Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Проверяем чувствительность ТО:

(9.24)

где I_к5⁽²⁾ – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП 1), кА.

Определяем ток срабатывания реле РЭ–571Т, включенного в нулевой провод линии W1:

. (9.25)

Проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ

. (9.26)

Защита линии W2. Выбираем автоматические выключатели токоограничивающие с тепловыми и электромагнитными расцепителями (А3716Б, А3726Б), основные характеристики которых приведены в приложении (И).

Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (U_ном), номинальному току (I_ном) и предельно допустимому отключаемому току КЗ (I_{макс. откл}). А3726Б

Выбираем номинальный ток теплового расцепителя. ,

Определяем ток срабатывания расцепителя выключателя, соответствующий его номинальному току, по приложению И. Iср.т.р. = 312, 5 (А) Проверяем чувствительность МТЗ по формуле, аналогичной (9.19):

, (9.27)

где I_{с.т. р} – ток срабатывания теплового расцепителя, (п.9.2.3), А;

I_к7 ⁽¹⁾ – ток однофазного КЗ в конце линии W2, А; (соответствует точке К₇ на рисунке 7.1).

Если условие не выполняется, то защита линии W2 от однофазных КЗ будет определяться только настройкой токового реле, включаемого в нулевой провод линии.

Определяем ток срабатывания ТО (I_{с. о}) по условиям (9.20) и (9.21) применительно к линии W2.

Сравниваем наибольшее значение «I_с.о » и уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя (I_с.э.р) выключателя из приложения И. При правильном выборе должно соблюдаться соотношение (9.23).

Проверяем чувствительность ТО:

(9.24)

где I_к5⁽²⁾ – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП 1), кА. При К_Ч<1,2 линия W2 будет защищаться от междуфазных КЗ одной МТЗ.

Определяем ток срабатывания реле РЭ–571Т, включенного в нулевой провод линии W1.

Проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ

Защита линии W3

Выбираем выключатели нетокоограничивающие с тепловыми и электромагнитными расцепителями (АЕ2056М, АЕ2066).

Выбираем номинальный ток расцепителя:

Определяем ток срабатывания МТЗ (в зоне токов перегрузки) расцепителя выключателя:

Проверяем чувствительность МТЗ:

Определяем ток срабатывания ТО (I_с.о) по условиям:

– отстройки от тока трехфазного КЗ (I_к8⁽³⁾) в конце линии W3

По наибольшему значению «I_с.о » определяем уставку тока срабатывания ТО расцепителя выбранного типа выключателя из приложения (И):

. (9.22)

Если условие (9.22) не может быть выполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по приложению (И) уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя:

Дальнейший расчет не произвожу, так как в приложении (И) нет выключателя с данными параметрами.

Защита ВЛ 10 кВ

Расчет МТЗ

Определяем ток срабатывания защиты (I_с.з) по двум условиям:

• отстройки от расчетного тока нагрузки (I_{раб.макс}) головного участка (0-4) линии 10 кВ:

, (9.29)

Iс.з. = (1.3*1.1*74,6)/0.65=164,12 А

где К_Н, К_З, К_В – коэффициенты надежности, самозапуска и возврата; для реле РТВ рекомендуется принимать К_Н=1,3; К_З=1,1; К_В=0,65.

• условию селективности с более удаленной от шин 10 кВ защитой ТП 10/0,38 кВ плавкими предохранителями:

, (9.30)

Iс.з. =1.4*80=112 А

где К_н.п=1,4 – коэффициент надежности срабатывания плавкого предохранителя;

I_В.С – ток плавкой вставки, определенный по её защитной характеристике (приложение К) при времени перегорания t=5 с, А; номинальный ток плавкой вставки можно принять по данным 2, с.315 для самого мощного трансформатора 10/0,38 кВ ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта, подключенного к линии 10 кВ.

Большее значение I_с.з= 161,5 А принимается за расчетное.

Определяем ток срабатывания реле:

, (9.31)

Iс.р. =(1*164,12)/40=4,1А,

где К_сх=1 – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле (схема неполной звезды);

К_I – коэффициент трансформации трансформаторов тока (ТТ):

, (9.32)

КI =200/5=40 А,

где I_1н – первичный номинальный ток ТТ, А; выбирается из стандартного ряда значений: 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300 и 400 А по условию:

. (9.33)

200А 74,6 А

Выбираем уставку тока для реле РТВ из ряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 30 и 35 А по условию:

. (9.34)

5А ≥ 4,04А

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты:

. (9.35)

I_с.з = (40*5)/1=200 А,

Проверяем чувствительность защиты:

, (9.36)

Кч =700/200=3,5 1.5,

где I_к3⁽²⁾ – ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ (минимальный ток КЗ), кА; (соответствует точке К₃ на рисунке 7.1).

Расчет ТО

Выбираем ток срабатывания ТО по двум условиям:

• отстройке от максимального тока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта:

; (9.37)

где I_к2⁽³⁾ – расчетный ток трехфазного КЗ для подстанции населенного пункта 1, кА; (соответствует точке К₂ на рисунке 7.1).

Iс.о. = 1.5*6000 = 9000 А,

• отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,38 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение 6, с.130:

, (9.38)

Iс.о. ≥ 4*(1920/1.73*10) =443 А,

где U_{ном.уст}=10 кВ;

S_тр.ном – сумма номинальных мощностей трансформаторов, питающихся от линии, кВА.

Большее значение принимается за расчетное: Iс.о. = 9000 А.

Определяем ток срабатывания реле отсечки по формуле, аналогичной (9.31):

. (9.39)

Iс.р.о. = 1*9000/60=150 А,

Выбираем уставку тока для реле РТМ из ряда значений: 5; 7,5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100; 125 и 150 А по условию, аналогичному (9.34):

. (9.40)

Iу.о. = 150 150

Определяем уточненное значение тока срабатывания ТО:

(9.41)

Iс.о. = 60*150/1=9 кА,

Проверяем чувствительность защиты:

, (9.42)

Кч = 11,5/9=1,3 1.2

где I_к1⁽³⁾ – ток трехфазного КЗ в месте установки ТО на шинах 10 кВ (максимальный ток КЗ), кА; (соответствует точке К₁ на рисунке 7.1).

10. Согласование защит

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени так, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой.

Строим характеристику защиты линии W2, используя результаты расчета (п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателя А3726Б.

Таблица 10.1. Характеристика времени срабатывания выключателя А3726Б

Рисунок 10.1 Характеристика времени срабатывания выключателя А3726Б линии W2.

Характеристика защиты трансформатора ТП 1.

Значение токов плавкой вставки ПКТ101–10–16–20 У1 пересчитываем на напряжение 0,38 кВ (I_нн). Результаты заносим в таблицу 10.2.

Таблица 10.2. Защитная характеристика предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1 при номинальном токе плавкой вставки I_Вном=16 (А)

Рисунок 10.2 Характеристика времени срабатывания предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1.

Характеристика защиты линии 10 кВ.

1) Для МТЗ: I_с.р=9, 911 (А); I_у=10 (А); I_с.з= 200 (А); уставка по времени в независимой части кривой – 2 с;

2) Для ТО: I_с.р.о= 39, 075 (А); I_уо= 40 (А); I_с.о=8000 (А); I_к1 ⁽³⁾ =11547 (А).

Таблица 10.3 Характеристика срабатывания защиты ВЛ. 10 кВ с реле РТВ и РТМ

Рисунок 10.3 Характеристика времени срабатывания РТВ и РТМ

Рисунок 10.4 Карта согласования защит линии 0, 38 кВ трансформатора ТП 1 и линии 10 (кВ)

Вывод: Автоматический выключатель, защищающий линию W2 нечувствителен к трехфазным коротким замыканиям, как при МТЗ, так и при МФТО. Линия W2 будет отключаться при трех фазном коротком замыкании неселективно предохранителем ПКТ101–10–16–20 У1, а в случае его отказа отключится фидер на ПС 10/ 0, 4 кВ.

МФТО – межфазная токовая отсечка.

11. Технико-экономическая часть

Спецификация на оборудование и материалы.

Таблица 11.1 Полная мощность нагрузки для населённых пунктов, мощность и число потребительских КТП 10/0.38

Пункт	РДО, кВт	РДП, КВт		Рво, кВт	Рвп, кВт		cosД	cosВ		Sд, кВА		Sв, кВА		nтп, шт.		Sтп, кВА
6	100	60		160	80		0,78	0,85		128,2		188,2		2		160
5	400	300		420	250		0,74	0,825		540,5		509,1		2		250
4	160	60		190	85		0,825	0,87		193,9		218,4		2		100
3	160	100		200	100		0,78	0,85		205,1		235,3		2		160
2	167,5	81,2		171,44	53,82		0,725	0,825		324,1		247,3		2		160
1	200	70	230		75	0,81			0,87		206,79		197,06		2		160

Таблица 11.2 Спецификация оборудования

Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ

Определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ. Расчет рекомендуется вести по укрупненным показателям, в учебных целях допускается использовать значения показателей в ценах 1990 года. Результаты расчета сводятся в таблицу 11.1

Таблица 11.3

Суммарные капиталовложения:

, (11.1)

где К_крун, К_вл10 и К_пс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, руб.

К=3.5+48+(5,3+14,4+4,8)=76 тыс. руб.

Определяются годовые издержки на эксплуатацию электрической сети 10 кВ:

, (11.2)

И=3520+4000+4431=11951 руб.

где И_А, И_ОБ, И_П – издержки на амортизацию и капитальный ремонт; на обслуживание; на потери электрической энергии; руб./год.

,

ИА=(3.5*6.4/100)+(48*3.6/100)+( (5,3+14,4+4,8)*6.4/100)=

= 3,52 тыс. руб./год

где Р_А.КРУН, Р_А.ВЛ, Р_А.ПС – нормы амортизационных отчислений для ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ, %;

, (11.4)

где n_{уе КРУН}, n_{уе ВЛ}, n_{уе ПС} – сумма условных единиц по обслуживанию ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ;

 - затраты на обслуживание одной условной единицы, руб.; могут быть приняты равными 28 руб. в год

ИОБ=0.028*(16.3+1,7*48+4*12)=4 тыс. руб./год

, (11.5)

где И_{п ВЛ}, И_{п ТР} – издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, руб./год.

ИП=1481+2950=4431 руб./год.

, (11.6)

ИП.ВЛ=54509,3 *2.69*0.01=1481 руб./год

Свл = М+N/h =0.84+5000/2700 = 0.84+1.85=2.69 коп./(кВт*час)

, (11.7)

ИП.ТР1,1=((127/160)²*2.65*1100*4.46+0.565*8760*1.56)*0.01=157.8 руб./год.

Ск= М+N/h =0.87+6100/1700=4.46 коп./(кВт*час),

Сх= М+N/h =0.87+6100/8760=0.87+0.69=1.56 коп./(кВт*час).

∑ИП.ТР=2950 руб/год

Рассчитывается переданная за год по линиям 10 кВ энергия:

, (11.8) Wгод=1098,9*3417=3754941,3 кВт*ч/год

где Р_расч – максимальная расчетная активная мощность (дневного или вечернего максимума) нагрузки на головном участке ВЛ 10 кВ, кВт;

Т_м – время использования максимальной нагрузки, ч;

, (11.9)

При =1900 ч, Т_м=3417 ч

Определяется себестоимость 1 кВтч электрической энергии (руб/кВтч), отпускаемой с шин 0,4 кВ подстанций 10/0,38 кВ:

, (11.10)

Сш0,4=(0.024+0.033+(76000*0.12+11951)/ 3754941,3)* 40=

=2.51 руб./кВтч

где З_с=0,024 руб/кВтч;

З_в=0,033 руб/кВтч;

Е_н=0,12

12. Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения выполняют как внутренней, так и для наружной установки на всю шкалу напряжений, начиная от 380 В. Однофазный трансформатор напряжения состоит из замкнутого сердечника и двух обмоток. Первичная обмотка включена на напряжение сети, а к вторичной обмотке присоединяют параллельно обмотки приборов и реале.

Соотношение номинальных первичного и вторичного напряжений определяется номинальный коэффициентом трансформации, который приблизительно равен отношению чисел витков первичной и вторичной обмоток:

n= U1н/U2н≈W1/W2

принцип действия, устройство и схемы включения трансформаторов напряжения аналогичны силовым трансформаторам. Однако их номинальная мощность не велика.

Погрешность по напряжению вносит ошибку в показания всех приборов, ее следует так же учитывать при анализе работы реале напряжения, мощности и др., получающих другую информацию трансформатора напряжения. Угловая погрешность имеет значение только для ваттметров, счетчиков, фазометров и других подобных приборов, а так же реле ваттметрового типа, у которых измерение угла вызывает дополнительную ошибку.

Погрешности практически зависят от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали, от значения и коэффициента мощности вторичной нагрузки, от первичного напряжения.

Трансформатор напряжения может работать в разных классах точности в зависимости от его вторичной нагрузки. Номинальная нагрузка трансформатора напряжения – это наибольшая нагрузка, при которой погрешности не выходят за допустимые пределы, установленные для трансформаторов данного класса. На паспортной табличке трансформатора напряжения указывают возможный наивысший для него класс точности.

Промышленность изготовляет трансформаторы напряжения различных типов, однофазные и трехфазные, для внутренней и наружной установок. В зависимости от назначения трансформаторы напряжения имеют различные схемы соединения обмоток. Схема с одним однофазным трансформатором НОМ, обеспечивающая измерение одного линейного напряжения. Схема с двумя однофазными трансформаторами, соединенными по схеме открытого треугольника, позволяет измерять все три линейных напряжения. Для измерения всех линейных и фазных напряжений можно использовать схему с тремя однофазными трансформаторами. Схема с трехфазным трехстержневым трансформатором дает возможность измерить три линейных напряжения. В сельских электрических сетях широко используется трехфазные пятистержневые трансформаторы НТМИ с двумя вторичными обмотками. При этом обмотку, соединенную в звезду, используют для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник. Присоединяют реле контроля изоляции. На выводах этой обмотки в нормальном рабочем режиме и при междуфазных к.з. напряжение близко к нулю, а при однофазном замыкании на землю появляется утроенное напряжение нулевой последовательности. Поэтому. Хотя однофазное замыкание на землю в сети незаземленной нейтралью не является короткими замыканием и сопровождается относительно небольшим током, на который обычно не реагирует релейная защита, реле контроля изоляции обеспечит четкую сигнализацию о наличии этого ненормального режима. Учитывая, что при металлических замыканиях на землю напряжение поврежденной фазы становится равным нулю, а двух других фаз увеличивается, по показаниям вольтметров, включенных на фазные напряжениям вольтметров, включенных на фазные напряжения вторичной обмотки, легко установить поврежденную фазу.

Заземление нейтрали первичной обмотки трансформатора НТМИ требуется для создания контура током нулевой последовательности. Заземление вторичной обмотки необходимо для обеспечении безопасности персонала. Дополнительные два стержня пятистержневого магнитопровода, кроме трех основных с фазными обмотками. Необходимы для замыкания магнитных потоков нулевой последовательности. Схему, аналогичную трансформатору НТМИ, можно собрать также из однофазных трансформаторов типа ЗНОМ – однофазных трехобмоточных с заземленным выводом первичной обмотки.

Промышленность выпускает трехфазные трансформаторы на напряжение до 18 кВ, однофазные на все стандартные напряжения.

На установках на напряжение 6кВ и выше используют трансформаторы напряжения с масляной изоляцией. При этом обмотки и магнитопровод залиты маслом и помещены в металлические бачки при напряжении 6…35кВ и в фарфорный кожух при напряжении 110кВ и выше.

Заключение

1. В процессе выполнения курсового проекта на тему «Электроснабжение сельского населённого пункта» по дисциплине «Электроснабжение» по заданному району, включающему шесть населённых пунктов, был произведён расчет линии 10 кВ и линии 0.38 кВ заданного населённого пункта. Он включает расчет электрических нагрузок населенного пункта, определение мощности и выбор трансформаторов, электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ, построение таблицы отклонений напряжения, электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ, конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования подстанции ТП 1, расчет защиты от токов короткого замыкания, согласование защит, технико-экономическую часть, а также спецвопрос.

2. Курсовое проектирование – важная составляющая при получении высшего образования. Оно позволяет закрепить, углубить и обобщить теоретические знания, полученные в процессе изучения технических дисциплин и повысить уровень знаний студентов. Также развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач.

Литература

1) Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроснабжения» Ижевск: ИжГСХА, Кочетков Н.П. 2004 – 74 с.

2) Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990. – 496 с.

Размещено на Allbest.ru

Характеристики

Список файлов курсовой работы