умовами механічної міцності повинні бути в районах з нормативною товщиною стінки ожеледі до 10 мм-35мм, 15-20 мм-50 ММІ більш 20-70 мм. Перетин сталеалюміневих проводів на магістралі ПЛ 10 кВ повинно бути не менше 70 мм [6]. З економічних інтервалам навантажень дроти вибираються по таблиці 5.4 [2].

Вбрання перетин проводів перевіряється по допустимому нагріву за умовою:

I? I, (5.1)

Для обраних проводів виписуються опору 1 км: активне rи індуктивне х; для визначення хнеобходімо прийняти середнє геометричне відстань між проводами (для ПЛ 10 кВ найчастіше приймають Д = 1500 мм).

Розраховуються втрати напруги на ділянках у відсотках:

DU% =; (5.2)

DU% =; (5.3)

гдеі Q - потужності, що протікають по ділянці, Вт і вар;

- Довжина ділянки, м;

- Номінальне напруги мережі, В;

и- опір проводу, Ом / км;

Підраховуються втрати напруги від шин 10 кВ ГПП до кінця розрахункового ділянки шляхом підсумовування втрат напруги тих ділянок, по яких протікає потужність розглянутого ділянки.

Визначаються втрати електричної енергії на ділянках

DW = DР · 8760 + DР ·· t (5.4)

Дані по розрахунку ПЛ 10 кВ наведені в таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 - Електричний розрахунок ПЛ 10 кВ

6. ОЦІНКА ЯКОСТІ НАПРЯЖЕНИЯ У СПОЖИВАЧІВ

Для оцінки якості напруги у споживачів складається таблиця відхилень напруги (таблиця 6.1), з якої визначається допустима втрата напряженіяUв лініях 0,38 кВ. Таблиця складається для найближчої розрахункової і віддаленої трансформаторних підстанцій, у проекті ТП 1 є найближчою і розрахункової. Віддаленої вважається ТП 8, втрати напруги до якої від ГПП мають найбільшу величину. З таблиці з'ясовується, чи є необхідність у застосуванні додаткових технічних засобів для підтримки напруги у споживачів в допустимих межах.

Відхилення напруги в будь-якій точці електропередачі:

?U% = +, (6.1)

де- сума надбавок від ГПП до розглянутої точки з урахуванням знака,%;

- Сума втрат напруги від ГПП до розглянутої точки,%.

В якості мінімального навантаження розглядається режим 25% -й навантаження, при якій втрати напруги приймаються рівними 1/4 частини максимальних втрат. В споживчих трансформаторах розраховуються втрати напруги,%:

?U% =, (6.2)

де Р і Q - активна і реактивна потужності, що протікають через трансформатор (денні та вечірні), повна потужність яких найбільша;

U- номінальну напругу трансформатора (обмотки вищої напруги);

Rи Х- активне і індуктивний опори трансформатора.

R =; (6.3)

Х =; (6.4)

де S- номінальна потужність трансформатора, ВА;

U- складова втрати напруги в реактивних опору, що визначається через Uпо висловом:

U =; (6.5)

Регульована надбавка ПБВ трансформатора підбирається таким чином, щоб відхилення напруги ?Uна шинах 0,4 кВ не виходило за допустимі межі: +5% - для споживачів I і II категорій надійності, і + 7,5% для споживачів II і III категорій надійності.

Допустима втрата напруги у всій лінії 0,38 кВ (по абсолютній величині) визначається як різниця між відхиленням напруги на шинах 0,4 кВ у 100% -му режимі і допустимим відхиленням напруги у споживача:

?U = ?U- ?U (6.6)

Ця втрата розподіляється на дві частини. Одна частина ?U '' = 2,0% оставляется, згідно ПУЕ [8], на лінію всередині приміщень, інша - на зовнішню лінію, за якою розраховуються всі зовнішні лінії 0,38 кВ, що відходять від ТП 1, при цьому для кожної лінії 0,38 кВ повинна дотримуватися умова:

?U?U (6.7)

Величина ?Uвліяет на вибір перерізу проводу ВЛ 0,38 кВ: чим більше ?U, тим менше перетин дроту. Рекомендується встановлювати ?U> 6%. При невиконанні цієї умови пропонуються наступні технічні заходи:

- Зменшити ?U '' до 1 ... 0,6%, якщо лінії всередині приміщенні невеликої довжини (наприклад, до лінії підключені житлові будинки);

- Збільшити перетин проводів на деяких ділянках ПЛ 10 кВ.

-Встановити поздовжньо-емкостную компенсацію реактивного опору;

- Передбачити заміну на ГПП трансформатора з ПБЗ на трансформатор з РПН і за допомогою останнього створити на шинах 110 (35) кВ режим зустрічного регулювання напруги.

У практиці прийняття технічних заходів зазвичай розглядається в зазначеній послідовності, остаточне рішення приймається після техніко-економічного порівняння варіантів.

При заповненні таблиці 6.1 використовуємо такі дані:

Відхилення напруги на шинах ГПП - з вихідних даних;

Втрати в лінії 10 кВ - з таблиці 5.1;

Втрати в трансформаторах 10 / 0,4 кВ - розраховуються за формулою (6.2) - (6.5).

6.1 Втрати напруги в ТП 1

U === 4%

R === 19,7 Ом

Х === 40 Ом

?U === 2,78

6.2 Втрати напруги в ТП 8

U === 4,4%

R === 4,24 Ом

Х === 17,48 Ом

?U === 1,46%

6.3 Допустимі втрати напруги в лініях

?U '= ?U- ?U = 2 - (-5) = 7%

?U = ?U '- ?U' '= -7 - (-2) = -5%

?U '= ?U- ?U = 1,7- (-5) = 6,7%

?U = ?U '- ?U' '= -6,7 - (-2) = - 4,7%

Таблиця 6.1 - Відхилення напруги споживача

7. ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК ліній напругою 0,38 кВ

До лінії Л1 підключений споживач, який має великий асинхронний електродвигун, при запуску якого протікають великі пускові струми, викликаючи значні втрати напруги. Тому вибір проводів в лінії Л1 виробляємо з економічних інтервалам навантаження, користуючись при цьому даними таблиці 2.1 і 7.1 [2].

Повна потужність споживача становить 39 кВА, відповідно до таблицой інтервалів економічних навантажень вибираємо провід А70. Вбрання перетин дроту перевіряємо по допустимому нагріву (таблиця 5.5 [2]):

I? I,

265А ? 59А,

Проведення по нагріванню проходить.

Перевіряємо провід по допустимій втраті напруги:

?U === 0,97

?U? ?U

0,97% ? 6,5% - умова виконується

Розрахунок лінії Л2 виробляємо за допустимої втрати напруги. Задаємося реактивним опором x = 0,4 Ом / км.

?U === 2,14% (7.1)

де Q - найбільша реактивна потужність, вар (денна або вечірня).

?U = ?U- ?U = 5 - 2,14 = 2,86% (7.2)

F === 69 мм (7.3)

де = 32 м / Ом мм2- питома провідність алюмінію;

P - активна потужність з того ж максимуму, що і Q, Вт;

U = 380 В.

F? F

70 ? 69 мм2 (7.4)

Вибір проводів в лінії Л3 виробляємо за допустимої втрати напруги

Визначається допустима втрата напруги на ділянці 0-1 у відсотках:

?U === 2,36% (7.5)

?U === 0,64%

?U = ?U- ?U = 2,36 - 0,64 = 1,72%

F === 38,5 мм

F? F

50 ? 38,5 мм

Визначається допустима втрата напруги на ділянці 1-2 у відсотках:

?U === 2,64 (7.6)

?U === 0,72%

?U = ?U- ?Uр = 2,64 - 0,72 = 1,92%

F === 38,3 мм

F? F

50 ? 38,3 мм

Необхідно врахувати також наступні умови:

?U = ?U + ?U = 2,36 + 2,64 = 5% (7.7)

?U + ?U? ?U (7.8)

1,32 + 1,47 = 2,79% <6,5% - умова виконується

Таблиця 7.1 - Зведені дані розрахунку ліній 0,38 кВ

Визначається фактичне відхилення напруги у найвіддаленішого споживача для всіх трьох ліній.

?U = ?U- (?U-?U) = - 5,0 - (- 5,0 - (- 2,82)) = - 2,8% (7.8)

Отримане значення записується в таблицю 6.1.

8. ПЕРЕВІРКА МЕРЕЖІ НА успішний запуск ВЕЛИКИХ асинхронних електродвигунів

При запуску великих асинхронних електродвигунів з короткозамкненим ротором (ЕД), втрати напруги в мережі збільшуються внаслідок протікання пускових струмів, напруга може знизитися настільки, що двигун не запуститься, так як його електромагнітний момент пропорційний квадрату напруги. Допустиме зниження напруги на запускається ЕД з умови успішного запуску визначається:

?U = (8.1)

де М- момент рушання робочої машини, приведений до валу ЕД (додаток 4);

M = 0,2 ... 0,3 М- надлишковий момент, необхідний для прискорення системи "електродвигун - робоча машина" Мі М- номінальний і пусковий моменти ЕД. Якщо всі моменти розділити на М, тобто виразити у відносних одиницях, то вираз (8.1) прийме вигляд:

?U = (8.2)

Успішний запуск ЕД можливий, якщо фактичне зниження напруги в момент пуску не перевищує (за абсолютною величиною) допустимого

?U? ?U (8.3)

Фактичне відхилення напруги визначається за формулою

?U = ?U + ?U (8.4)

де ?U- фактичне відхилення напруги на ЕД перед пуском на шинах 0,4 кВ (менше з відхилень 100 або 25% режимів), підставляється зі знаком "плюс", якщо напруга нижче номінального і "мінус" - якщо напруга вище номінального.

?U- втрата напруги в трансформаторі від пускового струму, визначається за спрощеною формулою:

?U = (8.5)

де Z- повний опір трансформатора;

Z =, Ом (8.6)

Тут U- номінальну напругу обмотки нижчої напруги;

Повний опір лінії Л1 визначається:

Z =, Ом (8.7)

Опори електродвигуна в пусковому режимі знаходиться за формулою:

Z =, Ом (8.8)

де Uі I- номінальні напруги і струм електродвигуна;

К- кратність пускового струму.

Опору в (8.5) складаються по модулю. Якщо розрахунком встановлюється, що двигун може не запуститися, то необхідно провести більш точні розрахунки (не по спрощеним формулам), вважаючи відхилення напруги на шинах 10 кВ ТП 1 не міняв при пуску ЕД. Якщо і при цьому умова (8.3) не буде виконано, то завищується перетин проводів в лінії Л1 і робиться коригування в табл. 7.1

Таблиця 8.1-Дані асинхронного двигуна дробарки кормів КДМ-2

Допустиме зниження напруги на запускається електродвигуні:

?U == 18%

Опір електродвигуна:

Z == 0,528 Ом

Опір трансформатора:

Z == 0,065 Ом

Повний опір лінії Л1:

Z == 0,036 Ом

Втрата напруги в лінії і трансформаторі від пускового струму:

?U == 16,1%

Фактичне відхилення напруги:

?U = -2 + 16,1 = 14,1%

де ?U- з таблиці 6.1

Успішний запуск ЕД можливий, якщо фактичне зниження напруги в момент пуску не перевищує (за абсолютною величиною) допустимого:

14,118%

Умова виконується отже, двигун запуститься.

9. КОНСТРУКТИВНЕ ВИКОНАННЯ ЛІНІЙ 0,38 І 10 кВ І ТП10 / 0,4

Лінія 10 кВ

Кінцеві опори встановлюються на початку ПЛ і поблизу всіх споживчих ТП. Кількість - 10 шт.

Кутові опори встановлюються в точках повороту і приєднання ПЛ. Вибираємо кутові опори анкерного типу. Кількість - 7 шт. Проміжні опори встановлюємо на прямих ділянках траси. Кріплення проводів до штирьовим ізоляторам за допомогою дротяної в'язки. Кількість опор вибираємо в залежності від довжини лінії і прольоту. Дані вибираємо за додатком 5 [3]:

Для проводу АС 70 довжина прольоту - 65 м;

Сумарна довжина лінії - 9700 м;

Для проводу АС 35 довжина прольоту - 80 м;

Сумарна довжина лінії - 5800 м;

Загальна кількість проміжних опор одно

N == 206 шт

Тип ізоляторів ШФ - 10В

Траверси для опор 10 кВ металеві.

На кінцевих і кутових опорах встановлюється по 6 траверс, на проміжних опорах - по 1.

Параметри обраних опор ПЛ 10 кВ представлені в таблиці 9.1.

Таблиця 9.1 - Параметри опор ПЛ 10 кВ

Лінія 0,38 кВ (на прикладі ТП1)

Кінцеві опори - тип КА2 - 7 шт.

Кутові опори - тип АА- 2 - 2 шт.

Проміжні опори - тип ПП-2.

Довжина прольоту L- 35 м.

Кількість проміжних опор:

Лінія Л-1:

N === 2 шт.

Лінія Л-2:

N === 7 шт.

Лінія Л-3:

N === 7 шт.

Всього проміжних опор 17 шт.

Ізолятори - порцелянові типу ТФ-20 (по 5 штук на опору)

Для кріплення ізоляторів використовуємо гаки.

Вибираємо трансформаторну підстанцію для ТП1

Тип КТП- 100 10 / 0,4-У1

Основні технічні характеристики наведені в таблиці - 9.2.

Таблиця 9.2 - Технічні характеристики ТП1

10. РОЗРАХУНОК струмів короткого замикання

Струми короткого замикання (КЗ) необхідні для вибору електрообладнання, розрахунку та перевірки дії релейного захисту.

10.1 Початкова схема для розрахунку струмів КЗ

Розрахунок струмів КЗ починається з вибору розрахункової схеми, на якій вказуються марки проводів і їх перетин, довжини ділянок ліній електропередачі, силові трансформатори і їх потужність, потужність короткого замикання на шинах 10 кВ живильної підстанції. На розрахункову схему наносяться точки КЗ: На збірних шинах 10 кВ головний понизительной підстанції (ГПП) К1; на шинах 10 кВ розрахункових споживчих підстанцій ТП 1 і ТП 8 К2 і К3; на шинах підстанції, яка має найпотужніший трансформатор (у прикладі він збігається з віддаленою точкою КЗ); на шинах 0,4 кВ ТП 8 (К4) і ТП 1 (К5); в кінці ліній 0,38 кВ ТП 1 (К6, К7, К9); у споживача ділянки 0-1 лінії ЛЗ (К8).

10.2 Схема заміщення для розрахунку струмів К3

По вихідної схемою складається схема заміщення, на якій показуються індуктивні і активні опори основних елементів електропередачі: системи, ліній, трансформаторів. На схемі розставляються точки КЗ, наносяться позначення опорів (в чисельнику) та їх числові значення (в знаменнику) наведені до базисних умов.

Для приведення опорів до базисних умов в простих розподільних мережах, найчастіше застосовується система іменованих одиниць, в якій всі опору наводяться до базисного напрузі U. За базисне напруга приймається средненомінальное напруга одного із ступенів, 10,5 або 0,4 кВ. Приймемо U = 10,5 кВ.

Схема заміщення представлена ??на малюнку 10.2.

Малюнок 10.2. - Схема заміщення для розрахунків струмів КЗ.

10.3 Опір системи

Х === 0,79 Ом (10.1)

10.4 Опір трансформатора ТП1

R === 21,7 Ом (10.2)

X === 49,6 Ом (10.3)

Опір трансформатора ТП8

R === 4,67 Ом (10.4)

X === 18,08 Ом (10.5)

10.5 Опір лінії Л-1, U = 10,5 кВ, U = 0,4 кВ

R === 20,67 Ом (10.6)

X === 13,8 Ом (10.7)

10.6 Результуючі опору до точки К6.

Z === 78,5 Ом (10.8)

10.7 Токи трифазного КЗ в точці К6

I === 2029 A (10.9)

10.8 Токи двухфазного КЗ в точці К6

I = · I = 0,87 - 2029 = 1765 A (10.10)

10.9 Ударні струми в точці К6

i = - K - I = 1,41 - 1,12 - 2029 = 3211 A (10.11)

де K- ударний коефіцієнт, визначається за формулою

K = 1 + e = 1 + e = 1,12 (10.12)

10.10 Потужність КЗ в точці К6

S = - U - I = 1,73 - 0,4 - 2029 = 1404 кВА (10.13)

10.11 Ток однофазного КЗ в кінці лінії Л1 0,38 кВ

I === 695 А (10.14)

U = 220 - = 220 - = 230 В (10.15)

Z = L - = 0,08 - = 0,07 Ом (10.16)

Решта розрахунки виробляємо аналогічно, дані розрахунків зводимо в таблицю 10.1

Таблиця 10.1 - Розрахунок струмів короткого замикання

11. ВИБІР ОБЛАДНАННЯ ТП-1

11.1 Вибір роз'єднувача

1) U? U

10 кB = 10 кB

2) I? I

200 А ? 7,0 А

Пропонується роз'єднувач типу РЛНД-10/200 В з приводом типу ПРН-10м. Перевіряється роз'єднувач на термічну та динамічну стійкість:

I? I

i? i

де U, I- номінальну напругу і струм роз'єднувача; I, t - струм і час термічної стійкості, рівні 5 кА і 10 с; - еквівалентний час протікання струму I, рівне 2 с, i- ток динамічної стійкості, рівний 20 кА.

52 - 10 = 250> 2,676 - 2 = 14,3 КАС

20 кА ? 4,24 кА

11.2 Вибір рубильника на напругу 400 В

U = 500 В> U = 380 В

I = 250 А> I = 169 А

Вибираємо рубильник Р - 32 з номінальним струмом 250 А.

12. ЗАХИСТ ВІД струмів короткого замикання

У проекті необхідно вибрати, розрахувати, перевірити на чутливість і узгодити між собою захисту наступних елементів електричної мережі: ліній 0,38 кВ, трансформатора 10 / 0,4 кВ (ТП 1 або ТП 8) і лінії 10 кВ. Лінії 0,38 кВ захищаються, як правило, автоматичними вимикачами (АВ), у яких теплової расцепитель виконує роль максимального струмового захисту з витримкою часу відключення (МТЗ), електромагнітний розчіплювач-захисту без витримки часу відключення, тобто струмової відсічки (ТО).

Силовий трансформатор захищається запобіжником типу ПКТ-10, що встановлюється з боку 10 кВ, повітряна лінія 10 кВ захищається МТЗ і ТО, діючими на відключення вимикача на початку лінії.

На лініях 0,38 кВ, що живлять трифазні споживачі, встановлюються автоматичні вимикачі безпосередньо у споживача (АВ1), і на підстанції (АВ2). Найбільш поширеним споживчим вимикачем є автоматичний вимикач серії ВА, а Подстанционная - автоматичні вимикачі серій А3700, АЕ2000.

Якщо теплової (напівпровідниковий) расцепитель автоматичного вимикача, встановленого на підстанції, виявляється нечутливий до струмів короткого замикання, то він замінюється більш чутливою захистом, у якості якої останнім часом застосовується захист ЗТ-0,4 (або ЗТИ), у вигляді приставки до АВ .

Якщо нечутливим виявляється електромагнітний розчіплювач, то він не встановлюється і лінія 0,38 кВ захищається тільки тепловим расцепителем АВ.

Чутливість захисту оцінюється за виразом:

К = ? 3, (12.1)

де I- мінімальний струм однофазного короткого замикання (струм в кінці лінії);

I- струм спрацьовування теплового (напівпровідникового) розчеплювача.

Чутливість захисту з електромагнітним расцепителем АВоценівается за висловом

К = ? 1,2, (12.2)

де I- струм 3-х фазного короткого замикання на шинах підстанції;

I- струм спрацьовування електромагнітного розчеплювача.

12.1 ЗАХИСТ ЛІНІЙ 0,38 кВ (Л1)

12.1.1 Вибір автоматичного вимикача на споживачі (AB1).

У лінії Л1 встановлений великий асинхронний двигун. Дані цього двигуна беремо з розділу 8. Для установки у споживача вибираємо автоматичний вимикач ВА 57-31-34 c параметрами:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 100A ? I = 59 A (12.3)

IAB = 100 A ? 1,2 - I = 70,8 A

IAB = 400 A ? I = 7,5 - 55,4 = 416 A,

де I- пусковий струм електродвигуна (таблиця 8.1).

12.1.2 Вибір автоматичного вимикача, встановленого на підстанції в Л1 (АВ)

Вибираємо вимикач серії А37-16Б за параметрами мережі:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 160 A ? I = 59 A (12.4)

За умовою селективності:

IAB = 100A> IAB = 80A (12.5)

IAB = 1600 A> IAB = 800 A

12.1.3 Оцінка чутливості захисту Л1

Струм однофазного КЗ в кінці лінії 0,38 кВ 695 А.

Струм трифазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП січня 2825 А.

До === 6,95 ? К = 3 (12.6)

До === 1,77 ? К = 1,2 (12.7)

Таким чином автоматичний вимикач серії А37-16Б захищає лінію Л2 з достатнім ступенем чутливості і селективності.

12.2 ЗАХИСТ ЛІНІЙ 0,38 кВ (Л2)

Розрахунок захисту лінії Л2 аналогічний з розрахунком захисту Л1. У цій лінії немає великих електродвигунів, тому для захистів, встановлених на вводі внутрішніх мереж, визначальною умовою буде умова їх відбудови від струмів навантаження.

12.2.1 Вибір автоматичного вимикача на споживачі (AB1).

Активна потужність споживача з найбільшою потужністю 50 кВт

Реактивна потужність споживача з найбільшою потужністю 45 кВАр

Максимальний струм в лінії 122 А

Для захисту приймаємо АВ1 серії ВА 57-35-34 c параметрами:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 250 A ? I = 102,3 A

IAB = 125 A ? 1,2 - I = 1,2 - 102,3 = 122,8 A

IAB = 1250 A

де I === 102,3 A

12.2.2 Вибір автоматичного вимикача, встановленого на підстанції в Л2 (АВ)

Вибираємо вимикач серії A37-16Б за параметрами мережі:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 160 A ? I = 122 A

За умовою селективності:

I = 122 А IAB = 125 A

IAB = 1600 A> IAB = 1250 A

12.2.3 Оцінка чутливості захисту Л2

Струм однофазного КЗ в кінці лінії 0,38 кВ 394 А

Струм трифазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП січня 2825 А

До === 2,46 <К = 3

До === 1,77> К = 1,2

Так як К <3, то застосовуємо приставку до автоматичного вимикача АВтіпа ЗТ-0,4.

12.2.4 Розрахунок захисту на ЗТ-0,4

Приставка діє як незалежний розчіплювач і має захист від міжфазного струму КЗ і захист від однофазного струму КЗ.

Захист від міжфазного струму КЗ налаштовується від навантаження Л2. Струм спрацьовування знаходиться за формулою:

I? До - К - I = 1,2 - 1,25 - 122 = 183A (12.8)

де К-коефіцієнт надійності К = 1,2;

К-коефіцієнт, що враховує збільшення навантажувального струму К = 1,25.

Уставка струму спрацювання ЗТ- 0,4:

I = 250 A> I = 183 А (12.9)

Оцінка чутливості визначається за мінімальним двофазному току КЗ:

K === 3,4> K = 1,5 (12.10)

Захист чутлива до міжфазних струмів КЗ.

Розрахунок однофазного струму починається з визначення струму несиметрії;

I = К - I = 0,3 - 122 = 36,6 A, (12.11)

де К-коефіцієнт несиметрії, приймаємо рівним 0,3.

Струм спрацьовування захисту Iот однофазного струму КЗ;

I = К - I = 1,2 - 36,6 = 43,9 A, (12.12)

де К-коефіцієнт надійності, що дорівнює 1,2.

Вибираємо уставку струму спрацьовування I = 80 A. Визначаємо чутливість цього захисту:

K === 4,5> K = 1,5 (12.13)

Остаточно для захисту Л2 встановлюємо вимикач серії А 37-16Б

I = 160 A, I = 1600 A,

забезпеченого приставкою ЗТ-0,4, що має:

I = 250 A, I = 80 A.

Таким чином автоматичний вимикач серії А37-16Б захищає лінію Л2 з достатнім ступенем чутливості і селективності.

12.3 ЗАХИСТ ЛІНІЙ 0,38 кВ (Л3)

Розрахунок захисту лінії Л3 аналогічний з розрахунком захисту Л1. У цій лінії немає великих електродвигунів, тому для захистів, встановлених на вводі внутрішніх мереж, визначальною умовою буде умова їх відбудови від струмів навантаження.

12.3.1 Вибір автоматичного вимикача на споживачі (AB1)

Активна потужність споживача з найбільшою потужністю 30,8 кВт.

Реактивна потужність споживача з найбільшою потужністю 24,6 кВАр.

Максимальний струм в лінії 96 А.

Для захисту приймаємо АВ1 серії ВА 57-31-34 c параметрами:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 100 A ? I = 60 A

IAB = 80 A ? 1,2 - I = 72 A

IAB = 400 A

I === 60 A

12.3.2 Вибір автоматичного вимикача, встановленого на підстанції в Л3 (АВ)

Вибираємо вимикач серії А37-16Б за параметрами мережі:

UAB = 660 B ? U = 380 B

IAB = 160 A ? I = 96 A

За умовою селективності:

I = 96 А IAB = 80 A

IAB = 630 A> IAB = 400 A

12.3.3 Оцінка чутливості захисту Л3

Струм однофазного КЗ в кінці лінії 0,38 кВ 574 А

Струм трифазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП січня 2825 А

До === 5,74 <К = 3

До === 4,48> Кч доп = 1,2

Таким чином автоматичний вимикач серії A37-16Б захищає лінію Л2 з достатнім ступенем чутливості і селективності.

12.4 Захист трансформатора 10 / 0,4 кВ

Трансформатори захищаються плавкими запобіжниками типу ПКТ-10.

Основні умови вибору плавких запобіжників:

U? U

I? I (12.14)

I ~ 2 I

Рекомендується значення струмів плавких вставок, Iвибірать залежно від потужності трансформатора по таблиці 12.1 [2].

Таблиця 12.1 - Токи плавких вставок трансформаторів

Попередньо вибираємо номінальний струм плавкої вставки 32 А. Остаточне значення приймається після побудови графіка погодження захистів.

На стійкість в режимі короткого замикання силовий трансформатор, захищений запобіжником, не перевіряється [8].

12.5 Захист ПЛ 10 кВ

Лінії напругою 10 кВ захищаються від струмів КЗ за допомогою максимального струмового захисту (МТЗ) і струмового відсічення (ТО) з дією на відключення, і виконуються також на реле типу РТВ і РТМ.

12.5.1 Розрахунок МТЗ, виконаному на РТВ

12.5.1.1 Струм спрацьовування захисту визначається по двом умовам:

1) При відбудові від робочого максимального струму.

I` === 85,1 А, (12.15)

де К-коефіцієнт надійності, К = 1.3,

К-коефіцієнт повернення, К = 0,65,

К-коефіцієнт запасу, К = 1,1

2) За умовою селективності з більш віддаленої від джерела живлення захистом, який вибирається по самому потужному трансформатору 10 / 0,4 кВ, підключеному до лінії (250 кВА).

I`` = 150 A (12.16)

Більше значення приймається за розрахункове I = 150,0 А.

12.5.1.2 Струм спрацьовування реле

I === 5 А (12.17)

де К-коефіцієнт схеми з'єднання трансформаторів струму і реле, для схем з неповною зіркою, в основному застосовуються для захисту ліній 10 кВ, К = 1;

К-коефіцієнт трансформації трансформатора струму К = 30.

12.5.1.3 Визначаємо уставку струму на реле.

I? I = 5 A (12.18)

Приймаємо I = 5,6 A

12.5.1.4 Визначаємо дійсний струм спрацьовування захисту.

I === 168A (12.19)

12.5.1.5 Перевіряємо чутливість захисту.

До === 4,1> К = 1,5 (12.20)

12.5.2 Розрахунок струмового відсічення на РТМ.

12.5.2.1 Струм спрацьовування струмового відсічення вибирається по двом умовам:

1) При відбудові від струму КЗ у найближчій споживчої підстанції.

I` = К - I = 1,5 - 2676 = 4015 A, (12.21)

де К = 1,5 для реле РТМ.

2) При відбудові від кидка струму намагнічування трансформаторів 10 / 0.4 кВ, підключених до лінії, при їх включенні під напругу. (Сума потужностей трансформаторів 1003 кВА)

I`` = 5 · = 5 - = 289.9 A (12.22)

I = 4015 А - приймаємо за розрахункове.

12.5.2.2 Визначаємо струм спрацювання реле відсічки

I === 133,8 A (12.23)

12.5.2.3 Визначаємо уставку струму на реле.

I> I (12.24)

150 A> 133,8 A

Приймаємо I = 150 A.

12.5.2.4 Визначаємо дійсний струм спрацьовування захисту.

I === 4500A (12.25)

12.5.2.5 Чутливість захисту

До === 1,8> К = 1,2 (12.26)

13. ПОГОДЖЕННЯ ЗАЩИТ

Дія максимальних струмових захистів повинно бути погоджено за часом, щоб пошкоджений елемент електропередачі відключався найближчій до нього захистом.

13.1 Будується струмочасовий характеристика захисту лінії Л1

Узгодження захистів зазвичай виконується на графіку (карті селективності), на якому всі струмочасовий характеристики захистів будуються при одному напрузі (у прикладі 0,38 кВ) в межах від струму спрацювання захисту до струму КЗ в місці установки захисту.

На графіку (рисунок 13.2) будуються характеристики захистів ліній 0,38 кВ, потім трансформатора 10 / 0,4 кВ та ПЛ 10 кВ.

Схема електропередачі із зазначенням всіх захистів і їх параметрів, струмів КЗ, необхідних при узгодженні представлена ??на малюнку 13.1.

Захист виконана на автоматичному вимикачі А37-16Б з тепловим і електромагнітним расцепителями. Струмочасовий характеристика [9] заноситься в таблицю 13.1.

Параметри АВ:

I = 160 А,

I = 100 А,

I = 1600 А

Таблиця 13.1 - струмочасовий характеристика захисту лінії Л1

13.2 Будується струмочасовий характеристика захисту лінії Л2

Захист виконана на автоматичному вимикачі A37-16Б з приставкою типу ЗТ- 0.4. Струмочасовий характеристика [9] заноситься в таблицю 13.2.

Параметри АВ:

I = 160 А,

I = 160 А,

I = 1600 А

Приставка ЗТ-0,4

I = 250 А

t = 0,3 с

Таблиця 13.2 - струмочасовий характеристика захисту лінії Л2

13.3 Будується струмочасовий характеристика захисту Л3

Захист виконана на автоматичному вимикачі А37-16Б з тепловим і електромагнітним расцепителями. Струмочасовий характеристика [8] заноситься в табл. 13.3.

Параметри АВ:

I = 160 А,

I = 100 А,

I = 630 А

Таблиця 13.3 - струмочасовий характеристика захисту лінії Л3

13.4 Будується струмочасовий характеристиці захисту трансформатора ТМ-10 / 0,4 кВ

Значення струмів плавкої вставки (у прикладі I = 16А) перераховуються на напругу 0,4 кВ.

Таблиця 13.4 - струмочасовий характеристиці захисту трансформатора ТМ-10 / 0,4 кВ.

13.5 Будується струмочасовий характеристика захисту ВЛ-10 кВ. У прикладі МТЗ і ТО виконані на вбудованих в привід реле РТВ і РТМ

13.5.1 Визначається струм узгодження захисту; за струм узгодження приймається струм трифазного короткого замикання за запобіжником найближчого ТП-10 / 0,4 кВ (ТП-1).

I = I = 2676 А (13.1)

13.5.2 Визначається кратність узгодження

До === 15,9 (13.2)

13.5.3 Визначається розрахунковий час спрацьовування МТЗ при струмі узгодження

t = t + ?t = 0,01 + 1 ~ 1с, (13.3)

де t- час перегоряння плавкої вставки при струмі узгодження; dt - щабель селективності. Для реле РТВ мінімальна уставка за часом ?t = 1 с.

13.5.4 За Кі tопределяется контрольна точка, що лежить на тимчасовій характеристики реле РТВ.

За знайденою характеристиці знаходиться уставка часу спрацювання реле. t = 1 с.

13.5.5 Переноситься знайдена характеристика реле на графік узгодження захистів до струму спрацьовування ТО, попередньо заповнивши таблицю 13.5.

Таблиця 13.5 - струмочасовий характеристика захисту ВЛ-10 кВ

Після побудови характеристики необхідно переконатися в тому, що в зоні спільної дії МТЗ лінії 10 кВ і плавкої вставки запобіжника ПК-10-20 дотримувалася умова селективності.

Характеристики захистів представлені на малюнку 13.2.

Малюнок 13.2 - Графік узгодження захистів

14. захисту від перенапруг

Атмосферні перенапруги в грозовий сезон служать причиною аварійних відключень. Захист включає в себе наступні заходи:

14.1 Застосування дерев'яних опор на ПЛ-0,4 кВ або на ПЛ-10 кВ. При цьому мінімальна відстань між гаками або штирями ізоляторів окремих фазових проводів повинна бути для ВЛ-0,4 кВ - не менше 0,5 м, для ВЛ-10 кВ - не менше 1 м

14.2 Використання на вимикачі головного ділянки ПЛ-10 кВ автоматичного повторного включення (АПВ).

14.3 Установка захисних іскрових проміжків з опором заземлення не більше 15 Ом на опорах у місцях перетинань ліній електропередач.

14.4 На ВЛ-0,4 кВ із залізобетонними опорами гаки, штирі ізоляторів фазних проводів і арматуру з'єднують із заземленням, опір якого не повинно перевищувати 50 Ом (заземлення частини опори, що входить в землю). На ВЛ-0,4 кВ з дерев'яними опорами заземлення робиться гаків і штирів ізоляторів з опором не більше 30 Ом. Заземлення виконується на кінцевих опорах лінії і на опорах з відгалуженням в громадські приміщення (школи, ясла, лікарні та ін.)

14.5 Для захисту силових трансформаторів (КТП) від хвиль перенапруги застосовують вентильні розрядники типу РВО-10 з боку вищої напруги і типу РВН-0,5 з боку нижчої. Можна для цих цілей використовувати (замість розрядників) обмежувачі перенапруг ОПН-10, ОПН-0,4. Для захисту разомкнутого роз'єднувача КТП встановлюють трубчастий розрядник типу РТВ-10.

14.6 Якщо КТП включена через кабельну вставку, то на вводі в кабельну вставку встановлюється трубчастий розрядник.

14.7 Вся грозозахисного апаратура п / ст підключається до контуру заземлення, опір якого 4 Ом.

15. ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Забезпечення надійності електропостачання споживачів є другою найбільш важливою проблемою (після забезпечення необхідної якості електроенергії), що стоїть при проектуванні схеми електроустановки. Надійність схем електропостачання є категорією техніко-економічної, так як перерви в електропостачанні завдають значної матеріальної шкоди. Залежно від величини питомої шкоди всі сільські споживачі поділяються на три категорії. У даному проекті передбачається незалежне мережеве резервування споживачів 1 категорії від державної електросистеми тільки на підстанції ТП8. При розробці електричної схеми цієї підстанції необхідно проектувати двосторонню автоматичне включення резерву (АВР) з боку низької напруги на контакторах змінного струму [10]. Споживачі першої та другої категорії на ТП8 повинні мати автономні джерела живлення, незалежні від мережевого резерву. Вибір кількості агрегатів автономного джерела і їх потужність проводиться за розрахунковою навантаженні електроприймачів відповідно до таблиці 15.1. Споживачі інших ТП мають третю або другу категорію з надійності. Місцевому резервуванню від ДЕС підлягають лише споживачі першої та другої категорії з надійності електропостачання на ТП1.

Таблиця 15.1 - Навантаження електроприймачів сільгосппідприємств, що підлягає резервуванню від автономних джерел

 Тип підприємств Виробнича потужність резервовану навантаження, кВт Тип джерела, потужність і кількість агрегатів

 Комплекси і ферми молочного напряму

 200

 300

 1200

 15 ... 25

 20 ... 25

 160

 ДЕС 16х1, 30х1

 (РІПТ 30х1)

 ДЕС 30х1

 (РІПТ 30х1)

 ДЕС 60х3

 Ферма молочного напрямку на 400 корів 30

 ДЕС 30х1

 (РІПТ 30х1)

 Птахоферма вирощування і відгодівлі гусенят бройлерів 125 тис. На рік 500 ДЕС 315х2

16. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

Таблиця 16.1 - Специфікація на основне обладнання

 Найменування, тип і коротка технічна характеристика Од. виміру Кількість

 Шафа комплектного розподільного пристрою КРУН-10У ВЛ 10кВ

 Опори залізобетонні:

 - Кінцеві К10-2Б

 - Кутові УА10-2Б

 - Проміжні П10-2Б

 Провід:

 -АС 70

 - АС 35

 Траверси

 Ізолятори ШФ-10В

 Роз'єднувачі РЛНД-10/630 У1 з приводом ПР-У1

 КТП-160-10 / 0,4 У1

 КТП-100-10 / 0,4 У1

 КТП-63-10 / 0,4 У1

 ВЛ-0,38 кВ (для ТП 1)

 Опори дерев'яні з ж / б приставками

 - Кінцеві Ка-2

 - Кутові анкерні Уа-2

 - Проміжні ППА-2

 Провід:

 - АС 70

 - АС 70

 - АС 50

 Ізолятори ТФ-20

 шт

 шт

 шт

 шт

 км

 км

 шт

 шт

 шт

 шт

 шт

 шт

 км

 км

 км

 км

 км

 км

 шт

1

 10

7

 221

 9,7

 5,8

 221

 867

1

4

3

1

7

2

 17

 0,15

 0,07

 0,26

 168

Таблиця 16.2 - Капітальні витрати на спорудження ЛЕП

 Найменування основних елементів електропередачі Кількість

 Цінник,

 розцінки

 тис. руб. Кап. витрати, тис. руб.

 на од. продукції всього

 Шафа комплектного розподільного пристрою КРУН - 10У1

 Будівництво ПЛ 10 кВ:

 -АС 70

 - АС 35

 КТП-160-10 / 0,4 У1

 КТП-100-10 / 0,4 У1

 КТП-63-10 / 0,4 У1

 Будівництво ПЛ-0,38 кВ (для ТП 1) Провід:

 - АС 70

 - АС 50

 - АС 35

1

 9,7

 5,8

4

3

1

 0,07

 0,25

 0,26

 3,902

 2,7

 2,3

 1,27

 1,07

 0,88

 4,35

 3,50

 2,50

 3,902

 2,7

 2,3

 1,27

 1,07

 0,88

 4,35

 3,50

 2,50

 3,902

 26,2

 13,3

 5,1

 3,2

 0,9

 0,3

 0,9

 0,65

Визначаються щорічні витрати на електропередачу

І = І + І + І (16.1)

І = (16.2)

де К, К, К, К капітальні вкладення в клітинку, лінію 10 кВ, ТП10 / 0,4 кВ і лінію 0,38 кВ; Р, Р, Р, Р- норми амортизаційних відрахувань впроцентах на відновлення і капітальний ремонт таблиця 16.3 [2].

І == 2,36 тис. Руб

І = (? · ?W) + (? · ?W) + (? · ?W), тис.руб (16.3)

де ?W, ?W, ?W- втрати енергії в лінії 10кВ, ТП10 / 0,4 кВ, 0,38 кВ; ?, ?, ?, - вартість 1 кВт · год втрат електроенергії таблиця 16.4 [2].

І = 23,1 · 26 842 + 40,3 · 53 683 + 13,5 · 17 894 = 3,025 тис. Руб

Витрати на експлуатацію:

І = 28 · (1,7 · 26,4 + 3,5 · 2 + 4 · 7 + 6,8 · 1 + 9 · 9 + 16,3 · 11) = 9,06тис.руб (16.4)

Річні витрати:

І = І + І + І = 2,36 + 3,025 + 9,057 = 14,446тис.руб (16.5)

? === 0,80 коп / кВт · год (16.6)

? = ? + ? = 2,33 + 0,80 = 3,13 коп / кВт · год

17. ЗАХИСТ ЛІНІЙ Л1, Л2, Л3 плавких запобіжників

При короткому замиканні або незначною перевантаженні електрична проводка повинна бути автоматично відключена, в іншому випадку може спалахнути ізоляція проводів, що призведе до пожежі. Для автоматичного відключення проводки при перевищенні встановлених значень сили струму призначені апарати захисту. У сільському господарстві для цієї мети часто застосовують плавкі запобіжники, пристрій яких надзвичайно просто. У фарфоровому корпусі поміщені провідники невеликого перерізу - плавкі вставки, що включаються послідовно в кожен фазний провід лінії. Якщо струм лінії зростає понад допустимого, то плавка вставка перегорить, відключивши ланцюг раніше, ніж температура захищаються нею проводів стане неприпустимо високою.

Запобіжники з плавкою вставкою - найпростіші комутаційні апарати, призначені для захисту ланцюгів від коротких замикань і перевантажень. Їх широко застосовують в електричних мережах напругою 0,38 / 0,22 ... 110 кВ. В захищається ланцюг запобіжник включається послідовно. Він являє собою її ослаблений ділянку, де вона розривається. Основні елементи запобіжника: корпус, плавка вставка, контактна частина, дугогасительниє пристрій і середовище.

До запобіжнику висувають такі вимоги:

- Повинен довго витримувати номінальний струм і не перегоряти при короткочасних перевантаженнях;

- Надійно і швидко відключати граничний струм, на який розрахований;

- Працювати селективно (при послідовно встановлених декількох запобіжниках повинен перегоряти тільки найближчий до місця аварії).

При захисті проводів та кабелів плавкими запобіжниками розрахунок електричної мережі починають з вибору плавкої вставки. Його вибирають за такими правилами.

ПРАВИЛО 1. Струм плавкої вставки повинен бути більше робочого струму навантаження або дорівнювати йому, тобто

Iв? Iр.

ПРАВИЛО 2. Струм плавкої вставки перевіряють на максимальний струм навантаження:

Iв? Imax / ?.

Визначивши номінальний струм плавкої вставки, вибирають відповідне йому перетин дроту в залежності від того, буде він захищений плавкою вставкою тільки від коротких замикань або також від перевантажень. Необхідно вибрати таке розтин, щоб було дотримано наступне співвідношення:

Iдоп? 1,25Iв,

де Iдоп- допустимий струм дроти.

Для випадків, при яких необхідно захищати дроти тільки від коротких замикань,

Iдоп? 0,33Iв,

Після того як провід обраний, його перевіряють на тривалий робочий струм установки:

Iдоп? Iр.

У сільських мережах напругою 0,38 кВ застосовують запобіжники ПР-2, ПН-2 і НПН-2. Запобіжники ПР-2 виготовляють на номінальні напруги 220 і 500 В і струми 15 ... 1000А. У позначенні ПР зазначено, що запобіжники розбірні з закритими патронами без наповнювача. Патрон виконаний з товстостінної фібрової трубки 1 (див. Графічну частину), на яку щільно насаджені латунні втулки 3, що запобігають розрив трубки. На втулки нагвинчені ковпачки 4, що закріплюють плавку вставку 2, приєднаної до ніжок 6. Зверху надіта шайба 5 з пазом для ножів.

Патрон вставляють в нерухомі контактні стійки, укріплені на ізоляційної плиті. Контактне натискання забезпечується кільцевої або пластинчастої пружиною.

Плавкі вставки виготовляють з цинку у вигляді пластин з вирізами. На вузьких місцях вставки виділяється більше теплоти, ніж на широких. При короткому замиканні вставка перегоряє в декількох або у всіх вузьких місцях, а широкі ділянки не встигають плавитися. Коли вставка перегоряє у вузьких місцях, широкі частини вставки падають в нижню частину, не плавлячись.

При перегорання вставки і виникненні дуги фіброва трубка виділяє гази, переважно водень і діоксид вуглецю (вуглекислий газ). Тиск всередині закритої трубки зростає, і завдяки деионизации дуги газами високого тиску вона гасне. Запобіжники ПР-2 відносяться до струмообмежувальним, так як при інтенсивній деионизации дуги опір дугового проміжку швидко зростає, струм к. З. в ланцюзі зменшується і переривається до моменту досягнення максимального значення.

При перевантаженнях процес перегорання відбувається повільніше. Теплота, що виділяється у вузьких місцях, передається в широкі частини вставки, і вставка перегоряє в місцях переходу від звуженого до широкого місцю.

Гідність запобіжників ПР-2 складається в простоті заміни перегоріли вставки, недолік - у великих розмірах.

ВИСНОВОК

У курсовому пректе спроектована схема електропостачання населеного пункту по мережах напругою 10 і 0,38 кВ від головного понизительной підстанції (ГПП) напругою 110/10 кВ (35/10 кВ).

У населеному пункті спроектовано 8 трансформаторних підстанцій (ТП) напругою 10 / 0,4 кВ. Для ТП 1 визначені електричні навантаження ліній напругою 0,38 кВ, що живлять споживачів II і III категорій з надійності, і на шипах 0,4 самої ТП.

Для ТП 8 визначені тільки електричні навантаження підстанції, що живить відповідальні споживачі. На цих ТП обрані конденсаторні батареї для підвищення коефіцієнта потужності (cos?), а потім з економічних інтервалам навантажень обрані номінальні потужності силових трансформаторів для всіх восьми ТП. У лінії 10 кВ розраховані по ділянках електричних нагрузкок і обрані перерізу проводів. По таблиці відхилень напруги визначається положення регуляторів ПБВ на трансформаторах 10 / 0,4 кВ, і допустима втрата напруги в лініях 0,38 кВ, підключених до ТП 1. Обрано перерізу проводів ліній 0,38 кВ по інтервалах економічних навантажень і допустимій втраті напруги. Остаточне перетин проводів лінії Л1 приймається після перевірки на успішний запуск великого асинхронного електродвигуна. Розраховані струми короткого замикання, необхідні для перевірки захистів електроустановок і вибору обладнання. Лінії 0,38 кВ захищаються автоматично повітряними вимикачами і доповнюються приставками ЗТ-0,4 або ЗТК-0,4. Трансформатор ТП-1 захищається плавкими запобіжниками. Захист ПЛ 10 кВ (максимально-струмовий і струмове відсічення) виконується на вбудованих в привід реле (прямої дії) РТВ і РТМ, рідше на реле побічної дії. Всі захисту електропередачі узгоджуються між собою; для цього побудований графік узгодження.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Методичні вказівки з розрахунку навантажень в мережах 0,38-10 кВ сільськогосподарського призначення. / Керівні матеріали з проектування електропостачання сільського господарства (РУМ) .- М .: Сельенергопроект, 1981.-101с.

2. Методичне вказівку до дипломного проектування: Оцінка економічної ефективності інженерних розробок. - Челябінськ. ЧГАУ, 1994. - 56 с.

3. Будзко І.А., Зуль Н.М. Електропостачання сільського господарства. -М .: Агропромиздат, 1990.-496 с.

4. Мякінін Є.Г. Методичні вказівки по темі 'Компенсація реактивної потужності в сільських електричних мережах. -Челябінськ .: РІО ЧГАУ, 1991. -22 с.

5. Методичні вказівки по вибору встановленої потужності силових трансформаторів на одне і двох трансформаторних підстанціях в електричних мережах с / г призначення. (РУМ). -М .: Сельенергопроект, 1987, август.-32 с.

6. Методичні вказівки щодо забезпечення при проектуванні нормативних рівнів надійності електропостачання с / г споживачів (РУМ). - М .: Сельенергопроект, 1986, -32 с.

7. Будзко І.А., Левін М.С. Електропостачання сільськогосподарських підприємств і населених пунктов.- М .: Агропромиздат, 1985.-320 с.

8. Правила улаштування електроустановок (ПУЕ). -М .: Вища школа, 1986. -640 с.

9. Керівництво з вибору і розрахунку захистів електричних мереж напругою до 1000 В від аварійних струмів. -Челябінськ, 1983.

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка