Дипломная работа: Реконструкция электроснабжения колхоза "Прогресс"

 ≈ 60 А.

Условие (2.17) для послеаварийного режима

1,3·65 = 84,5 А > 60 А.

Данное условие также выполняется.

К техническим условиям относят также проверку по потере напряжения:

-  в рабочем режиме:

 ≤ 5%(2.19)

-  в послеаварийном режиме:

 ≤ 10%(2.20)

гдеl – длина кабельной линии, км;

х0, r0 – удельные активное и индуктивное сопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.

Находим потерю напряжения в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:

 = 2,1% < 5%.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.

Далее определяем потери в кабельной линии:

-активной мощности

, кВт(2.21)

-реактивной мощности

, квар(2.22)

-активной электроэнергии

, МВтч/год,(2.23)

где  - потери в изоляции кабеля, определяемые как

.(2.24)

Так как,  - величина сравнительно небольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;

t - время максимальных потерь, определяемое по формуле:

, ч(2.25)

где Тм=4500 ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда  ч.

Определяем потери активной мощности в кабельной линии 1:

Ркл1 = 3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.

Потери реактивной мощности в этой же линии 1:

Qкл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.

Потери активной электроэнергии в кабельной линии 1:

ΔWКл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.

Рассчитаем сечения проводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя для участка линии формулу:

ΔUучастка = ΔUуд·Sрасч.участка·lучастка.

Принимая провод 3А35+А35 (r0 = 0,83 Ом/км) для участка ΔU2-1-11 и провод 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери напряжения на участках линии 2:

ΔU2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;

ΔU2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;

ΔU2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:

ΔU2макс = ΔU2-2-1+ ΔU2-1-11;

ΔU2макс = 1,24+ 0,43 = 1,67% < ΔUдоп= 5%.

Следовательно, выбранные сечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии 2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ΔU3-3-9, ΔU3-3-7, ΔU3-3-6, ΔU3-2-5, ΔU3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:

ΔU3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;

ΔU3-3-7 = 0,83·10·0,025 = 0,21%;

ΔU3-3-6 = 0,83·3·0,015 = 0,04%;

ΔU3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;

ΔU3-2-5 = 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;

ΔU3-1-3-2 = 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;

ΔU3-1-12 = 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;

ΔU3-3-1 = 0,588·28·0,121 = 1,99%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 3 состоит из потерь на участках:

ΔU3макс = ΔU3-3-1+ ΔU3-1-3-2+ ΔU3-2-3-3+ ΔU3-3-7;

ΔU3 = 1,99 + 1,68 + 0,64 + 0,21 = 4,52% < ΔUдоп= 5%.

Принимаем провод 3А70+А70 (r0 = 0,42 Ом/км) для участков ΔU4-4-1, ΔU4-1-4-2, ΔU4-2-4-2-1, ΔU4-2-1-2-2, для ΔU4-1-2, ΔU4-1-2 и ΔU4-2-2-4 - провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35 - для ΔU4-2-2-8, ΔU4-2-1-3. Тогда потери напряжения на участках линии:

ΔU4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;

ΔU4-2-2-4 = 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;

ΔU4-2-1-2-2 = 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;

ΔU4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;

ΔU4-2-4-2-1 = 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;

ΔU4-2-1 = 0,588·6·0,015 = 0,05%;

ΔU4-1-4-2 = 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;

ΔU4-1-2 = 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;

ΔU4-4-1 = 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 4 складывается из потерь на участках:

ΔU4макс = ΔU4-4-1+ ΔU4-1-4-2+ ΔU4-2-4-2-1+ ΔU4-2-1—2-2;

ΔU4 = 1,65 + 1,55 + 1,67 + 0,43 = 4,47% < ΔUдоп= 5%.

2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38 кВ

Для воздушных линий принимаем железобетонные опоры на основе стойки СВ-10,5-5 (длина стойки 10,5м и допустимый изгибающий момент не более 5т·м). Глубину заложения опор в грунт принимаем равную 2,5 м.

Пролёты между опорами возушных линий принимаем:

·  для проводов А70 - 37 м;

·  для проводов А50 – 40 м;

·  для проводов А34 – 45 м,

 длины ответвлений к вводам в здания – не более 10м.

Крепление проводов выполним на изоляторах ТФ-20. Крепление проводов на промежуточных опорах выполним проволочными скрутками, а на концевых опорах – зажимами плашечными типа ПА.

Траверсы присоединяем проводниками диаметром 6 мм к нулевому проводу посредством зажимов ПА.

Для заземления опор используем один из стежрней стойки, к которому с двух сторон привариварены заземляющие элементы.

В качестве шинопроводов 0,4 кВ принимаем шинопровод ШРА73-400 с параметрами:

Iн ≤ 400А, Uн = 380 В,

rф= 0,15мОм/м,

 хф=0,17мОм/м,

rN=0,162мОм/м,

хN=0,164мОм/м,

lш=0,7м.

Повторные заземления нулевого провода принимаем Rп.з.≤ 30 Ом.

3. Выбор оборудования и защиты линий сети электроснабжения

3.1 Выбор предохранителей в сети 0,38 кВ и проверка защиты

Предохранители для линий 0,38 кВ выбираем по напряжению сети и рабочему току в начале линии из условий:

Uпр ³ Uсети и Iпр ³ Iл.(3.1)

Параметры линий и выбранных [4] предохранителей сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Параметры предохранителей в сети 0,38 кВ

Как следует из таблицы 3.1, выбранные предохранители удовлетворяют условиям (3.1). Для проверки предохранителей на отключающую способность и быстродействие необходимо определить возможные максимальные и минимальные токи короткого замыкания.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

Составим схему замещения линии 1 электропередачи сети 0,38 кВ. Намечаем на схеме замещения расчётные точки 1 и 14. В точке 15 ток однофазного КЗ не учитываем, т.к. он заведомо больше, чем в точке 14 (длина участка до т. 15 короче, чем до т.14). Рассчитываем параметры схемы замещения линии 1.

Сопротивления прямой последовательности трансформатора [4], приведённые к ступени низшего напряжения

rT1 = 17,5 мОм;

хТ1 = 41,5 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т1, обмотки которого соединены по схеме «звезда-звезда с нулем», принимаем по данным таблицы п.5.3 [4]

rT0 = 10 rT1 =175 мОм;хТ0 = 7 хТ1 =290,5 мОм.

Сопротивления прямой последовательности с учётом двух болтовых соединений на фазу шинопровода ШРА73-400:

rш1 = 0,006·2 + 0,15∙0,7 = 0,012 + 0,105 = 0,1117 мОм;

хш1 = 0,17∙0,7 = 0,119 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопровода принимаем по рекоменциям [4] как

rш0 = rш1 + 3rN = 0,105 +3·0,162 = 0,591 мОм;

хш0 =7,5 хш1 = 7,5·0,119 = 0,893 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности участка 1-2 кабельной линии с жилами А35 (r0 = 0,89 Ом/км, х0 = 0,064 Ом/км):

r1-21 = 0,89·0,09 = 80 мОм;

х1-21 = 0,064·0,09 = 5,8 мОм.

Полное сопротивление нулевой последовательности участка 1-2 из кабеля ААШв (табл.п.6.13 [4]):

z1-20 = 1,83·0,09 = 164,7 мОм.

Для участка 2-14 кабельной линии:

r2-141 = 0,89·0,033 = 29,4 мОм;

х2-141 = 0,064·0,033 = 2,1 мОм;

z2-140 = 1,83·0,033 = 60,4 мОм.

Определяем сопротивления прямой последовательности до точки 1

R1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке 1:

IКЗ.макс = 5,1 кА.

Проверяем предельную отключающую способность предохранителя ПП 40 с предельным током вставки Iпр = 200 кА:

Iпр ≥ ;(3.2)

Iпр = 200 кА ≥ ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Условие (3.2) выполняется, значит, выбранный предохранитель ПП 40 при максимальном расчётном токе КЗ не разрушится. Рассчитаем минимальный ток КЗ в точке 14. Суммарные сопротивления линии до точки 14 равны

r1Σ = 17,62 + 29,4 = 47,02 мОм;

х1Σ = 41,62 + 2,1 = 43,72 мОм;

z0Σ = 164,7 + 60,4 = 225,1 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке 14 будет равен

2,4 кА.

По графику время - токовой характеристики плавкой вставки (рис.6.2 [4]) принятый предохранитель при токе 2,4 кА разорвёт цепь за 0,05 с. Следовательно, выбранный предохранитель ПП 40 проходит.

Проверим чувствительность и быстродействие защит линий 4, 2 и 3 предохранителями ПП 40 с плавкими вставками на 160А, 40А и 63А.

Сопротивления прямой последовательности до точек «0» линий:

R1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке «0»:

IКЗ.макс = 5,1 кА.

Предельная отключающая способность предохранителей ПП 40 с предельным током Iпр = 200 кА:

Iпр = 200 кА ≥ ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Предохранители выбраны правильно по предельной отключающей способности и не разрушатся при максимальном токе КЗ

Таблица 3.2–Результаты расчёта параметров схем замещения ВЛ0,4 кВ

Определим минимальные токи КЗ в линиях. С учётом схемы линии 2 суммарные сопротивления от точки «0» до точки «11»:

r1Σ = 17,62 + 77,6 + 86,3 = 181,5 мОм;

х1Σ = 41,62 + 39,2 + 32 = 112,8 мОм;

r0Σ = 175,591 + 1,18 + 1,7 = 178,5 мОм;

х0Σ = 291,393 + 0,62 + 0,64 = 292,6 мОм.

Суммарные сопротивления от точки «0» до точки «13»:

r1Σ = 17,62 + 77,6 + 11,7 = 106,9 мОм;

х1Σ = 41,62 + 39,2 + 6,2 = 87,0 мОм;

r0Σ = 175,591 + 2·1,18 = 177,9 мОм;

х0Σ = 291,393 +2·0,62 = 292,6 мОм.

Ток однофазного КЗ воздушной линии

,(3.3)

где КСЗ = 0,77 с учётом трёхметровой длины вертикальных заземлителей и III зоны климата;

KR = KX = 0,96 – поправочные коэффициенты на заземлители.

1,044 кА.

1,332 кА.

По наименьшему из токов КЗ проверяем быстродействие предохранителя с номинальным током плавкой вставки 40А. Быстродействие плавкой вставки 40А при токе 1,044 кА составляет 1с. Предохранитель ПП40 удовлетворяет.

Из анализа схемы замещения линии №3 видно, что наименьшие токи КЗ могут возникнуть в точке «5» или в точке «9». Определим суммарные сопротивления от точки «0» до точки «5»:

r1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 70,5 = 222,7 мОм;

х1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 26,2 = 135,8 мОм;

r0Σ = 175,591 + 2·1,18 + 1,7 = 179,6 мОм;

х0Σ = 291,393 + 2·0,62 + 0,64 = 293,3 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «5» воздушной линии №3:

0,894 кА.

Суммарные сопротивления в линии №3 от точки «0» до точки «9»:

r1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 36,5 + 29,9 = 218,6 мОм;

х1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 18,4 +11,1 = 139,1 мОм;

r0Σ = 175,591 + 3·1,18 + 1,7 = 180,8 мОм;

х0Σ = 291,393 + 3·0,62 + 0,64 = 293,9 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «9» воздушной линии №3:

0,893 кА.

Так же ток КЗ, равный 893А, приведёт к расплавлению плавкой вставки 63А, защищающей линию №3 за время около 1,4 с, что приемлимо.

На основании анализа схемы замещения линии №4 принимаем, что наименьший ток КЗ будет в точке «8». Определим суммарные сопротивления до этой точки:

r1Σ = 17,62 + 19,3 + 39,9 + 51,2 + 16 + 40,7 = 184,7 мОм;

х1Σ = 41,62 + 13 + 26,9 + 34,5 + 10,7 + 15,1 = 141,8 мОм;

r0Σ = 175,591 + 4·0,84 + 1,7 = 180,6 мОм;

х0Σ = 291,393 + 4·1,62 + 0,64 = 298,5 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «8» воздушной линии №4:

0,973 кА.

Видим, что ток 973А, расплавит плавкую вставку на 160А за 1,2 с.

3.3 Проверка кабельной линии на термическую стойкость

Проверка кабельной линии на термическую стойкость определяет условие выбора минимального сечения кабеля, при котором нагрев за время действия тока КЗ был меньше допустимого. Это сечение по формуле:

Fмин = ,

где с = 90 – для кабелей с аллюминевыми жилами напряжением до 10 кВ;

Iу- действующее значение установившегося тока КЗ;

tф - фактическое время действия тока КЗ, берем tф=0,02+0,1=0,12с.

Если Fмин окажется больше сечения кабеля, выбранного по другим условиям, то сечение кабеля следует увеличить до нового стандартного сечения. Определяем минимально возможное сечение кабеля:

Fмин = = 19,6 мм2.

Сравниваем полученное сечение с выбранным ранее А35, сечение которого составляет 35 мм2, т.е. выполняется условие

Fмин = 19,6 мм2 < Fкаб = 35 мм2.

Таким образом, кабель, выбранный ранее для линии 1 по экономической плотности тока, по термической стойкости также проходят.

3.4 Выбор трансформаторной подстанции

Принимаем для электроснабжения фермы в с. Медведово трансформарную подстанцию закрытого типа на два трансформатора 10/0,4кВ типа В-42-5-400М4 с АВР. Конструкция подстанции включает двухэтажное здание, силовые трансформаторы Т1 и Т2 мощностью по 160 кВА, РУ 10кВ и щит 0,4кВ. Конструкция здания позволяет использовать трансформаторы мощностью до 400 кВА для перспективного увеличения нагрузки.

РУ 10кВ расположено на 2-м этаже здания и укомплектовано камерами одностороннего обслуживания типа КСО-366. Дя резервного ввода установлены две камеры КСО-272.

Щит 0,4 кВ расположен на 1-м этаже и укомплектован панелью отходящих линий и распределительными панелями серии ЩО70. Здесь же смонтированы групповые щитки электрического освещения, обогрева и вентиляции, кнопочный пост управления и магнитный пускатель аварийной вентиляции, а также шкафы счётчиков электроэнергии и трансформатор 220/36В ремонтного освещения. Защита групповых щитков выполнена плавкими предохранителями. Для обогрева счётчиков электроэнергии использованы лампы накаливания 100 Вт 220В. Технологический обогрев камер КСО – 366 и КСО – 272 в РУ 10кВ производится двумя электропечами, включаемыми автоматически при температуре в помещении подстанции ниже -200С. Аварийная вытяжная вентиляция, осуществляется в соответствии с ПУЭ [5], и рассчитана на 5-кратный обмен воздуха в течение часа.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7