Главная страница

методичка по КР Эл.снаб.1. методичка по КР Эл.снаб. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине Электроснабжение Составили доцент рыхлов с. Ю


Скачать 7.14 Mb.
НазваниеМетодические указания к курсовому проектированию по дисциплине Электроснабжение Составили доцент рыхлов с. Ю
Анкорметодичка по КР Эл.снаб.1.doc
Дата07.12.2017
Размер7.14 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файламетодичка по КР Эл.снаб.1.doc
ТипМетодические указания
#10737
страница4 из 6
1   2   3   4   5   6

7.3 Проверка провода по допустимой потере напряжения
Выбранный провод проверяется по допустимой потере напряжения. Для этого фактическую потерю сравнивают с допустимой (п.4. табл. 4.2). Фактическая потеря напряжения определяется по формуле

,

(7.5)

где S – нагрузка на участке ВЛ, кВА; l – длина участка, км; Uн – номинальное линейное напряжение, кВ; r0 – удельное активное сопротивление провода, Ом/км; cosφ – коэффициент мощности; x0 – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км; sinφ – sin arccosφ.

Удобнее определять фактическую потерю напряжения через удельную



(7.6)

где ΔUуд – удельная потеря напряжения на участке (определяется по номограмме на рис.1 прил.); l – длина участка, км. Значение cosφ берется из табл.4 прил. в зависимости от характера нагрузки (производственная, коммунально-бытовая, смешанная). Чтобы определить длины участков ВЛ надо план населенного пункта увеличить до формата А1, измерить длину участка на плане и умножить на масштаб.
7.4 Проверка провода на возможность пуска асинхронного короткозамкнутого электродвигателя
Если линия 0,38 кВ питает асинхронные электродвигатели, такую линию необходимо проверить на возможность пуска электродвигателя. При проверке на возможность пуска используются термины: номинальный момент, пусковой момент, кратность пускового момента, критический момент.

Номинальный момент (Мн) – момент, развиваемый электродвигателем в номинальном режиме работы.

Пусковой момент (Мп) – момент, развиваемый электродвигателем во время пуска.

Кратность пускового момента – отношение начального (пускового) момента к номинальному , для асинхронных электродвигателей с коротко замкнутым ротором Мп = (1…2)Мн.

Критический момент – максимальный момент, развиваемый электродвигателем.

Возможность пуска проверяется по формуле



(7.7)

Или в относительных единицах (при делении левой и правой части выражения на Мн)





(7.8)

где Мн – номинальный момент электродвигателя, Н×м; ήз – коэффициент запаса, учитывающий несовпадение действительных характеристик двигателя с каталожными данными и погрешность расчета (ήз = 1,2…1,3); Мсмомент сопротивления рабочей машины, Н×м; Мс.* – момент сопротивления рабочей машины в относительных единицах (); m/n – кратность пускового момента двигателя с учетом снижения напряжения при пуске;

,

(7.9)

где – напряжение на зажимах электродвигателя при пуске в относительных единицах; Uп – напряжение на зажимах электродвигателя при пуске, В; Uн – номинальное напряжение сети, В; mп – кратность пускового момента электродвигателя при номинальном напряжении (≈1,2); – напряжение на шинах 0,4кВ трансформаторной подстанции 10/0,4кВ до пуска электродвигателя в относительных единицах; ΔU*п – потеря напряжения в электрической сети в относительных единицах.

Uш = Uн+δU,

(7.10)

где δU – регулируемая надбавка трансформатора 10/0,4кВ для удаленного потребителя (табл. 4.2).



(7.11)

где rс=rл+rт – суммарное активное сопротивление линии и трансформатора, Ом; xс=xл+xт – суммарное реактивное сопротивление линии и трансформатора, Ом; cosφп – коэффициент мощности электродвигателя при пуске; Iп – пусковой ток электродвигателя, А.

Коэффициент мощности двигателя при пуске



(7.12)

где ki – кратность пускового тока двигателя (5…7); cosφн – номинальный коэффициент мощности электродвигателя.

Активное и индуктивное сопротивление линии

rл=r0l

(7.13)

xл=x0l

(7.14)

где r0 – удельное активное сопротивление провода, Ом/км; x0 – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км, (табл.8 прил.); l – длина линии, км.

Активное и индуктивное сопротивление трансформатора



(7.15)



(7.16)

где ΔPмн – потери мощности в меди трансформатора (потери короткого замыкания), (табл. 9 прил.); Sнт – номинальная мощность трансформатора; zТ – полное сопротивление трансформатора (табл. 10 прил.).

Устойчивость работы асинхронного электродвигателя при пуске соседнего двигателя проверяется по формуле



(7.17)

Или в относительных единицах (при делении левой и правой части выражения на Мн)





(7.18)

где Мн – номинальный момент электродвигателя, Н×м; ήз – коэффициент запаса, учитывающий несовпадение действительных характеристик двигателя с каталожными данными и погрешность расчета (ήз = 1,2…1,3); Мс – момент сопротивления рабочей машины, Н×м; Мс.* – момент сопротивления рабочей машины в относительных единицах (); m/max – кратность критического (максимального) момента двигателя с учетом снижения напряжения при пуске;

,

(7.19)

где – напряжение на зажимах электродвигателя при пуске в относительных единицах; Uп – напряжение на зажимах электродвигателя при пуске, В; Uн – номинальное напряжение сети, В; mmax – кратность критического момента электродвигателя при номинальном напряжении (≈2,2) /5/.

7.5. Проверка СИП на термическую устойчивость

При проверке СИП на термическую устойчивость должно выполняться условие

υк. расч ≤ υк. доп.,

где υк. расч – расчетное значение температуры токоведущей жилы при протекании тока короткого замыкания, °С; υк.доп.– допустимая температура нагрева изоляции, °С.

Допустимая температура изоляции приведена в таблице 3.

Таблица 3. – допустимые температуры нагрева провода СИП-4

Режим эксплуатации

Допустимая температура нагрева токоведущих жил провода, ◦С

Нормальный режим

70

Режим перегрузки продолжительностью до 8ч в сутки, но не более 1000ч за весь срок эксплуатации

80

Короткое замыкание с протеканием тока КЗ до 5с

135

Расчетное значение температуры определяется по графическим зависимостям (рис. 1).



Рисунок 1 – Кривые для определения температуры нагрева токоведущих частей при коротком замыкании.

Порядок работы с графическими зависимостями

  • На оси ординат откладывается температура токоведущей жилы до короткого замыкания (υр) и из этой точки проводится горизонтальная линия до пересечения с кривой для данного материала. Если температура жил до к.з. не известна, её принимают равной допустимой температуре нагрева в нормальном режиме.

  • Из точки пересечения с кривой опускают перпендикуляр на ось абсцисс и получают значение Аυр, которое подставляют в формулу


где Iк(3) – ток трехфазного короткого замыкания в начале линии, А;

F – площадь поперечного сечения жилы, мм2;

tпр – приведенное (фиктивное) время к.з., с.

•На оси абсцисс откладывают отрезок равный Аυк, восстанавливают перпендикуляр до пересечения с кривой и проводят горизонтальную линию до пересечения с осью ординат. Точка пересечения дает расчетное значение температуры жил при коротком замыкании (υк.расч), которое сравнивается с υк.доп (табл. 3).

Пример электрического расчета ВЛ-0,38 кВ. Возьмём в качестве примера линию 1 (рис. 6.2.). Стенка гололеда 10 мм. Составим расчетную схему (рис.7.2.). Для электрического расчета конфигурация линии не имеет значения, важны только длины участков и величины нагрузок.



Рис. 7.2 – Расчетная схема линии 1.
Выбор сечения провода по нагреву рабочим током. Нагрузка на участке 2–3 S2-3 = S3 = 2,1кВА, на участке 1–2 S1-2 = S2 + ΔS3 = 63,0+1,2=64,2кВА. Так как смена сечения на ВЛ 0,38кВ, как правило, не производится, расчет ведем по нагрузке головного участка



(7.20)

По допустимому длительному току (табл. 6 прил.) проходит провод СИП-435 (Iдоп=115А).

Проверка провода на механическую прочность. По условиям механической прочности (табл. 7 прил.) минимальное допустимое сечение 50 мм2, поэтому принимаем провод СИП-450. Результаты расчета сводим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты электрического расчета ВЛ-0,38кВ.


Расчетный участок

Длина (км)

Расчетная нагрузка (кВА)

Расчетный ток (А)

ТП 1

Линия 1










Уч2-3

0,2

2,1

3,2

Уч1-2

0,15

64,2

97,7

Линия 2










Уч.5-6

0,05

7,6

11,5

Уч2-5

0,35

8,8

13,3

Уч3-4

0,1

18,0

27,3

Уч2-3

0,2

18,0

27,3

Уч1-2

0,25

23,4

35,5

Линия 3










Уч5-6

0,1

6,4

9,7

Уч4-5

0,1

16,4

24,8

Уч3-4

0,15

18,3

27,7

Уч2-3

0,15

20,2

30,6

Уч1-2

0,2

44,2

67,0

Суммарная нагрузка ТП 1

64,2+23,4+44,2=131,8 кВА


Проверка провода по допустимой потере напряжения. По таблице отклонений напряжения (табл. 4.2) допустимая потеря напряжения в ВЛ-0,38кВ составляет 6,5%. Определяем фактическую потерю напряжению. Для провода СИП-450 удельная потеря напряжения ΔUуд =0,45% / кВАкм (рис.1 прил.). Потеря напряжения на участке 1-2





(7.21)

Фактическая потеря напряжения меньше допустимой, принимаем провод СИП-450.

Проверка провода на возможность пуска асинхронного короткозамкнутого электродвигателя. Для примера возьмем 2 электродвигателя установленных в ремонтной мастерской. Электродвигатель D1 запускается, в то время как электродвигатель D2 уже работает. Электродвигатели имеют следующие параметры.
Таблица 7.2 – Технические параметры электродвигателей


Запускаемый двигатель D1

Работающий двигатель D2

Рн (кВт)

число

об./мин.

Iн

(А)

ki

cosφн









15

3000

25

7,5

0,9

1,2

0,3

2,2

0,9


Ремонтная мастерская питается от ТП 1 мощностью 160 кВА по линии1. Линия выполнена проводом А-50 (r0=0,59 Ом/км; x0=0,35 Ом/км). Длина линии от подстанции до мастерской l=0,15км.

Проверяем сеть на возможность пуска электродвигателя D1. Рассчитываем сопротивление силового трансформатора ТП 1



(7.25)



(7.26)

где ΔPмн – потери мощности в меди трансформатора (потери короткого замыкания), (табл. 9 прил.); Sнт – номинальная мощность трансформатора; zТ – полное сопротивление трансформатора (табл. 10 прил.).

Сопротивление линии1

rл1=r0l=0,59×0,15=0,09 (Ом);

(7.27)

xл1=x0l=0,35×0,15=0,05 (Ом).

(7.28)

Сопротивление сети

rс=rт+rл=0,017+0,09=0,107 (Ом);

(7.29)

xс=xт+xл=0,04+0,05=0,09 (Ом).

(7.30)

Коэффициент мощности двигателя при пуске



(7.31)

Потеря напряжения в электрической сети в относительных единицах



(7.32)

где Iп – пусковой ток электродвигателя Iп=Iнki=25×7,5=187,5 А; sinφп =0,9 – синус угла φ при пуске, определяется по значению cos φ = 0,3 (табл. 11 прил.).

Напряжение на шинах 0,4кВ трансформаторной подстанции 10/0,4кВ до пуска электродвигателя

Uш=Uн+δU=0,4+0=0,4 кВ,

(7.33)

где δU=0 – регулируемая надбавка трансформатора 10/0,4кВ для удаленного потребителя (табл. 4.2.).

Напряжение на шинах 0,4кВ трансформаторной подстанции 10/0,4кВ до пуска электродвигателя в относительных единицах



(7.34)

Напряжение на зажимах электродвигателя при пуске в относительных единицах



(7.35)

Пусковой момента двигателя с учетом снижения напряжения при пуске



(7.36)

Условие пуска электродвигателя



(7.37)

Условие выполняется.

Проверяем сеть на устойчивость работы асинхронного электродвигателя D2 при пуске соседнего двигателя D1. Максимальный момента двигателя D2 с учетом снижения напряжения при пуске



(7.38)

где U2*п – напряжение на зажимах работающего двигателя при пуске соседнего двигателя равно напряжению на зажимах запускаемого двигателя.

Условие устойчивой работы двигателя D2



(7.39)

Условие выполняется.
8. Выбор типа и конструктивного исполнения ТП 10/0,4кВ

По конструктивному исполнению трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ подразделяются на мачтовые, комплектные и закрытые. Наибольшее распространение получили комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Мачтовые подстанции в настоящее время в нашей стране вновь не сооружаются, но еще находятся в эксплуатации. Закрытые трансформаторные подстанции очень дороги, поэтому в сельском хозяйстве используются только для электроснабжения ответственных потребителей. В последние годы получили распространение комплектные трансформаторные подстанции блочного типа (БКТП).

Современные комплектные трансформаторные подстанции, предназначенные для электроснабжения сельскохозяйственных объектов, выпускаются номинальной мощностью 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА. Климатическое исполнение КТП – У или ХЛ, то есть они предназначены для эксплуатации в умеренном или холодном климате. Категория размещения 1 – размещение на открытом воздухе.

Питание КТП осуществляется по магистральной или радиальной схемам электроснабжения. При этом напряжение 10 кВ подводится к устройству высокого напряжения, имеющему выключатель нагрузки для коммутации токов холостого хода и токов нагрузки силовых трансформаторов. Напряжение 10 кВ преобразуется силовым трансформатором в напряжение 0,4 кВ и через автоматический выключатель ввода, установленный в распределительном устройстве низкого напряжения, подается на сборные шины.

На подстанции может быть установлен один или два силовых трансформатора. Однотрансформаторная КТП представляет собой сварной корпус из листовой стали с тремя отсеками: высшего напряжения (ВН), низшего напряжения (НН), отсек силового трансформатора. Двери всех отсеков снабжены внутренними замками. Доступ к выключателям нагрузки закрыт внутренней дверью с механической блокировкой.

Однотрансформаторные подстанции изготавливаются тупикового или проходного типов. Двухтрансформаторная подстанция состоит из двух секций, каждая из которых аналогична однотрансформаторной подстанции. На стороне ВН и стороне НН устанавливается секционный разъединитель, который в нормальном режиме работы отключен. Каждая секция при этом питается от своего ввода. На стороне НН может быть установлено устройство для автоматического ввода резерва (АВР) при выключении одного из трансформаторов.

КТП комплектуются масляным или сухим силовым трансформатором с глухо-заземленной или изолированной нейтралью на стороне НН. Вводы могут быть воздушными или кабельными.

Пример выбора ТП. В зоне электроснабжения отсутствуют особо ответственные объекты (крупные инкубаторы, животноводческие и птицеводческие комплексы) поэтому использование закрытых трансформаторных подстанций не целесообразно. Схема электроснабжения радиальная, следовательно, подстанции тупиковые. Применение двухтрансформаторных подстанций требует обоснования. Так как такого обоснования нет, применяются однотрансформаторные подстанции, как более дешевые и простые. В соответствии с результатами расчетов мощность ТП 1 равняется 160 кВА, мощность ТП 2 – 100 кВА. Исходя из этого, принимаем к установке две однотрансформаторные комплектных трансформаторных подстанции (КТП) тупикового типа мощностью 160 и 100 кВА.
9. Электрический расчет ВЛ-10 кВ
Расчет сечения проводов линии 10 кВ производится аналогично расчету линии 0,38 кВ: суммируются нагрузки по участкам, определяется сечение провода по условиям нагрева, полученное сечение проверяется по условиям механической прочности (табл. 7 прил.) и допустимой потере напряжения. Отличие состоит в том, что при суммировании нагрузок используются таблицы для линий 10 кВ (табл. 12 прил.), а при определении удельной потери напряжения – графики для линии 10 кВ (рис. 2 прил.). Нагрузками служат суммарные нагрузки двух подстанций 10/0,4 кВ ТП 1 и ТП 2, а также заданная в исходных данных нагрузка S1. При расчете ВЛ-10 кВ нагрузки линий 0,38 кВ приводят к напряжению 10 кВ, то есть учитывают потери в трансформаторах 10/0,4 кВ. В данном случае потерями можно пренебречь, так как они не превышают 10% от величины нагрузок.

Пример электрического расчета ВЛ-10 кВ. Исходя из схемы ВЛ-10 кВ (рис.9.1.) составляем расчетную схему (рис.9.2.).



Рисунок 9.1 – Схема ВЛ-10 кВ



Рисунок 9.2 – Расчетная схема ВЛ-10 кВ
Суммируем нагрузки по участкам ВЛ-10 кВ.

S3-4 = Sтп2 = 78,3 кВА.

(9.1)

S2-3 = Sтп2 + Sтп1 = Δ78,3 + 131,8 = 58 + 131,8 = 189,8 кВА.

(9.2)

S1-2 = S2-3 = S1 = Δ189,9 + 500 = 147 + 500 = 647 кВА.

(9.3)

Определяем токи по участкам.



(9.4)



(9.5)



(9.6)


По длительному допустимому току (табл.6 прил.) проходит провод АС-16 (Iдоп = 111 А).

Проверка провода на механическую прочность. Стенка гололеда указана в задании, для примера возьмем 10мм. Исходя из требований механической прочности (табл.7 прил.) провод А-16 не проходит, выбираем провод АС-25.

Проверка провода по допустимой потере напряжения. Из данных таблицы отклонений напряжения (табл.4.2) следует, что допустимая потеря напряжения в линии 10 кВ составляет 3% (ΔUдоп=3%). Так как нагрузка в данном случае смешанная (производственная и бытовая) cosφ = 0,83. По графическим зависимостям (рис.2 прил.) определяем удельную потерю напряжения ΔUуд. Для провода АС-25 при cosφ = 0,83 ΔUуд = 1,15×10-3 % / кВА*км. Рассчитываем потери напряжения по участкам и суммарную потерю в линии 10 кВ.

ΔU3-4 = ΔUуд S3-4 l3-4= 1,15*78,3*0,56*10-3 = 0,05%

(9.7)

ΔU2-3 = 1,15*189,8*5,0*10-3 = 1,09%

(9.8.)

ΔU1-2 = 1,15*647*5,0*10-3 = 3,7%

(9.9)

ΔUΣ = ΔU1-2+ ΔU2-3 +ΔU3-4 = 3,7+1,09+0,05 = 4,84%

(9.10)

Провод АС-25 не проходит по допустимой потере напряжения, так как ΔUΣ > ΔUдоп. Результаты расчета ΔU для провода АС-35, АС-50 и АС-70 приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Результаты расчета потерь напряжения в линии 10 кВ


Марка

провода

ΔUуд

(% / кВА*км)

ΔU (%)

Уч 3-4

Уч 2-3

Уч 1-2

ΔUΣ

АС-35

0,85

0,037

0,8

2,7

3,54

АС-50

0,75

0,032

0,7

2,4

3,13

АС-70

0,55

0,024

0,52

1,8

2,34


Как видно из результатов расчета, только для провода АС-70 ΔUΣ < ΔUдоп (2,34<3,0), поэтому принимаем к установке провод АС-70.
10. Краткое писание конструктивного исполнения ВЛ-0,38 и 10 кВ
В конструкции ВЛ-0,38 и 10 кВ можно условно выделить четыре основных элемента: стойки, изоляторы, арматура, провода.

Стойки изготавливают из дерева или железобетона. Для продления срока эксплуатации деревянные стойки пропитывают антисептирующим составом в качестве которого чаще всего используют креозот. Применяются также вязаные опоры, состоящие из деревянной стойки и железобетонной приставки (пасынка). Стойка крепится к приставке при помощи бандажа, представляющего собой скрутку из круглой холоднокатаной стали (катанки) или стального оцинкованного провода марки ПСО. В настоящее время применяются железобетонные стойки марок СВ-95 и СВ-105 (стойка из вибрированного железобетона длиной 9,5 или 10,5м) или деревянные стойки.

Стойки, оснащенные арматурой и изоляторами, образуют опоры. Опоры подразделяются по назначению на промежуточные и анкерные. Анкерные, в свою очередь делятся на концевые, угловые, ответвительные, переходные и разгрузочные. Промежуточные опоры состоят из одной вертикальной стойки и устанавливаются на прямых участках воздушных линий, служат для поддержки проводов и не предназначены для восприятия тяжения проводов направленного вдоль линии. Анкерные опоры состоят из вертикальной и наклонной стойки. Наклонная стойка называется подкос. Концевые опоры устанавливаются в начале и в конце ВЛ, угловые – в местах поворота трассы ВЛ, ответвительные – в местах ответвлений от магистрали, переходные в местах перехода через естественные преграды или инженерные сооружения, разгрузочные – на прямых участках линии 10 кВ, если длина участка превышает 10км. Анкерные опоры предназначены для компенсации тяжения проводов, направленного вдоль линии.

Изоляторы подразделяются по способу крепления на штыревые и подвесные. Штыревые наворачивают на крюк или штырь траверсы. Подвесные подвешивают к траверсам при помощи специальной арматуры. Изготавливают изоляторы из стекла или фарфора. В последние годы получили распространение подвесные изоляторы из стеклопластика. Для ВЛ-10 кВ применяются штыревые изоляторы ШС-10 и ШФ-10 (штыревой стеклянный и штыревой фарфоровый на напряжение 10 кВ) или подвесные изоляторы ПС и ПФ (подвесной стеклянный и подвесной фарфоровый). Марка подвесных изоляторов содержит цифру означающую предельное усилие на разрыв в тоннах.

Арматура включает в себя траверсы, крюки, шарниры и другие не токоведущие металлические изделия необходимые при сооружении воздушной линии электропередачи.

Провода изготавливаются из алюминия (марка А) или алюминиевых сплавов (марки Ан, Ап, Аж). Провод состоит из 7 жил. Для увеличения механической прочности провода одна жила может изготавливаться из стали (марка АС). Провода марки АС рекомендуются для сооружения ВЛ-10 кВ. В марке провода указывается также площадь его поперечного сечения. Стандартные сечения: 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120 мм2. В последние годы получили распространение самонесущие изолированные провода (СИПы). В марке СИП-4 провода указывается количество жил, также площадь его поперечного сечения. Стандартные сечения: 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120 мм2.

Пример описания конструктивного исполнения ВЛ. Воздушные линии 0,38 кВ выполнены на железобетонных стойках проводом СИП-4 сечением от 16 до 120 мм2. ВЛ-10 кВ выполнена на железобетонных стойках проводом марки АС-50. Промежуточные опоры оснащены траверсами М-1. На анкерных опорах установлены комплекты полутраверс. На всех опорах использованы штыревые изоляторы марки ШФ-10.
11. Расчет токов короткого замыкания
Для выбора аппаратов управления и защиты необходимо знать величину токов короткого замыкания. Расчет производим в именованных единицах исходя из приведенной в задании величины тока короткого замыкания в точке К1. Значения Iк1(3) приведены в задании, для примера возьмем Iк1(3) = 2,2 кА. Элементы схемы могут быть представлены полным сопротивлением или индуктивным сопротивлением x, если активное сопротивление r составляет менее 10% от полного сопротивления.

Пример расчета токов короткого замыкания. Исходя из схемы сети 10/0,38 кВ (рис. 11.1.) составляем эквивалентную схему (рис. 11.2).

Рисунок 11.1 – Схема сети 10/0,38 кВ


Рисунок 11.2 – Эквивалентная схема сети 10/0,38 кВ
Рассчитываем сопротивление элементов сети.

Система



(11.1.)

ВЛ-10 кВ



(11.2.)



(11.3.)



(11.4.)


ТП 10/0,4



(11.5.)

где Uк% – напряжение короткого замыкания трансформатора (табл.9 прил.); Uн – номинальное напряжение трансформатора (принимается равным вторичному напряжению, так как сопротивление трансформатора используется для расчета тока к.з. состороны 0,4 кВ); Sн – номинальная мощность трансформаторной подстанции.

ВЛ-0,38 кВ



(11.6.)



(11.7.)



(11.8.)

Рассчитываем токи трехфазного короткого замыкания.

Точка К2



(11.9.)

Точка К3

Сопротивление (Xсист + zВЛ10) приводим к напряжению 0,4 кВ, умножив его на квадрат коэффициента трансформации .



(11.10.)



(11.11.)

Точка К4



(11.12.)

Рассчитываем токи двухфазных и однофазных коротких замыканий.

Для расчета параметров защиты необходимо рассчитать ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 и ток однофазного короткого замыкания в точке К4.

Точка К2



(11.13.)

Точка К4



(11.14.)

где Uф – фазное напряжение сети; Zт(1) – сопротивление трансформатора при однофазном замыкании на корпус (табл.10 прил.); Zп – сопротивление петли «фаза – нулевой провод» от подстанции до точки к.з.

Zп= Zуд*l

(11.15)

где Zуд – удельное сопротивление петли «фаза-ноль», (табл.13 прил.); l – расстояние от т.К4 до ТП10/0,4 кВ.
12. Расчет и выбор аппаратов защиты ВЛ-0,38 кВ и трансформатора 10/0,4 кВ.
Для защиты силового трансформатора 10/0,4 кВ со стороны 10 кВ устанавливаются плавкие предохранители. Для защиты ВЛ-0,38 кВ применяются автоматические выключатели или плавкие предохранители. Автоматические выключатели не всегда могут защитить линию 0,38 кВ по всей её длине без дополнительных реле. Плавкие предохранители тоже не всегда защищают линию полностью. Рассмотрим наиболее часто встречающийся вариант, когда со стороны 10 кВ установлены плавкие предохранители, а со стороны 0,38 кВ автоматические выключатели.

Пример расчета и выбора аппаратов защиты ВЛ-0,38 кВ и трансформатора 10/0,4 кВ. В качестве примера возьмем линию 1 ТП 1 10/0,4 кВ. Мощность ТП 160 кВА, длина линии 1 равна 0,35км, ток нагрузки на головном участке I1-2 = 64,2А (табл. 5.1.), ток однофазного короткого замыкания в конце линии 1 Iк4(1) = 217А, ток трехфазного короткого замыкания в месте установки автоматического выключателя (т. К3) Iк3(3) = 3,9 кА, ток трехфазного короткого замыкания в месте установки предохранителей (т. К2) Iк2(3) = 686А.

Выбор автоматического выключателя. Номинальное напряжение автомата должно быть не менее 380В

Uна ≥ 380 В.

Номинальный ток теплового расцепителя

Iнт ≥ КнIрн ≥ 1,2*97,7 ≥ 117 А,

(12.1)

где Кн – коэффициент учитывающий характер нагрузки электродвигателей, если условия работы электродвигателей неизвестны, Кн принимается равным 1,2; Iрн – ток нагрузки, равен току на головном участке линии 1 (Iрн = I1-2).

Номинальный ток электромагнитного расцепителя

Iнэ ≥ Iрн ≥ 97,7 А.

Проверяем по устойчивости к отключению максимальных токов короткого замыкания в месте установки автомата

Iпр отк ≥ Iк3(3) ≥ 3,9 А

(12.2)

По таблице 14 прил. выбираем автомат ВА 88-35, имеющий следующие характеристики: Uна =400 В, Iнт = 125 А, Iнэ = 125 А, Iпр отк = 25 кА. Все условия соблюдаются.

Выбор плавких предохранителей 10 кВ. Номинальное напряжение плавкого предохранителя должно быть равно 10кВ.

Uнп = 10 кВ.

По таблице 15 прил. выбираем номинальный ток плавкой вставки по условиям отстройки от бросков намагничивающего тока трансформатора в зависимости от его мощности. Для трансформатора ТМ мощностью 160 кВА Iпв = 20 А.

Проверяем по предельному отключаемому току

Iпо ≥ Iк2(3) ≥ 0,686 кА,

где Iпо – предельное значение тока, которое может отключить предохранитель; Iк2(3) – ток трехфазного короткого замыкания в т. К2. По таблице 16 прил. выбираем предохранитель ПКТ-10 с плавкой вставкой на 20 А.

Согласование по условиям селективности. По условиям селективности время перегорания плавкой вставки должно соответствовать условию

tв ≥ (tсз + Δt)/ kп ≥ (0,02 +0,3)/0,9 ≥ 0,36с.,

(12.3)

где tв – время перегорания плавкой вставки предохранителя при к.з. на стороне 0,4 кВ; tсз – полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ (для электромагнитных расцепителей автоматов tсз = 0,02 с.); Δt – минимальная ступень селективности (при согласовании плавкой вставки с автоматом Δt = 0,3 с.; kп = 0,9 – коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки к времени её разогрева.

Для определения tв надо рассчитать ток на шинах 0,4 кВ (т. К3) приведённый к напряжению 10 кВ, то есть определить какой ток будет протекать по шинам 10 кВ при к.з. на шинах 0,4 кВ.



(12.4)

где Iк3(3) – ток трехфазного короткого замыкания в т. К3; К = 10/0,4 = 25 – коэффициент трансформации трансформатора 10/0,4 кВ.

По время-токовым характеристикам (рис.3 прил.) определяем время горения плавкой вставки при токе к.з. равным 156 А.

tв = 0,45 с. > 0,36 с.

Условие выполняется.

Проверяем по условию термической стойкости трансформатора к токам короткого замыкания

tв ≤ tк ≤ 5 с.,

(12.5)

где tк = 900/к2 – допустимое по условию термической стойкости время протекания тока к.з. в трансформаторе; к = I/Iтн – отношение установившегося тока короткого замыкания к номинальному току трансформатора на стороне 10кВ, в данном случае I = Iк3/ = 156 А. Определяем номинальный ток для трансформатора мощностью 160 кВА

,

(12.6)

тогда к = 156/9,25 = 16,9; tк = 900/16,92 = 900/285,6 = 3,15 с.

0,4<3,15<5.

Условие выполняется.

13. Выводы
В выводах необходимо кратко описать методику решения задач сформулированных во введении. Например, нагрузки потребителей определялись по справочным таблицам, однородные нагрузки суммировались при помощи коэффициента одновременности, разнородные табличным методом и т.д. Можно также отметить сложности, с которыми пришлось столкнуться в ходе курсового проектирования и свои пожелания по его совершенствованию.

14. Литература
1. Правила устройства электроустановок / Минэнерго РФ. 7-е изд. , перераб. и доп. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.
2. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Агропромиздат, 1990.
3. Будзко И.А., Лещинская Т.Б., Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Колос, 2000.
4. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства / под ред. И.А.Будзко, 2-е изд. М.: Агропромиздат, 1982.
5. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - 3-е изд., перераб. и доп. М.: Колос, 1990.
6. Костюк В.И., Солуянов Л.Н., Хайкин А.Л. Проектирование сельского электроснабжения. Саратов, 1995.
7. Техническая информация. Комплектные трансформаторные подстанции киоскового типа мощностью от 25 до 1000 кВА. ООО «Сторге».

П Р И Л О Ж Е Н И Я

Приложение 1.
ФГОУ ВПО «Саратовский государственный аграрный университет

имени Н.И. Вавилова»

1   2   3   4   5   6