Курсовой проект 3 по электроэнергетике

где IПКС ,iПКС – действующее u амплитудное значения токов предельной коммутационной способности;

iдин, iуМАКС – ток электродинамической стойкости автомата и ударный ток к.з.;

IТ ,t – ток и время термической стойкости.

Проверку на электродинамическую и термическую стойкость не выполняют, если значения для них не указаны в каталогах.

Номинальный ток теплового расцепителя определяют так:

UНВ ≥UC ; IНВ ≥ I раб.max .

(33)

Автоматы проверяются по условиям стойкости при к.з.:

IПКС ≥ IКМАКС(3)	или iПКС ≥iуМАКС(3) ;	(34)
iдин ≥iуМАКС(3) ; IT2t ≥ Bк ≈0,1(IкМАКС(3) )2 ,		(35)

IНрасц ≥ I рабМАКС ,

(36)

Ток срабатывания IС0 электромагнитного расцепителя (отсечки) для линий без двигательной нагрузки:

IС0 ≥1,5I рабМАКС;	(37)
для линий с двигательной нагрузкой:
IC 0 ≥ 2,1(I рабМАКС + IпускМАКС ).	(38)

Коэффициенты чувствительности определяют для каждого расцепителя:

	(1)		I (1)		(2)		I (2)
K	Ч	=	K	>3; K	Ч	=	K	=1,2;	(39)
			IНрасц				IC 0

где IK(1) , IK(2) – минимальные значения тока однофазного к.з. в наиболее уда-

ленной точке линии и тока двухфазного к.з. в месте установки автомата. Выбранные предохранители и автоматы должны быть проверены по ус-

ловию селективности с предыдущей и последующей защитами.

3.14 Согласование предохранителей ПКТ-10 и автоматов по селективности

Важно согласовать выбранный автоматический выключатель отходящей ВЛ 0,38 кВ с предохранителем ПКТ-10, установленным на трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ со стороны 10 кВ.

Необходимо, чтобы при к.з. в точке К (рисунок 4) автоматический выключатель отходящей линии сработал и отключил аварийный режим, а в случае несрабатывания выключателя, через ступень выдержки времени (не менее 0,6- 0,7 с) сработал кварцевый предохранитель ПKT-10.

Таким образом выбор номинального тока предохранителя зависит от результата согласования времени его срабатывания со временем действия автоматов на ВЛ 0,38 кВ.

Согласование защит по времени обычно выполняется по карте селективности. Для этого в координатах «время – ток» наносят характеристику срабатывания выбранного автоматического выключателя для наиболее нагруженной отходящей линии, затем на амперсекундной характеристике автомата фиксируют ток трехфазного к. з. на шинах 0,4 кВ ТП10/0,4 кВ.

От характеристики срабатывания автомата при	токе IK(3) откладыва-
ют ступень выдержки времени 0,6..1 секунда и наносят	контрольную точку

А, ниже которой не должна проходить характеристика ПКТ-10. Из всего множества характеристик ПКТ-10 следует выбрать ту, которая ближе всего к точке

А, но не ниже неё. Номинальный ток, соответствующий этой характеристике, и является искомой величиной.

Рисунок 4 – Согласование работы автоматического выключателя и плавкого предохранителя по времени: а) пояснительная схема к карте селективности, б) карта селективности, 1 – амперсекундная характеристика автоматического выключателя, 2 – амперсекундная характеристика плавкого предохранителя

При согласовании амперсекундную характеристику ПКТ-10 приходится переносить на карту селективности. При этом токи характеристики предохранителя следует пересчитать с напряжения 10 кВ на напряжение 0,38 кВ по формуле I0,38 = I10 ·10 / 0,4.

Время срабатывания выбранного плавкого предохранителя проверяется при минимальном токе короткого замыкания: ∆tI = 0,8...1 с.

3.15 Грозозащитные и повторные заземления Размещение грозозащитных заземлений на ВЛ-0,38 кВ должно выпол-

няться в соответствии с пунктом 2.4.26 ПУЭ [6]. В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой с неэкранированными трубами и высокими де-

ревьями ВЛ-380/220 В должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений. Сопротивление каждого из этих заземляющих устройств должно быть не более 30 Ом, а расстояния между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40 часов и 100 м -для районов с числом грозовых часов в году более 40 часов. Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и т.п. ) или представляющие большую хозяйственную ценность (склады, мастерские, животноводческие помещения и пр.). На конечных опорах линий 380/220 В, имеющих ответвления к вводам, наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления должно быть не более 100 м для районов с числом грозовых часов в году от 10 до 40 и 50 м - для районов с числом грозовых часов в году более 40 часов. К указанным заземляющим устройствам должны быть присоединены крюки и штыри деревянных опор и арматура железобетонных. В сетях с глухо заземленной нейтралью для заземляющих устройств от атмосферных перенапряжений следует, по возможности, использовать заземляющие устройства повторных заземлений нулевого

провода.

Для ВЛ-0,38 к В необходимо также обеспечить повторные заземления нулевого провода. Общее сопротивление растеканию тока всех повторных заземлений нулевого провода каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при напряжении 380 В. При этом сопротивление растеканию тока заземлителя каждого из повторных заземлителей должно быть не более 30 Ом [6, 8].

Заземление ТП 35-10/0,4 кВ осуществляется прокладкой горизонтального замкнутого контура, к которому присоединяется заземляемое оборудование. Сопротивление этого контура не должно быть более 10 Ом [6, 8]. Кроме горизонтального контура в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен быть установлен искусственный вертикальный заземлитель, сопротивление которого не должно быть более 30 Ом [6, 8].

Общее сопротивление заземляющего устройства для ТП, имеющего од-

новременно напряжение до 1 кВ и свыше 1 кВ, определяется из следующих условий:

RЗ ≤125/ IЗНЗ;	(40)
RЗ ≤ 4 ρС /100,	(41)

где IЗНЗ - ток замыкания на землю в сети свыше 1 кВ (c изолированной нейтралью), А;

ρС - удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезона, равное

ρС = ρ kC ,

(42)

где ρ - удельное сопротивление грунта, определяемое по приложению 20, Ом·м;

kС – коэффициент сезонности, определяемый по приложению 21.

Общее сопротивление повторного заземлителя каждой отходящей oт ТП

ВЛ:

Rз.лин ≤10 Ом.

(43)

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора

RзНТ ≤ 4 Ом.

(44)

В курсовом проекте рекомендуется провести расчет сопротивления заземляющего устройства ТП 10(35)/(),4 кВ. Заземление ТП 10(35)/0,4 кВ может быть обеспечено не одним лишь искусственным, но и естественным заземлителем, например свинцовыми оболочками кабелей пли повторными заземлителями на ВЛ 0,38 кВ. Искусственный заземлитель может состоять из вертикальных

электродов (стержневых заземлителей) и соединительной полосы. Сопротивление стержневого заземлителя определяется по формуле

R	= 0,366ρ lg 4l ,		(45)
СТ	l	d

где l и d длина и диаметр стержня, м.

Если при определении числа стержней пренебречь их взаимным экранированием, то число стержневых заземлителей будет равно:

n =	RСТ	.	(46)
	R
	0

По приложению 22 можно определить коэффициент взаимного экраниро-

вания ηСР в зависимости от числа стержней n их длины l и расстояния между ними d.

Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей

R	рез.с	=	R	.	(47)
			n ηСР

Сопротивление соединительной полосы можно определить, по формуле

R =	0,366ρ	C		2 l2
			lg	П ,	(48)
	lП ηСР			b tП

где lП – длина всей соединительной полосы, м; b – ширина соединительной полосы, м;

tП – глубина заделки соединительной полосы, м;

ηПЕ – коэффициент взаимного экранирования полосы (приложение 22).

Общее сопротивление заземлителя TП 10(35)/0,4				кВ определяется по
формуле [8]
R	=	RСТ RП	, Ом.	(49)
З.ОБЩ.ТП		RСТ + RП

Общее сопротивление заземлителя TП 10(35)/0,4 кВ с учетом повторного заземления отходящих от подстанции ВЛ 0,38 кВ

R	=	RЗ.ЛИН RЗ.ОБЩ.ТП	,	(50)
З.УСТР		RЗ.ЛИН + RЗ.ОБЩ.ТП

где RЗ.ЛИН – сопротивление заземления ВЛ 0,38 кВ.

3.17 Технико-экономические показатели

Технико-экономическими показателями спроектированной системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость одного киловатт-часа, отпущенного потребителю [2, 3, 5, 6, 9].

Методика приближенного расчета, излагаемая в данных методических рекомендациях, разработана в ВИЭСХ.

Для группы электроприемников, присоединенных к сельской электрической сети 0,38 кВ, приведенные затраты на производство и передачу электрической энергии можно рассматривать как сумму трех составляющих:

-затрат на электроэнергию, отпускаемую с шин энергосистемы (ЗС),

-затрат на передачу энергии по сельским сетям напряжением 110-10 кВ

(ЗВ);

-затрат на передачу электроэнергии через ТП напряжением 10(35)/0,4 кВ

ивоздушные линии 0,38 кВ (ЗН):

С0,38 = ЗС0+ ЗВ0 + ЗН0,

(51)

где ЗС0, ЗВ0, ЗН0 – удельные затраты на один киловатт-час в энергосистеме, по сетям высшею напряжения и по сетям низшего напряжения; С0,38 – стоимость выработанного и переданного потребителям, присоединенным к сетям напряжением 0,38 кВ одного киловатт-часа.

Затраты на производство и передачу одного киловатт-часа в энергосистеме ЗС = 1,13 руб/кВт·ч. Годовые затраты на передачу энергии по сетям напряжением 110...10 кВ определяют по формуле

ЗН = ∑n	Кi ЕН + ∑n	∑m	Иij	(52)
i =1	i =1	j =1

где n – число элементов схемы электроснабжения, представленной на расчет; (например ВЛ 35-110 кВ, ТП 35-110/10 кВ, BJI10 кВ);

m – число учитываемых видов издержек производства;

K – капитальные вложения в i-й элемент схемы, тыс. руб. (приложение 31, 34, 35);

ЕН -нормативный коэффициент сравнительной эффективности, равный 0,1; Иij - издержки вида j для i-го элемента схемы электроснабжения, тыс. руб. Издержки производства состоят из издержек на амортизацию (ренова-

цию) – ИА, на капитальный ремонт – ИКР; на потери электрической энергии – ИЭЛ.ЭН.; на обслуживание электрических сетей – ИОБС и прочие издержки – ИПР.:

m
∑Иj = ИА + ИЭЛ.ЭН + ИОБС. + ИПР. + ИКР,	(53)

j=1

где ИА = K ipai, pаi - коэффициент отчислений i-го элемента схемы на восстановление (реновацию) (приложение 32);

ИЭЛ.ЭН. = с∆W; с - стоимость потерянного киловатт-часа, руб /кВт-ч; приближенно берется равной приведенным затратам на предыдущей (к энер-

госистеме) ступени напряжении, т е. с = ЗС; ∆W - количество потерянной электроэнергии (в сумме для элементов BЛ 35-110 кВ, ТП 35-110/10 кВ и BЛ 10 кВ может быть приближенно принято равным 7 % от общего количества электроэнергии, переданной через ТП 35-110/10 кВ);

ИПР + ИОБС = γ·Nyе, (Nуе – число условных единиц для обслуживания i-го элемента схемы (приложение 33), γ – стоимость одной условной единицы, равная 28 руб./кВт-ч (в ценах на 01.01.91);

ИКР= КiрКРi, (рКР – норма отчислений на капитальный ремонт, приложение

32).

Более точно значения потерь электрической энергии в сети 10 кВ может быть получено по формулам (14) и (15) настоящих методических рекомендаций. При этом значение потери электроэнергии в линиях 10-35 кВ можно рассчитать, используя значение эквивалентной мощности магистрали (9).

	∆W	=	SЭКВ2 r0 lмτ +∑Sотп2 r0 lотпτ	,	(54)
			Uн2
	ВЛ

где SЭКВ, Somn – эквивалентная мощность магистрали и расчетная мощность отпайки, кВ·А;

r0 – погонное активное сопротивление провода, Ом/км; lм, lотп – длина магистрали и отпаек линии, км;

τ – время потерь, ч (зависит от нагрузки участка линии).

Для расчета потерь электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ рекомендуется использовать коэффициент связи Кн/м между потерями напряжения и потерями мощности

	К	н/ м	=	∆P	,	(55)
				∆U

где ∆Р – потери мощности в % от активной мощности головного участка ВЛ;

∆U – потери напряжения в % от подстанции 10(35)/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя.

Для сельских ВЛ 0,38 кВ центра России этот коэффициент в среднем можно принимать равным 0,95, тогда годовые потери электроэнергии в линии 0,38 кВ равны

∆W =	∆U % Кн/ м Pг τ,	(56)
	100

где Рг – активная мощность, головного участка линии, кВт.

Стоимость 1кВт ч электроэнергии, отпущенной потребителю, равна отношению суммарных годовых затрат на элементы схемы (от источника питания до места присоединения потребителя) к значению полезно отпущенной электроэнергии.

Себестоимость I кВтч электроэнергии равна отношению суммарных годовых издержек всех элементов к значению полезно отпущенной электроэнергии.

Таким образом, стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, отпущенной с шин 10

кВ ТП 35-110/0,4 кВ, равна:

				ЕН ∑n	Ki + ЗС 0,07 РРТПТРТП +γ∑n	Nу.е. +∑n	Кi pai +∑n	Ki pк. р.i
З	В	=С	=	i=1	i=1	i=1	i=1		+ З	, (57)
		10			РРТПТРТП				С

где РРТП = SРТП·cosϕ;

ТРТП – время использования максимума нагрузок.

Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии на шинах 10 кВ ТП 35-10/0,4 кВ: